液壓舉升修井技術(shù)研究及在渤海油田的首次應(yīng)用

韓樹杰，王 超，高永華，黃志力，劉東旭，丁鵬飛

(1.中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)分公司，天津300452；2.中海油有限公司天津分公司工程技術(shù)作業(yè)中心，天津300457)

0 引 言

隨著海上油田勘探開(kāi)發(fā)力度加大及增儲(chǔ)上產(chǎn)需求的日益迫切，縮短現(xiàn)有海上油氣井的躺井時(shí)間、實(shí)現(xiàn)快速扶井成為重要的研究課題。無(wú)修井機(jī)生產(chǎn)平臺(tái)的修井作業(yè)，多采用批量修井方式，以分?jǐn)傋陨姐@井平臺(tái)的動(dòng)復(fù)員費(fèi)用，降低單井作業(yè)成本。因此會(huì)造成部分井的躺井時(shí)間延長(zhǎng)，影響油田產(chǎn)量。另外，部分雙井區(qū)平臺(tái)由于井?dāng)?shù)多，鉆修機(jī)無(wú)法滿足平臺(tái)安裝的模塊的作業(yè)量需求，無(wú)法實(shí)現(xiàn)油井即躺即扶的效果。為解決上述難題，筆者及其團(tuán)隊(duì)通過(guò)研究液壓舉升裝置修井技術(shù)，從規(guī)范符合性、設(shè)備選型、安裝工藝、結(jié)構(gòu)強(qiáng)度校核等方面進(jìn)行分析，在渤海油田利用小型液壓舉升裝置首次完成了兩口注水井修井作業(yè)，并完成了8口井作業(yè)，恢復(fù)了注水井功能及油井產(chǎn)能。液壓舉升修井技術(shù)具有動(dòng)用資源少、扶井時(shí)效快等優(yōu)點(diǎn)，能夠彌補(bǔ)鉆井平臺(tái)修井費(fèi)用高和扶井時(shí)效慢的缺點(diǎn)，為海上油田的增產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)提供了新的技術(shù)手段，正成為國(guó)內(nèi)技術(shù)研究及市場(chǎng)推廣的重點(diǎn)[1-11]。

1 液壓舉升裝置修井技術(shù)

1.1 液壓舉升修井技術(shù)的發(fā)展

1960年，第一臺(tái)液壓舉升裝置在北美誕生，用來(lái)進(jìn)行帶壓作業(yè)，此后逐漸應(yīng)用到起下電泵、打撈、套銑封隔器等修井作業(yè)中。經(jīng)過(guò)30多年的發(fā)展，液壓舉升裝置已經(jīng)成為國(guó)外陸地油田廣泛使用的一種作業(yè)方式。除上述作業(yè)類型外，已經(jīng)在向側(cè)鉆、鍛銑套管、鉆水泥塞、棄井作業(yè)拓展。在海上，由于使用環(huán)境、平臺(tái)載荷等各方面的限制，目前僅在北海及美國(guó)墨西哥灣較大的海洋平臺(tái)、東南亞無(wú)風(fēng)帶區(qū)域有廣泛的應(yīng)用。

在國(guó)內(nèi)，液壓舉升裝置主要用來(lái)進(jìn)行水井和氣井的帶壓作業(yè)，有多家油田服務(wù)公司提供陸地帶壓作業(yè)服務(wù)，但海上的應(yīng)用案例仍然很少。目前，主流市場(chǎng)的液壓舉升裝置根據(jù)舉升力大小主要分為5類，如表1所示。

表1 液壓舉升裝置主流機(jī)型及主要參數(shù)

1.2 液壓舉升裝置工作原理

液壓舉升裝置是利用4個(gè)液壓缸推動(dòng)游動(dòng)卡瓦上下往復(fù)運(yùn)動(dòng)實(shí)現(xiàn)管柱的起下的。工作原理如下：整套裝置安裝在井口或底座上，使用游動(dòng)卡瓦與固定卡瓦相互配合，交替卡緊管柱后通過(guò)油缸的運(yùn)動(dòng)來(lái)進(jìn)行管柱的上提或下放。當(dāng)需進(jìn)行起升管柱作業(yè)時(shí)，先通過(guò)平衡絞車下提升油管，再通過(guò)油管鉗將提升油管與油管掛連接。操作主控臺(tái)控制游動(dòng)卡瓦夾緊管柱，打開(kāi)固定卡瓦，控制液壓桿上行動(dòng)作，管柱隨之提出井口。當(dāng)上移行程至上止點(diǎn)時(shí)停止液壓桿動(dòng)作，關(guān)閉固定卡瓦，打開(kāi)游動(dòng)卡瓦，操作液壓桿下放，液壓桿下放到初始位置。再次按上述操作開(kāi)關(guān)卡瓦，并操作液壓桿運(yùn)動(dòng)，分多次提出一根油管。下放管柱的過(guò)程與提升管柱相反。液壓舉升裝置原理如圖1所示。

