液壓舉升裝置在海上平臺側(cè)鉆作業(yè)的可行性研究

王莉，張勝寶，陳學(xué)立，張瑞綱，黃志力

1.中海油能源發(fā)展股份有限公司采油服務(wù)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

根據(jù)統(tǒng)計，目前中海油國內(nèi)油田無修井機平臺約有30個，控制的油井數(shù)量接近300口[1]，由于沒有修井機，當油井需要進行側(cè)鉆作業(yè)時通常要用鉆井平臺來完成。另外，海上油田修井機平臺中有相當一部分配置的修井機作業(yè)能力為90 t及以下，作業(yè)能力有限，滿足不了側(cè)鉆要求[2]，當需要進行側(cè)鉆作業(yè)時，只能動用鉆井平臺或者搬遷作業(yè)能力更強的修井機。此外，海上油田經(jīng)過多年的開發(fā)及改造，目前部分有側(cè)鉆作業(yè)需求的平臺無法實現(xiàn)鉆井平臺的靠泊就位。

上述情況會導(dǎo)致以下問題：①作業(yè)成本過高（僅鉆井平臺的動復(fù)員費用就接近1 000萬元，修井機搬遷需動用浮吊，單次浮吊的使用費用約為500萬元），使得側(cè)鉆作業(yè)不具備經(jīng)濟性；②鉆井平臺資源有限，協(xié)調(diào)困難；③會導(dǎo)致出現(xiàn)長停井或低產(chǎn)低效井，從而嚴重影響油田產(chǎn)量。目前中海油已將穩(wěn)產(chǎn)作為重要的工作目標，因此，解決這些問題就顯得非常迫切。

依靠現(xiàn)有傳統(tǒng)作業(yè)模式和技術(shù)是無法經(jīng)濟有效地解決上述平臺側(cè)鉆難題，必須尋找、開發(fā)新的技術(shù)。新的技術(shù)必須滿足現(xiàn)有平臺的工作條件，且具備以下特點：設(shè)備結(jié)構(gòu)簡單、重量輕，占用場地小、安裝方便，安全可靠且能夠滿足現(xiàn)有行業(yè)規(guī)范，筆者及研究團隊展開了大量的調(diào)研及論證工作后，發(fā)現(xiàn)使用液壓舉升裝置在海上平臺進行側(cè)鉆作業(yè)具有較大的可行性。

1 液壓舉升設(shè)備及其優(yōu)點

液壓舉升裝置（Hydraulic Workover Unit，簡稱HWU或HWO）是一種通過液壓缸活塞往復(fù)運動提升、下放井下工具的設(shè)備，是不壓井作業(yè)裝置的一種變形[3]，裝置結(jié)構(gòu)如圖1所示。

圖1 液壓舉升設(shè)備簡圖

目前，常見的液壓舉升裝置的作業(yè)能力范圍為68~227 t，主要參數(shù)見表1。

表1 液壓舉升設(shè)備參數(shù)

液壓舉升裝置與傳統(tǒng)井架式修井機、儲能式修井機、液壓修井機及帶壓設(shè)備[3]相比，主要優(yōu)勢為：①模塊化設(shè)計，單件重量輕，易于拆裝，運輸方便；②作業(yè)所需場地小，滿足小甲板作業(yè)要求；③對平臺配套資源要求低；④可適應(yīng)套管頭承載和導(dǎo)軌滑移兩種作業(yè)模式。

早在2004年，迪拜石油公司就使用液壓舉升裝置完成了95.25 mm(334″)及104.78 mm(418″)井段側(cè)鉆作業(yè)。2018年6月中海油引進液壓舉升裝置技術(shù)，并順利完成了潿洲某井的檢泵作業(yè)，該井的成功作業(yè)，代表液壓舉升裝置在海上平臺檢泵修井作業(yè)的應(yīng)用獲得了極大的成功，但國內(nèi)目前尚無使用液壓舉升裝置進行側(cè)鉆作業(yè)的案例。

通過對海上平臺215.9 mm(812″)及152.4 mm（6″）井眼側(cè)鉆作業(yè)鉆完井工藝的分析，發(fā)現(xiàn)側(cè)鉆作業(yè)的機具需要具備旋轉(zhuǎn)鉆進、起下鉆具及清洗井底。在《適用于海上鉆修機標準的液壓舉升裝置適用性分析》[2]一文中，針對液壓舉升裝置及關(guān)鍵配套裝置的鉆井作業(yè)規(guī)范符合性進行了分析論證，結(jié)果表明液壓舉升裝置滿足海上鉆完井作業(yè)標準要求。

