無鉆機低成本棄置技術(shù)在渤海某油田的應(yīng)用

徐鴻飛

(中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)分公司 天津300450)

0 引 言

油氣田生命周期一般可分為勘探、開發(fā)、生產(chǎn)、棄置 4個階段[1]。目前，國內(nèi)部分油田經(jīng)歷了長期開發(fā)，其儲層資源基本枯竭，進入生命周期末期即棄置階段。棄置作業(yè)本身無法產(chǎn)生直接經(jīng)濟效益，尤其是海上油田的棄置，面臨更高的作業(yè)難度和作業(yè)成本，以及更大的環(huán)保壓力，對作業(yè)工藝和裝備都提出了更高要求[2]。因此，不斷降低棄置作業(yè)成本是當(dāng)今棄置技術(shù)的主要研究與發(fā)展方向之一。

1 A1油田概況

渤海 A1油田經(jīng)過二十年的開發(fā)，儲層已經(jīng)枯竭。A1 油田所處水域平均水深 6～7m，有 5座平臺，其中 PRPA、PRPB、PRPC 為生產(chǎn)平臺，WHPA、WHPB為井口平臺(表 1)，各平臺之間通過棧橋連接。PRPA平臺為 4腿導(dǎo)管架平臺，高度 11.45m；PRPB、PRPC平臺為3腿導(dǎo)管架平臺，高度11.45m。WHPA有 8口井，其中 5口井外層隔水導(dǎo)管尺寸為850mm，3口井隔水導(dǎo)管尺寸為1200mm；WHPB有6口井，隔水導(dǎo)管尺寸為850mm。除此之外還有1座棧橋樁和火炬樁需要拆除，尺寸均為1200mm。

表1 A1油田導(dǎo)管架樁腿及井筒外徑Tab.1 Outer diameters of jacket legs and wellbore of A1 oilfield

根據(jù)甲方要求，A1油田進行整體棄置，主要分為以下階段：

①井筒封堵。將所有井筒進行封堵，并回收采油樹；②清洗平臺，將導(dǎo)管架平臺上部組塊與樁腿切割分離并回收；③將導(dǎo)管架樁腿及井筒切割至泥面以下5～6m 處；④回收運輸上部組塊與導(dǎo)管架，并運送回陸地。

A1油田整體棄置項目難點主要集中在導(dǎo)管架平臺上部組塊切割分離后對導(dǎo)管架及井筒的棄置回收，如何在符合標(biāo)準(zhǔn)的同時實現(xiàn)低成本棄置是該項目的難點。本文對A1油田整體棄置作業(yè)中的回收導(dǎo)管架及井筒階段進行闡述。

2 導(dǎo)管架樁腿及井筒切割方案優(yōu)化

根據(jù)調(diào)研的情況，該油田的棄置存在以下難點：①歷史久遠(yuǎn)，油氣井資料完整性差，相關(guān)回接資料、固井質(zhì)量等關(guān)鍵資料缺失，導(dǎo)管架平臺相關(guān)參數(shù)同樣存在遺失；②過往作業(yè)的不規(guī)范導(dǎo)致井筒尺寸、固井方式等與現(xiàn)有標(biāo)準(zhǔn)差異較大，棄置作業(yè)困難；③隔水導(dǎo)管外徑過大，套管程序復(fù)雜，水泥環(huán)厚度較高，井筒切割困難；④井筒偏心情況無法確定。

原定方案中使用常規(guī)水力割刀切割回收 WHPA及 WHPB井筒(圖 1)。水力割刀切割多層套管需要磨銑或套銑作業(yè)配合，以及鉆機支持[3]。A1油田的WHP沒有可用鉆機。這就意味著需要動用昂貴的鉆井平臺進行棄置作業(yè)，作業(yè)成本高昂。

高壓磨料射流切割技術(shù)是在高壓超高壓水中混入硬質(zhì)磨料，利用形成的高壓磨料水射流切割物體的技術(shù)(圖2)。該技術(shù)自2012年在渤海油田曹妃甸1-6項目中首次成功應(yīng)用以來，經(jīng)歷了較為廣泛的應(yīng)用，積累了一定的使用經(jīng)驗，應(yīng)用效果表現(xiàn)穩(wěn)定[4]。

圖1 A1油田復(fù)雜的井筒結(jié)構(gòu)Fig.1 Complex wellbore structure of A1 oilfield

圖2 250MPa磨料射流切割系統(tǒng)Fig.2 250MPa abrasive water-jet cutting system

磨料射流系統(tǒng)產(chǎn)生的高壓磨料水射流通過臍帶纜傳遞到井下切割裝置，井下切割裝置錨定在井筒內(nèi)。開始工作時，井下切割裝置執(zhí)行旋轉(zhuǎn)-切割動作，實現(xiàn)對井筒的內(nèi)切割。當(dāng)井下切割裝置完成旋轉(zhuǎn)一周后，即完成該井筒的切割(圖3)。