圖1 液壓舉升裝置原理

2 液壓舉升裝置修井技術(shù)在渤海油田的技術(shù)方案

選取渤海油田L(fēng)D5-2平臺(tái)作為首次應(yīng)用的目標(biāo)平臺(tái)。

2.1 裝置選型

收集LD5-2平臺(tái)典型井油管下入深度數(shù)據(jù)，如圖2所示，大多分布在3 000 m以下。

圖2 渤海油田井深分布統(tǒng)計(jì)

參考《海洋鉆井手冊(cè)》[12]，修井作業(yè)中的最大管柱重量計(jì)算公式如下[12]：

Fgz=(L1×Gk+L2×Gk×f)×(1-2γy/3γz)

式中：L1為管柱垂直投影長(zhǎng)度，m，取3 000 m；L2為水平投影長(zhǎng)度，m，取0；Gk為管柱在空氣中的單位長(zhǎng)度的重量，kg，取226.21 N/m；f為摩擦系數(shù)，套管內(nèi)取0.25；γy為修井液密度，g/cm3(取1.1 g/cm3)；γz為鋼鐵密度，g/cm3(取7.8 g/cm3)。

將上述數(shù)值代入公式，可知3 000 m井深3-1/2″最大鉆具重量為61.5 t。修井機(jī)最大提升能力Q≥1.2Fgz+30t=1.2×61.5 t+30 t=103.8 t，即修井機(jī)的提升力最小需要104.4 t。根據(jù)以往作業(yè)經(jīng)驗(yàn)，考慮分采管柱封隔器解封，提升能力為154 t的340 K液壓舉升裝置能夠完成3 000 m深井的大修作業(yè)。

此外，LD5-2平臺(tái)井的油管掛外徑為11″，要求液壓舉升裝置的通徑大于11″。340 K液壓舉升的通徑為14-1/2″，滿足修井的通徑要求。

2.2 液壓舉升裝置總體安裝方案

液壓舉升裝置在海洋平臺(tái)上的安裝方式主要有滑移底座承載方式和套管頭承載方式兩種，如圖3和圖4所示。

1—液壓舉升裝置；2—防噴器組；3—液壓油缸；4—支撐框架；5—平臺(tái)滑軌；6—防噴器組試壓臺(tái)；7—長(zhǎng)滑軌；8—加固用工字鋼；9—短滑軌；10—底座滑軌圖3 滑移底座承載方式

圖4 套管頭承載方式示意圖

2.2.1 滑移底座承載方式

LD5-2平臺(tái)頂部甲板安裝有導(dǎo)軌，該導(dǎo)軌是用來(lái)安裝90T或者180T常規(guī)修井機(jī)的。與常規(guī)修井機(jī)總載荷的對(duì)比如表2所示。液壓舉升裝置對(duì)采油平臺(tái)頂部甲板導(dǎo)軌施加的總載荷小，可利用導(dǎo)軌承載方式安裝?；频鬃休d方式的優(yōu)點(diǎn)是批量修井時(shí)，不需要拆裝液壓舉升裝置，作業(yè)效率高；與套管頭承載方式相比，滑移底座可以懸掛防噴器組一起移動(dòng)，空井口時(shí)間短。缺點(diǎn)是增加了吊裝和液壓舉升裝置安裝工作量。

表2 液壓舉升裝置與常規(guī)修井機(jī)與導(dǎo)軌載荷對(duì)比

2.2.2 套管頭承載方式

套管頭承載方式對(duì)套管頭和隔水導(dǎo)管承載能力要求較高，需要對(duì)腐蝕最嚴(yán)重的、位于潮差帶的隔水導(dǎo)管進(jìn)行測(cè)厚，并對(duì)套管頭和隔水導(dǎo)管的承載能力進(jìn)行建模計(jì)算。該方式的優(yōu)點(diǎn)在于可以有效減少液壓舉升裝置的占地面積，缺點(diǎn)是每次變換井位，都需要拆裝一次液壓舉升裝置，批量修井時(shí)作業(yè)效率低。

通常根據(jù)作業(yè)井?dāng)?shù)及平臺(tái)情況，確定安裝方式。液壓舉升裝置在渤海首次應(yīng)用LD5-2平臺(tái)，其作業(yè)井?dāng)?shù)量少，只有2口井，不需要頻繁變換井位，所以選擇套管頭承載方式，能節(jié)約時(shí)間。

而且，平臺(tái)兩口注水井隔水導(dǎo)管長(zhǎng)508 mm，壁厚為25.4 mm，材質(zhì)為X52，屈服強(qiáng)度為360 MPa。根據(jù)《平臺(tái)場(chǎng)址工程地質(zhì)調(diào)查》中極限軸向樁承載力曲線，讀取隔水導(dǎo)管外摩擦力約為600 t。參考《淺海固定平臺(tái)建造與檢驗(yàn)規(guī)范》要求，工作環(huán)境條件下樁基允許承載力的安全系數(shù)為2.0，即允許承載力為300 t。作業(yè)工況下，整體極限載荷約為228.5 t，小于套管最大允許承載力為300 t，故采用套管頭承載方式[13]。

