海上平臺(tái)舊式采油樹隱患治理技術(shù)實(shí)踐

賀智杰，陳欽偉，張立波，張繼剛

1.中海石油（中國）有限公司 天津分公司（天津 300452）

2.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）

0 引言

海上平臺(tái)受空間限制，油井生產(chǎn)方式多為電潛泵機(jī)采形式，常規(guī)機(jī)采井井口電纜穿越方式分為兩種：一種是整體式穿越，即油管掛處和采油樹法蘭處由一根整體穿越棒貫穿實(shí)現(xiàn)穿越密封（圖1）。這種方式具有安全性好、密封性高、操作便捷的特點(diǎn)，可以極大地減少井口電纜的故障率從而規(guī)避安全風(fēng)險(xiǎn)[1-3]，這種電纜穿越密封方式的局限性在于要求油管掛電纜穿越孔和采油樹底法蘭電纜穿越孔處于同一直線上。第二種方式是采用密封膠墊+壓鐵交替放置，在上部壓鐵的擠壓下實(shí)現(xiàn)密封的高效自密封電纜穿越方式[2-4]，如圖2所示，采用這種形式密封多是由于采油樹底法蘭電纜穿越孔與油管掛電纜穿越孔不在同一直線，整體式穿越棒無法使用。

圖1 整體穿越棒密封形式

圖2 高效自密封電纜穿越形式

渤海海域埕北油田是中國海油最早的對外合作開發(fā)油田，目前平臺(tái)最老的采油樹使用年限已經(jīng)達(dá)到36年。采油樹廠家為日本的某公司，大部分油井為177.8 mm（7″）生產(chǎn)套管，其井口電纜穿越密封方式主體形式為上述第二種密封膠墊+壓鐵交替形式，不同之處在于，因油管掛及采油樹底法蘭空間限制，3根電纜芯線分別做獨(dú)立電纜穿越密封穿出（圖3），這樣的密封方式單根的電纜外部僅有一層絕緣層保護(hù)，隨著生產(chǎn)年限增加，外部絕緣層發(fā)生老化，可能出現(xiàn)打火和油氣泄漏[5]，對油田安全生產(chǎn)造成威脅。

圖3 埕北油田老式井口電纜穿越方式

通過改造老式采油樹井口油管頭四通及采油樹中心法蘭，升級了原有的電纜穿越密封形式，同時(shí)，通過實(shí)踐摸索，針對井口裝置更換升級程序涉及的臨時(shí)封井，優(yōu)選RTTS配合風(fēng)暴閥的方式，安全便捷實(shí)現(xiàn)作業(yè)目的。

1 老式采油樹電纜穿越密封形式升級

1.1 采油樹及油管頭四通升級

通過現(xiàn)場調(diào)研，對平臺(tái)所有舊式采油樹進(jìn)行測量、繪圖。經(jīng)分析，為配合177.8 mm（7″）套管專用日本某公司油管掛，舊式油管頭四通“下大上小”呈較明顯的倒扣“漏斗”型（圖4），采油樹中心法蘭相應(yīng)加厚，為保證足夠的油氣產(chǎn)出通道，電纜穿越只能設(shè)計(jì)成三芯分開形式，且需去除動(dòng)力電纜的鎧裝層、護(hù)套層和中層的保護(hù)層，這是產(chǎn)生井口隱患的根本性原因。

注：1"=25.4 mm,1psi=6.895 kPa

若要實(shí)現(xiàn)動(dòng)力電纜滿足上文中提到的第一種和第二種電纜穿越密封形式，需要對油管頭四通及采油樹中心法蘭以及油管掛進(jìn)行整體改造，升級為目前海上常用的279.4 mm（11″）通徑井口，配合269.24 mm（10.6″）油管掛。為兼顧改造成本，要充分考慮平臺(tái)生產(chǎn)流程和服務(wù)管匯的匹配問題，盡可能在保證升級改造的前提下不改造平臺(tái)生產(chǎn)流程。

經(jīng)過進(jìn)一步核實(shí)現(xiàn)場生產(chǎn)流程及服務(wù)管匯布局，充分考慮井口改造涉及的各項(xiàng)關(guān)鍵因素：高度、通徑、電纜穿越空間等[6]，最終設(shè)計(jì)加工出合適的油管頭四通及中心法蘭（圖5）。

圖5 升級改造后的油管頭四通及中心法蘭示意圖

1.2 井口電纜穿越方式的優(yōu)化升級與實(shí)踐

升級后的油管掛外徑增至276.86 mm（10.9″），但生產(chǎn)套管為177.8 mm（7″），油管掛電纜穿越孔道與油管掛主通道的中心距無法進(jìn)一步增大，造成采油樹底法蘭處電纜穿越孔道只能加工成斜通道，加工后的油管頭四通和采油樹中心法蘭組合無法滿足上文第一種整體穿越棒式密封。為了進(jìn)一步提升井口安全系數(shù)，經(jīng)過測繪、計(jì)算，升級后的井口裝置采用了“組合式”穿越密封，即采油樹中心法蘭處采用高效密封，油管掛部分采用無插接整體穿越棒密封（圖6）。