圖3 磨料射流井下切割裝置Fig.3 Abrasive water-jet downhole cutting device

磨料射流切割技術(shù)經(jīng)過長期應(yīng)用，與相似條件下常規(guī)水力割刀相比，切割效率有明顯提升，且被切割井筒套管尺寸越大，層數(shù)越多，效率提升越明顯。兩者的作業(yè)效率經(jīng)驗對比如圖4所示。

同時，磨料射流切割無需鉆機，能夠一次性快速切割多層套管。結(jié)合高壓磨料射流切割技術(shù)優(yōu)勢及A1油田井筒特點，使用 250MPa高壓磨料射流切割導(dǎo)管架樁腿，并替代原定方案中水力割刀作為井筒切割手段。

圖4 磨料射流切割技術(shù)與水力割刀效率對比Fig.4 Efficiency comparison between abrasive water-jet cutting and hydraulic cutter

3 導(dǎo)管架樁腿及井筒回收方案優(yōu)化

3.1 浮吊選擇

完成導(dǎo)管架樁腿及井筒切割后，使用浮吊回收導(dǎo)管架及井筒到駁船上并運回陸地。由于海底淺層土與樁腿及井筒之間存在摩擦力產(chǎn)生額外的拔樁阻力，在起吊導(dǎo)管架及井筒時所需的上提力將大于其自重。

在選取浮吊時必須綜合考慮拔樁阻力、自重以及成本的影響。如果選取的浮吊噸位過小，則可能因浮吊提升力不足無法回收導(dǎo)管架及井筒；若選取的浮吊噸位過大，則會導(dǎo)致成本過高。因此，必須首先經(jīng)過計算，預(yù)估回收導(dǎo)管架及井筒所需提升力大小。利用自研井筒拔樁阻力計算軟件算出各個導(dǎo)管架及井筒所需拔樁力，如表2所示。

表2 回收導(dǎo)管架及WHP所需上提力計算結(jié)果Tab.2 Calculation results of lifting force for recycling WHPs and jacket platforms

從計算結(jié)果可以看出，所需的最大提升力為434t，最小提升力為 53t。同時，回收 2座井口平臺WHP的井筒需要將連成一體的井筒拆解為單根井筒，拆分后單根井筒最大所需上提力僅 80t。根據(jù)計算結(jié)果，可選擇一艘 500噸級浮吊用于回收導(dǎo)管架，一艘 150噸級浮吊用于回收單根井筒以及輔助磨料射流切割設(shè)備進行切割作業(yè)。

3.2 回收作業(yè)方案優(yōu)化

根據(jù)原作業(yè)方案，完成樁腿及井筒切割后，使用浮吊將3個導(dǎo)管架平臺上提出海底，2個WHP平臺進行拆分后將井筒單根吊出。根據(jù)計算結(jié)果，WHPB平臺的整體上提阻力為278t，500噸級浮吊同樣可滿足該平臺的整體吊裝要求，無需進行分解作業(yè)(圖5)。WHPA平臺整體吊裝的上提阻力達(dá)到435t，使用500噸級浮吊上提的風(fēng)險較大，采用原作業(yè)方案先將相互連接的井筒拆分，使用150噸級浮吊完成切割作業(yè)后直接進行單根井筒回收，避免反復(fù)移位，降低工期并節(jié)省成本(圖6)。

圖5 WHPB井筒整體起吊回收Fig.5 Lifting and recycling casing-strings of WHPB integrally

圖6 WHPA拆解后井筒單根回收Fig.6 Lifting and recycling casing-strings of WHPA seperately

導(dǎo)管架與井筒回收階段，原定作業(yè)方案為每完成一座平臺的切割作業(yè)后立即進行起吊回收至駁船。該作業(yè)方案能夠防止導(dǎo)管架樁腿或井筒被切割后，其抵抗海洋環(huán)境載荷能力降低導(dǎo)致平臺失穩(wěn)，但同樣存在的問題是需要反復(fù)調(diào)整作業(yè)的浮吊。由于棄置作業(yè)需要先使用 150t浮吊輔助進行切割后，再切換至500t浮吊進行起重作業(yè)，作業(yè)期間駁船的位置也需要不斷調(diào)整。多種因素導(dǎo)致該作業(yè)方案不但耗時長，船舶的反復(fù)調(diào)整也存在作業(yè)風(fēng)險。

針對存在的問題，新設(shè)計的作業(yè)方案為首先使用150t浮吊完成所有切割作業(yè)，然后調(diào)整為500t浮吊完成剩余的起重作業(yè)。該作業(yè)方案的風(fēng)險點為，完成切割后的導(dǎo)管架和井筒是否會失穩(wěn)倒塌。為確定海洋環(huán)境載荷對樁腿切割后的導(dǎo)管架的影響，使用SACS軟件對作業(yè)工況進行了計算。

圖7～圖9為3種不同結(jié)構(gòu)導(dǎo)管架的 SACS模型。其中，PRPA、PRPB 2種結(jié)構(gòu)的導(dǎo)管架樁腿在泥線以下 6m處進行切割，WHPB的井筒在泥面以下5m 處切割。采用 A1油田海域 50年一遇的環(huán)境載荷從0°方向沖擊平臺。數(shù)值計算結(jié)果如表3所示。