2.3 修井技術(shù)流程

兩口井均為注水井，油管下入深度分別為2 648 m和1 850 m。液壓舉升裝置的主要作用是起下管柱，將B1井和B2井原常規(guī)注水管柱更換為電纜永置分注管柱。液壓舉升裝置的舉升行程為3.3 m，每3個(gè)行程，可以起出或者下入一根油管，油管單根卸甩在上工作臺(tái)進(jìn)行，依托2臺(tái)小絞車，通過(guò)鋼絲滑輪，由管橋替代坡道、貓道。管柱附屬井下工具、電纜及液控管線的起下以及電纜護(hù)罩等的安裝拆卸均在裝置下操作臺(tái)進(jìn)行。

使用液壓舉升裝置進(jìn)行修井作業(yè)，技術(shù)流程如圖5所示。

圖5 液壓舉升裝置修井技術(shù)流程

3 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用情況

液壓舉升裝置在渤海油田L(fēng)D5-2雙井區(qū)平臺(tái)首次成功應(yīng)用(見(jiàn)圖6)，與另一臺(tái)模塊鉆機(jī)在平臺(tái)上豎起“雙塔”，使無(wú)修井機(jī)井區(qū)故障井實(shí)現(xiàn)了快速扶井，為油田穩(wěn)產(chǎn)、增產(chǎn)提供了一種新的技術(shù)手段。

圖6 液壓舉升裝置渤海首次修井作業(yè)現(xiàn)場(chǎng)

3.1 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用時(shí)效

液壓舉升裝置安裝與拆除現(xiàn)場(chǎng)作業(yè)時(shí)間如表6所示，16個(gè)小時(shí)即可完成安裝拆除作業(yè)。

表3 安裝拆除時(shí)間統(tǒng)計(jì)

當(dāng)修井作業(yè)時(shí)，洗壓井、驗(yàn)封、配管、試壓、測(cè)調(diào)驗(yàn)封等時(shí)效與是否使用液壓舉升裝置無(wú)關(guān)。拆裝采油樹和立管防噴器、拆裝液壓舉升裝置及起下管柱時(shí)效與液壓舉升裝置密切相關(guān)。

將液壓舉升裝置修井作業(yè)工時(shí)與額定工時(shí)進(jìn)行了統(tǒng)計(jì)和對(duì)比，如圖7所示。

圖7 液壓舉升裝置修井作業(yè)工時(shí)與定額工時(shí)對(duì)比

經(jīng)過(guò)統(tǒng)計(jì)對(duì)比分析，結(jié)論如下：

(1) 在起原井管柱、起下沖洗驗(yàn)封管柱的過(guò)程中，液壓舉升裝置的工時(shí)明顯小于定額工時(shí)。

(2) 在安裝立管防噴器、試壓、下電纜永置管柱的過(guò)程中，液壓舉升裝置工時(shí)與額定工時(shí)持平。

(3) 液壓舉升裝置作業(yè)拆裝防噴器需要完全解體，因此在拆防噴器的過(guò)程中，液壓舉升裝置工時(shí)大于額定工時(shí)

(4) 液壓舉升裝置總工時(shí)略大于額定工時(shí)。

3.2 作業(yè)過(guò)程中的難題及解決對(duì)策

3.2.1 井下工具串過(guò)長(zhǎng)導(dǎo)致卡瓦夾持困難

通過(guò)對(duì)工具串頂部加裝短節(jié)，增加可夾持長(zhǎng)度。同時(shí)，利用上、下卡瓦密切配合，確保卡瓦能夠夾持在油管上。對(duì)于過(guò)長(zhǎng)的工具串，則動(dòng)用平臺(tái)吊車輔助安裝。

3.2.2 井下工具串直徑過(guò)大，無(wú)法通過(guò)卡瓦

通過(guò)工具串頂部加裝短節(jié)，增加可加持長(zhǎng)度，然后通過(guò)上、下卡瓦密切配合，交替拆解，為工具串下入提供空間。也可重新調(diào)整卡瓦位置，實(shí)現(xiàn)偏心夾持，用繩索固定，更換專用卡瓦。

3.2.3 電纜或液控管線穿過(guò)固定卡瓦難度大

調(diào)整下卡瓦方向，使電纜管線通過(guò)卡瓦預(yù)留窗口，并使用繩索固定下卡瓦，專人看守并調(diào)整下卡瓦位置，確保管線穿過(guò)。

4 結(jié) 語(yǔ)

(1) 340 K液壓舉升裝置采用套管頭的安裝方式，首次在渤海的應(yīng)用驗(yàn)證了液壓舉升裝置在渤海油田應(yīng)用的可行性，為海上修井提供了一種新的技術(shù)手段。

(2) 液壓舉升裝置修井作業(yè)與常規(guī)修井作業(yè)時(shí)效相當(dāng)。

(3) 在作業(yè)過(guò)程中，遇到的一些難題還需要進(jìn)一步研究和改進(jìn)應(yīng)對(duì)措施，以提高液壓舉升裝置的安全性和作業(yè)能力。