渤海地區側鉆作業液壓舉升裝置安裝方式優選

陳鵬飛，倪益民，吳事難，王莉，鄭偉

(中海油能源發展股份有限公司工程技術分公司，天津 300452)

0 引言

近年來，渤海油田加大勘探開發力度，增儲上產步伐隨之加速，縮短油氣井躺井時間，實現快速復產已經成為重要研究課題。油氣井側鉆作為一種解決老井產量下降或停產的有效手段，在渤海地區得到廣泛應用[1-4]。在無鉆修機或鉆修機能力不足的生產平臺，單井進行側鉆作業成本較高。為降低鉆井成本，往往需等待一段時間，采用批量鉆井模式降低作業成本，這種方式將延長老井側鉆等待時間。液壓舉升裝置作為一種潛在的側鉆機具，具有重量輕、結構簡單、占用場地小、安裝方便等優點，已經在修井作業中得到很好應用。為分析其在側鉆作業中的可行性，通過模擬仿真對比分析，優選安裝方式，為液壓舉升裝置側鉆作業提供理論依據，減少施工的盲目性。

1 工作原理與結構

液壓舉升裝置起源于美國，分為輔助式和獨立式兩種類型。目前在北美、東南亞、非洲地區應用較廣泛[5]，在側鉆、完井、起下電泵、打撈、套銑封隔器、鍛銑套管、鉆水泥塞、棄井作業等方面具有強大的功能。

液壓舉升裝置基本工作原理如圖1 所示。各部件依次安裝在井口上，游動卡瓦與固定卡瓦相互配合，交替卡緊管柱后通過液壓油缸的往復運動來實現管柱上提或下放。當起升管柱時，液壓大鉗將管柱連接，司鉆臺控制游動卡瓦夾緊管柱，打開固定卡瓦，控制液壓油缸上行動作，管柱隨之起出井口。當上移行程至上止點時停止液壓油缸運動，關閉固定卡瓦，打開游動卡瓦，操作液壓油缸下放，液壓油缸下放到初始位置處。再次按上述操作步驟開關卡瓦，以控制液壓油缸運動，分多次起出單根管柱。下放管柱的過程與提升管柱操作步驟相反。

圖1 液壓舉升裝置工作原理示意圖

2 模型構建

液壓舉升裝置在平臺上的安裝方式包括套管頭安裝方式與滑移底座安裝方式。渤海地區根據作業需求，引進了340K 型號的液壓舉升裝置，最大提升能力154 t。液壓舉升裝置主要包括上工作籃、液壓油缸、下基座三部分，套管頭安裝方式包含有升高立管，如圖2所示。液壓舉升裝置物理模型采用ANSYS 軟件中的實體單元按照實物尺寸進行建模，局部有所簡化。

圖2 模型的建立

3 通用載荷的施加與校驗標準

依據《石油天然氣工業 鉆井和采油設備鉆井和修井井架、底座》[6]和API SPEC 4F-2013 《鉆井和修井井架、底座規范》[7]標準，并選取渤海某油田的海況條件，正常工作狀態最大風速采用該油田1 年期三秒陣風風速21.6 m/s；極端條件采用100 年期三秒陣風風速37.4 m/s。相關載荷包括自重、主載荷、風載、工具和人員載荷，其中風載施加方向以桅桿為參考，如圖3 所示。

圖3 載荷施加圖

主載荷分為最大正常作業工況和極端作業工況。依據《海洋平臺鉆機選型推薦作法》[8]和《海上石油固定平臺模塊鉆機 第1 部分：設計》[9]標準，最大正常作業工況提升載荷87 t，扭矩24 kN·m。極端作業工況直接采用液壓舉升裝置的極限提升能力，即154 t，扭矩設置為0，用以應對鉆進過程中的復雜情況。

液壓舉升裝置液壓油缸屈服強度≥355 MPa，上工作籃、下基座鋼材屈服強度250 MPa，升高立管材質屈服強度450 MPa。

4 不同安裝方式仿真分析

液壓舉升裝置安裝模式有套管頭安裝方式和滑移底座安裝方式：套管頭安裝方式是將液壓舉升裝置通過升高立管直接坐放于隔水導管之上；滑移底座安裝方式是將液壓舉升裝置安裝在導軌上。