圖6 組合式穿越密封示意圖

針對改造后井口尺寸的特異性，即油管掛下端面至油管掛四通“喇叭口縮頸”距離55 mm左右，常規(guī)穿越棒在油管掛下端面伸出60~100 mm，這種干涉將會(huì)造成油管掛無法坐入四通到位，或穿越棒下部變形損傷，從而影響機(jī)組和電纜整體的絕緣情況。此次埕北某井作業(yè)，對常規(guī)無插接整體穿越棒的長度進(jìn)一步優(yōu)化，將棒體在油管掛下端的突出長度優(yōu)化為46 mm，從而避免了穿越棒干涉造成的變形和損傷。

2 RTTS+風(fēng)暴閥臨時(shí)封井方式的應(yīng)用

2.1 兩種封井方式的對比

為了滿足井完整性要求井口裝置的更換作業(yè)，需要進(jìn)行臨時(shí)封井[7]。為了現(xiàn)場便于操作以及節(jié)省費(fèi)用，埕北油田井口改造工程實(shí)施之初采用油管柱攜帶井下安全閥配合RTTS，通過預(yù)先設(shè)置低扭矩，在RTTS封隔器座封后，在井口實(shí)施倒扣進(jìn)行脫手。經(jīng)過近年來不斷摸索，形成了現(xiàn)有的油管攜帶RTTS封隔器+風(fēng)暴閥的臨時(shí)封井方式。兩種方式優(yōu)缺點(diǎn)[8]見表1。

表1 兩種臨時(shí)封井方式對比

2.2 RTTS封隔器+風(fēng)暴閥封井應(yīng)用

以埕北某井為例，根據(jù)生產(chǎn)套管規(guī)格及磅級選用177.8 mm（7″）23~29bl RTTS封隔器配合二代風(fēng)暴閥。作業(yè)井油層中部壓力14.4 MPa，垂深1 650 m，預(yù)測封井期間最大套壓不超過14.4 MPa，由此計(jì)算極限情況下封井管柱最大承受上頂力約27 t，井口設(shè)計(jì)管柱組合為：88.9 mm（3?2″）EUE油管1 000 m+變扣+177.8 mm（7″）RTTS封隔器+扶正器+風(fēng)暴閥+變扣+88.9 mm（3?2″）EUE油管300 m，封井管柱自重19.5 t，綜上計(jì)算管柱極限狀況下凈上頂力為7.5 t。管柱下入之初，井筒中充滿1.0 g/cm3修井工作液，此時(shí)主要由RTTS的卡瓦承擔(dān)管柱重力；隨產(chǎn)層流體（油氣）的不斷置換，當(dāng)封隔器下部壓力形成的上頂力大于封井管柱自身重力時(shí)，RTTS封隔器獨(dú)特的大尺寸、高承載力水力錨張開并緊緊咬住套管壁，從而有效地平衡封隔器下部的上頂壓力，使封井管柱平穩(wěn)、牢靠[9]。

管柱下入前需對RTTS坐封位置進(jìn)行刮管，且確保坐封位置避開套管接箍。工具下井前需進(jìn)行丈量確認(rèn)，并對水力錨、卡瓦、膠筒等關(guān)鍵部位進(jìn)行拍照存檔。

封井管柱下井過程中要保持平穩(wěn)，到位后，測試上提下放懸重。上提管柱并保持自由狀態(tài)，正轉(zhuǎn)管柱6圈，后緩慢下放管柱坐封RTTS封隔器。封隔器坐封下部懸掛力不低于14 t，環(huán)空通水，關(guān)閉環(huán)形防噴器對環(huán)空試壓7 MPa×15 min確保封隔器膠筒封隔良好[10]。保持下壓狀態(tài)正轉(zhuǎn)15圈，上提風(fēng)暴閥以上管柱懸重過提1~2 t并保持過提狀態(tài)，管柱內(nèi)加壓7 MPa×15 min，驗(yàn)證風(fēng)暴閥關(guān)閉后正轉(zhuǎn)不少于15圈對風(fēng)暴閥倒扣，繼續(xù)上提管柱，風(fēng)暴閥脫手成功。

封井管柱入井后經(jīng)歷井口裝置更換及大風(fēng)天氣待機(jī)共計(jì)6.5 d，井口穩(wěn)定可靠。回收時(shí)下入專用錨定密封回收工具，到位前正循環(huán)沖洗5 min以清理魚頂，下壓2 t插入脫手后風(fēng)暴閥內(nèi)腔，關(guān)閉環(huán)形防噴器，上提管柱順利解封RTTS封隔器并開啟風(fēng)暴閥，正循環(huán)洗井脫氣，整個(gè)過程順利可靠。

3 結(jié)論與建議

通過對渤海油田埕北油田實(shí)施井口裝置更換、電纜穿越方式升級等一系列實(shí)踐得出如下結(jié)論：

1）要徹底消除埕北油田老式井口電纜穿越打火、泄漏隱患，井口裝置升級改造必不可少，改造升級需充分考慮原有生產(chǎn)流程的匹配情況。

2）斜通道電纜穿越孔采油樹采用“高效自密封+整體穿越棒”的組合形式可以較大提高井口密封的整體可靠性。

3）油管柱攜帶風(fēng)暴閥配合RTTS封隔器作為井口裝置更換期間的封井管柱操作簡便，功能可靠，經(jīng)濟(jì)性較好。