液壓舉升裝置在海上鉆修井作業的應用前景分析

賀日欣

中海油田服務股份有限公司 天津 300459

在海上油氣開發過程中，為保證油氣井的持續生產，普遍采用在固定式平臺上安裝修井機的方式。但是常規的修井機存在著體積和質量巨大的問題，需要設計建造大型的固定式油氣開采平臺，資金投入量大，提高了海洋油氣開采的成本。同時，固定式油氣開采平臺上單獨配置的修井機使用效率不高，在老齡油氣田中，修井機使用率不到35%；而新油氣田則僅有7%左右，造成嚴重的資產閑置。而使用修井船或修井時再安裝修井機的方式，則存在著修井成本高、鉆井船調度繁瑣、作業時效低等難題。因此，從節約修井作業成本、提升設備使用效率等方面考慮，需要一種結構簡單緊湊、占地面積較小、運輸組裝快速便捷的修井機，來滿足海上油氣開采平臺的修井作業需求，液壓舉升恰好能滿足這一需求。

1 液壓舉升裝置簡介

液壓舉升裝置的主要由液壓舉升系統、液壓旋轉系統、泥漿循環系統和固控系統四大部分組成，其主要工作原理是利用兩組或多組液壓缸進行往復式運動，直接驅動游動卡瓦進行循環往復的上下運動，實現鉆桿或油管的上提下放，其結構原理如圖1 所示。

圖1 液壓舉升裝置結構圖

液壓舉升裝置的工作原理如圖2 所示，利用黑色和白色小方塊表示固定卡瓦和移動卡瓦的工作狀態，其中黑色表示卡瓦夾緊管柱，而白色表示卡瓦放開管柱。在步驟一、步驟二和步驟三中，固定卡瓦和移動卡瓦的交替夾緊、放開管柱和液缸循環往復的上下運動，驅動游動卡瓦上下循環工作，實現了管柱的提升下放。使用液壓舉升裝置的鉆修井機取消了鉆井絞車、井架、天車和游車組成的游動系統，結構簡單，占地面積小，避免了傳統鉆修井機需要復雜的游動系統的特點。且由于液缸行程有限，能夠有效防止游動系統在井架內上下作業過程中發生碰撞天車和擺臂鉤掛二層臺造成高空落物等問題，提升了作業過程中的安全系數。

圖2 液壓舉升裝置工作原理

2 液壓舉升裝置的發展及現狀分析

2.1 液壓舉升裝置發展歷史

為了滿足陸地、海洋等不同自然環境和不同地質條件下油氣資源的開發，國內外相繼研發出車載模塊式修井機、海洋石油修井船等各種類型的鉆修井機，采用液壓舉升裝置的修井機也隨之出現。相關資料顯示，目前已經有上百臺液壓舉升裝置投入到油氣資源開發之中。四川石油管理局于1989 年設計建造出的DY- 30 型全液壓山地鉆修井機，是我國首次研發制造液壓鉆修井。1995 年，隨著中石化勝利石油管理局研發出我國第一臺車載式液壓舉升修井機，開創了我國自主研發液壓修井機的先河，之后我國液壓修井機事業不斷發展。

我國自主研發的用于海洋無人平臺液壓修井機于2011 年投入使用，采用“電機+ 液泵”作為動力源提升單根進行作業的模式。2012 年初采用液壓舉升裝置進行邊際油田修井作業獲得圓滿成功，拉開了液壓舉升裝置在我國海洋石油事業中推廣的序幕。2017 年在我國某淺海區域油田首次投入使用液壓滑移底座和一體化井口裝置，實現了我國高端海洋液壓舉升裝置零的突破。2018 年3 月，在我國某近海油田中使用液壓鉆機，標志著液壓舉升裝置的應用從淺海走向了近海油氣田區域。

2.2 液壓舉升裝置發展的現狀

液壓舉升裝置因為搬遷便捷、結構緊湊、利用率高等特點，在邊際油田和油井作業得到廣泛應用。目前國際上已形成了包括Superior Energy Services、Hallibuton、Basic Energy Services 等企業在內的液壓舉升裝置生產廠家，產品系列包含140K、150K、170K、225K、240K、340K、460K 等，舉升力從140klbs 到460klbs。在諸多的產品中，尤其以美國Hydra Rig 公司的225K 型液壓舉升裝置和ISS 公司的340K 型液壓舉升裝置應用最廣泛。2019 年4 月，在國內淺海區域某油田的注水井中修井作業中完成了管柱更換作業，充分體現出了該型液壓修井裝置結構緊湊、組裝快速便捷、運輸方便、使用效率高等優勢。

3 國內鉆修井作業中液壓舉升裝置的應用狀況

液壓舉升裝置在海上油氣開采平臺上具有很強的適應性，能夠便捷地實現運輸和拆卸安裝，并可根據場地特點進行布局，滿足采油管柱起下、電潛泵更換、射孔作業等各類修井和鉆完井作業。修井機相關參數如表1 所示。

表1 液壓舉升裝置基本參數

3.1 邊際油田中內液壓舉升裝置的使用

國內某邊際油田以往的修井作業需要協調修井機或鉆井船，近期在對該平臺某井進行換大泵作業中，根據其井內起管柱作業所需最大上提力（35t），解封生產封隔器是最大上提力（55t），計算分析后使用液壓舉升裝置進行換泵作業。該液壓舉升裝置包括液壓舉升模塊（含液壓轉盤、游動卡瓦和固定卡瓦）、上工作籃（含操作臺）、下工作籃、可伸縮式雙絞車桅桿、液壓油管鉗和液壓站等部分，而最大吊裝重量僅為8t。