套管頭安裝方式對套管頭和隔水導管的承載能力要求較高，可有效減少液壓舉升裝置的占平臺面積；可在無導軌平臺進行安裝。其缺點是變換井位時，需拆裝一次，批量作業效率低。

滑移底座安裝方式批量作業時，無需拆裝液壓舉升裝置，作業效率高；可與懸掛的防噴器組一起滑動。其缺點是采油平臺需有導軌才能使用滑移底座安裝方式。

為驗證渤海地區側鉆作業可行性，針對兩種安裝方式，分別建立有限元分析模型，對比分析不同安裝方式的受力情況，優選液壓舉升裝置的安裝方式。

4.1 套管頭安裝方式仿真分析

4.1.1 工況條件

最大正常作業工況：風速21.6 m/s，提升載荷87 t，扭矩24 kN·m。極端作業工況：風速37.4 m/s，提升能力154 t，無扭矩。約束條件：升高立管底部設置全約束，考慮上工作籃采用繃繩，上工作籃繃繩固定處橫向約束。

4.1.2 結果統計與分析

(1)最大正常作業工況。最大正常作業工況，液壓油缸最大等效應力為110.097 MPa； 下基座、上工作籃最大等效應力為109.661 MPa，位于升高立管與下基座連接處；套管頭安裝方式的液壓舉升裝置校核滿足作業需求，如圖4 所示。

(2)極端作業工況。極端作業工況，液壓油缸最大等效應力為129.544 MPa； 下基座、上工作籃最大等效應力為206.725 MPa，位于升高立管與下基座連接處；套管頭安裝方式的液壓舉升裝置校核滿足作業需求，如圖5 所示。

圖4 最大正常作業工況下最大等效應力統計

圖5 極端作業工況下最大等效應力統計

4.2 滑移底座安裝方式仿真分析

液壓舉升裝置亦可通過滑移底座安裝方式進行海上作業。渤海油田一部分無修井的采油平臺頂部甲板安裝有導軌，該導軌通常用來安裝90 t 或者180 t常規修井機，根據液壓舉升裝置總載荷與常規修井機總載荷的對比，液壓舉升裝置對采油平臺頂部甲板導軌施加的總載荷小于常規修井機對采油平臺頂部甲板導軌施加的總載荷。因此，可利用采油平臺導軌承載液壓舉升裝置[10-12]。

4.2.1 工況條件

最大正常作業工況：風速21.6 m/s，提升載荷87 t，扭矩24 kN·m。極端作業工況：風速37.4 m/s，提升能力154 t，無扭矩。約束條件：下基座底部約束，不考慮繃繩。

4.2.2 結果統計與分析

(1)最大正常作業工況。最大正常作業工況，液壓油缸最大等效應力為115.757 MPa；下基座、上工作籃最大等效應力為82.21 MPa，位于下基座底板；滑移底座安裝方式的液壓舉升裝置校核滿足作業需求，如圖6 所示。

圖6 最大正常作業工況下最大等效應力統計

(2)極端作業工況。極端作業工況，液壓油缸最大等效應力為136.405 MPa； 下基座、上工作籃最大等效應力為152.468 MPa，位于下基座底板；滑移底座安裝方式的液壓舉升裝置校核基本滿足作業需求，如圖7 所示。

圖7 極端作業工況下最大等效應力統計

4.3 對比分析

液壓舉升裝置套管頭安裝方式(考慮繃繩)相較于滑移底座安裝方式(不考慮繃繩)，液壓油缸的最大等效應力基本相近，滑移底座安裝方式相較于套管頭安裝方式，下基座、上工作籃最大等效應力明顯降低。因此，相較于套管頭安裝方式，滑移底座安裝方式的穩定性更強。推薦在多井作業或者采油平臺有導軌時，采用滑移底座安裝方式。若采油平臺無導軌，且為單井側鉆作業，可考慮套管頭安裝方式。

5 結語

(1)在考慮繃繩的情況下，最大正常作業工況與極端作業工況，不同方向風載，套管頭安裝方式的液壓舉升裝置校核滿足作業需求。

(2)在不考慮繃繩的情況下，最大正常作業工況與極端作業工況，不同方向風載，滑移底座安裝方式液壓舉升裝置校核滿足作業需求。

(3)在多井作業或者采油平臺有導軌時，采用滑移底座安裝方式安裝液壓舉升裝置。若采油平臺無導軌，且為單井側鉆作業，可考慮套管頭安裝方式。

(4)為進一步提高滑移底座安裝液壓舉升裝置作業時的穩定性，建議安裝過程中在上工作籃上采用繃繩予以繃直固定，降低液壓舉升裝置的位移量。