圖7 PRPA導(dǎo)管架SACS模型Fig.7 SACS model of PRPA

圖8 PRPB/PRPC導(dǎo)管架SACS模型Fig.8 SACS model of PRPB/PRPC

圖9 WHPB井筒SACS模型Fig.9 SACS model of WHPB

表3 各結(jié)構(gòu)物的最大位移量Tab.3 Maximum displacement of structures

由SACS數(shù)值計算結(jié)果可得，在50年一遇的環(huán)境載荷作用下3種結(jié)構(gòu)平臺的最大位移僅3.45mm，說明即使在導(dǎo)管架樁腿被切割后，導(dǎo)管架本身依然存在足夠的穩(wěn)定性，能夠抵抗環(huán)境載荷作用。因此，在實際作業(yè)時先使用 150噸級浮吊完成所有切割作業(yè)后，再更換500噸級浮吊進行導(dǎo)管架起重回收作業(yè)。

4 作業(yè)方案時效優(yōu)化分析

通過在現(xiàn)場實際作業(yè)過程中根據(jù)實際情況對作業(yè)方案重新優(yōu)化，A1油田整體棄置作業(yè)工期有效縮短，具體采取的方案優(yōu)化手段總結(jié)如下。

①使用磨料射流切割系統(tǒng)代替水力割刀切割技術(shù)，從而避免了動用昂貴的鉆井平臺進行棄井作業(yè)，實現(xiàn)了無鉆機棄置。同時，利用磨料射流切割系統(tǒng)在切割效率方面的優(yōu)勢將單井棄井作業(yè)時間由 10h降低至6～8h(ф850mm三層套管井筒)。

②利用自研拔樁力計算軟件在作業(yè)前算出所需拔樁力，并據(jù)此合理選擇150t和 500t 2艘浮吊，既保證能夠滿足作業(yè)需求，又避免因選擇過大的浮吊導(dǎo)致費用增加。

③通過數(shù)值模擬手段，模擬計算樁腿被切割后的導(dǎo)管架自身穩(wěn)定性。計算結(jié)果顯示即使導(dǎo)管架樁腿在泥面以下5m處被切割，仍然具備抵抗A1油田海洋環(huán)境載荷的能力。

④根據(jù)數(shù)值模擬計算結(jié)果，優(yōu)化導(dǎo)管架回收拆除程序，由原方案中每切割一處拆除一處優(yōu)化為統(tǒng)一切割，統(tǒng)一拆除。避免了反復(fù)更換不同的浮吊產(chǎn)生額外的作業(yè)時間以及潛在安全風(fēng)險。

通過使用磨料射流切割設(shè)備代替水力割刀切割設(shè)備，并優(yōu)化作業(yè)流程使得單井切割作業(yè)時間得到降低。圖10所示為WHPA和WHPB 2座井口平臺的井筒棄置作業(yè)時間。其中，除 WHPA第 7、8號井筒外徑為1200mm外，其余井筒外徑均為850mm。

圖10 井筒棄置不同切割方案作業(yè)時間對比Fig.10 Work time comparison between different cutting job solutions

由于導(dǎo)管架樁腿的特殊性，在拆除 PRPA、PRPB、PRPC 3座導(dǎo)管架平臺時原方案即采用磨料射流切割的方式切割樁腿，節(jié)省的時間主要集中在拆除次序優(yōu)化，每座導(dǎo)管架平臺可減少約 2h作業(yè)時間。在拆除WHPA及WHPB 2座井口平臺時，選用磨料射流切割技術(shù)代替水力割刀顯著節(jié)約了作業(yè)時間。同時，合理選用浮吊使得 WHPB可以進行整體起吊回收，避免拆解井筒產(chǎn)生額外的作業(yè)時間。經(jīng)過作業(yè)方案優(yōu)化，整體工期相較預(yù)計工期縮短了 62.5h。不同作業(yè)方案的整體工期對比如圖11所示。

圖11 不同作業(yè)方案工期對比Fig.11 Work time comparison between different work solutions

5 總 結(jié)

本次 A1油田整體棄置項目中采用磨料射流切割技術(shù)作為導(dǎo)管架樁腿及井筒棄置切割手段，并在作業(yè)中根據(jù)實際情況靈活調(diào)整作業(yè)方案，降低了工期和成本。

本次作業(yè)中使用磨料射流切割技術(shù)雖然顯示出較好的應(yīng)用效果及應(yīng)用前景，但也暴露出一些問題。該技術(shù)的設(shè)備成本較高，且技術(shù)對外依賴較高。由于進行內(nèi)切割作業(yè)，對井筒內(nèi)異物較為敏感。在進行WHPA和WHPB作業(yè)過程中多次因井內(nèi)異物影響了作業(yè)時效。同時，本次作業(yè)使用的磨料射流切割設(shè)備工作壓力極高，需要不斷完善作業(yè)制度，保障人員安全。■