3.1.1 吊裝步驟

通過對該井相關參數及平臺的載荷分析后，作業設計采用將液壓舉升裝置直接安裝在井口套管頭的方法。在完成壓井等前序作業后，直接使用平臺吊車對液壓舉升裝置進行吊裝。具體步驟如下：

（1）組裝下部工作籃；

（2）組裝液壓舉升模塊和拓展工作臺；

（3）安裝下部工作籃支撐桿和照明系統；

（4）安裝相關液壓管線到動力單元；

（5）組裝上部工作籃；

（6）組裝液壓舉升裝置各樓梯和支撐桿；

（7）安裝桅桿、液壓鉗吊臂和液壓鉗；

（8）聯合調試運轉液壓舉升裝置。

該過程相對于傳統修井機能夠節約6h 的組裝時間。

3.1.2 換泵作業的關鍵點

在該井的換泵作業過程中的關鍵的作業點為：

（1）在下操作臺處進行附屬電纜和液控管線的安裝和回收；

（2）通過游動卡瓦和固定卡瓦的循環抱緊和釋放，以及液缸的循環伸縮，實現管柱的起放；

（3）在下工作籃工作臺處的固定卡瓦抱緊7”電泵管串后，直接剪斷電纜拆卸快速接頭后，逐級拆解出電泵；

（4）使用桅桿和吊車，逐級組裝并下入電泵管串和電纜到井內，安裝好BIW 電纜穿越密封和快速接頭，組裝7”油管后依次下入。

該作業程序雖然是下單根油管，但作業時間和傳統修井機作業時間持平。

經過綜合費用結算，使用液壓舉升裝置修井，相對于傳統修井機和鉆井船開展修井作業，分別可節約費用近百萬和超兩百萬元，極大地縮減了換泵作業的費用。同時，修井作業中承載受力部位為該井的套管頭，只有液壓站等附屬設備的載荷承載于平臺甲板面上，極大地減少了平臺所受的載荷，且各附屬設備尺寸小，能夠適應平臺甲板有限的場地。

3.2 淺海區域內液壓舉升裝置的使用

我國淺海區域某井側鉆作業，該井管柱垂直投影長度為1200m 左右、水平投影長度2600m 左右、摩擦系數0.25。根據海洋石油模塊鉆機和海洋石油修井機的相關標準，對該井完成鉆井作業中的最大鉤載進行計算，可以得出該井的最大鉤載為136.713t。而液壓舉升裝置最大舉升力為340klbs，約合153t，最大鉤載尚不足液壓舉升裝置的90%，故液壓舉升裝置完全能夠滿足該井側鉆要求。

在該油氣田區域，在進行8- 1/ 2”和6”井眼正常鉆井作業時，鉆具轉速一般不高于60r/ min，低于液壓舉升裝置100 r/ min 的最大轉速。且在該轉速下，液壓舉升裝置能夠提供30kN·m 的扭矩，該數據已經大于傳統40/ 225型鉆機能夠提供的最大連續輸出扭矩（19kN·m）和最大間歇輸出扭矩（24kN·m），能夠保證鉆井作業中提供給鉆具足夠的扭矩。

在鉆井作業中，為保證泥漿循環系統的正常工作，根據該油田近年使用傳統液壓修井機進行側鉆作業的相關數據，可知2400L/ min 的鉆井液供給和20MPa 的泵壓就能滿足側鉆作業所需。故根據海洋石油模塊鉆機和海洋石油修井機的相關標準，利用公式（1）和相關參數進行計算，結果表明僅需要配置644HP 的泥漿泵就能滿足鉆井作業的需要。

式中：ηy——泥漿泵的容積效率，0. 95；

ηj——鉆井泵的機械效率，0. 90；

Q——各井段的排量，L/ s；

P——各井段與排量相對應的泵壓，MPa；

J——為經驗系數，0.80。

常規的ZJ20/ 135 型和ZJ30/ 180 型模塊鉆機在該作業區域使用5”鉆桿進行側鉆作業時，鉆井井深一般在1100～2500m 之間。對比相關參數之后可以發現，液壓修井機參數覆蓋了這兩型模塊鉆機的作業范圍。同時，根據該油田近年來使用修井機進行側鉆作業的相關數據（表2）可知，液壓舉升裝置已經幾乎能夠覆蓋所有的側鉆作業。

表2 修井機側鉆作業井眼參數

4 結語

液壓舉升裝置具有結構緊湊、占用空間小、操作簡單方便、拆裝及運輸迅速等優點，在國內外已經得到一定的應用。實踐應用表明，液壓舉升裝置配備齊全的泥漿循環系統等關鍵附屬設備后，能夠順利完成我國淺海、近海區域內相關平臺的修井、完井和側鉆作業，而且可有效減輕平臺載荷，對老舊平臺、小型無人平臺更具有顯著的優勢。從而解決海上無修井機的固定式油氣生產平臺的修井、完井和側鉆作業，縮短油氣井躺井待修的等待作業時間，為提升我國海上油氣產量提供巨大的助力，具有廣闊的應用前景。