2 海上平臺修井機側(cè)鉆作業(yè)統(tǒng)計

通過對渤海油田使用修井機作業(yè)的側(cè)鉆井進行了不完全統(tǒng)計分析，截至2019年5月，使用修井機作業(yè)的井共計229口，其中，側(cè)鉆作業(yè)井73口。對單一井眼使用修井機側(cè)鉆作業(yè)井眼為215.9 mm(812″)及152.4 mm（6″）的井進行篩選，共計26口，數(shù)據(jù)見表2。

表2 單一井眼使用修井機側(cè)鉆作業(yè)統(tǒng)計

續(xù)表

通過對上表的分析可知，修井機已鉆單一井眼為215.9 mm(812″)及152.4 mm(6″)的井側(cè)鉆點的范圍為1 740~3 169 m，轉(zhuǎn)速為60~110 r/min，扭矩為4~29 kN·m，鉆完井作業(yè)時最大懸重為40~96 t。

從設(shè)備的極限能力來看，典型340K液壓舉升設(shè)備的提升能力為154 t（根據(jù)SY/T 7089—2016《海洋平臺鉆機選型推薦方法》[4]，設(shè)備可使用的最大鉤載為86.7 t），扭矩29.8 kN·m，能夠滿足修井機單一井眼側(cè)鉆已鉆井90%以上側(cè)鉆作業(yè)的設(shè)備能力需求，針對部分對作業(yè)設(shè)備能力需求更高的井，可采用500K的液壓舉升裝置進行側(cè)鉆作業(yè)。

3 液壓舉升設(shè)備在海上平臺抗風能力計算

作為一種全新的鉆完井側(cè)鉆作業(yè)機具，除了設(shè)備的作業(yè)能力以外，決定其能否應(yīng)用于海上平臺的關(guān)鍵因素為設(shè)備的抗風能力是否滿足海上作業(yè)的標準要求。

為減少使用液壓舉升裝置施工的盲目性和作業(yè)風險，并為海上工程設(shè)計和施工提供科學(xué)依據(jù)和安全保證，運用SAFI有限元分析軟件對液壓舉升裝置進行了抗風載能力計算（液壓舉升裝置采用套管頭承載模式）。其中，環(huán)境條件按照API Spec 4F—2013（第4版）標準[5]規(guī)定3秒陣風，考慮工作狀態(tài)為21.6 m/s，非預(yù)期風速為36 m/s（有/無主載荷兩種工況），預(yù)期臺風狀態(tài)風速為47.8 m/s，最大作業(yè)扭矩參考SY/T 7089—2016《海洋平臺鉆機選型推薦方法》[4]設(shè)置為24 kN·m，液壓舉升裝置考慮按照有繃繩輕便井架進行設(shè)計[6]。

按照最新API Spec 4F—2013設(shè)計載荷要求，按照表3進行載荷組合設(shè)計。

表3 標準載荷組合設(shè)計

計算過程中，在SAFI有限元軟件中按照0°～360°每隔45°進行定義，工作狀態(tài)和安裝狀態(tài)風速為21.6 m/s、非預(yù)期狀態(tài)風速為36 m/s、預(yù)期臺風狀態(tài)風速為47.8 m/s，搭建了有限元計算模型，如圖2所示。表4為SAFI有限無計算結(jié)果。

圖2 有限元模型示意圖

表4 液壓舉升裝置SAFI有限元計算結(jié)果

在計算過程中，共考慮3種載荷設(shè)計工況，分別為：載荷工況1，工作狀態(tài)，風力21.6 m/s，每隔45°進行風力加載，上卡瓦載荷1 540 kN，最大扭矩24 kN·m；設(shè)計載荷工況2，預(yù)期狀態(tài)，風力47.8 m/s，每隔45°進行風力加載，下卡瓦載荷1 540 kN；設(shè)計載荷工況3，非預(yù)期，風力36 m/s，每隔45°進行風力加載，下卡瓦載荷1 540 kN。

通過對液壓舉升設(shè)備預(yù)期帶主載荷狀態(tài)（21.6 m/s）及非預(yù)期帶主載荷狀態(tài)（36 m/s)的ULS值計算（圖3、圖4）可知，液壓舉升裝置最大的ULS值單元為M1360，ULS值為0.78，ULS值均未達到或超過1，滿足API Spec 4F—2013強度計算標準，且液壓舉升裝置主體在最大工況下豎直方向變形量為8 mm，滿足標準要求。

圖3 預(yù)期帶主載荷狀態(tài)（21.6 m/s）ULS值

圖4 非預(yù)期帶主載荷狀態(tài)（36 m/s)ULS值

通過上述分析和論證得出如下結(jié)論：在最大風力載荷、最大舉升載荷及作業(yè)扭矩綜合工況下，設(shè)備的強度及變形量都能滿足安全鉆井作業(yè)的要求，液壓舉升裝置可應(yīng)用于海上平臺進行側(cè)鉆作業(yè)。

4 液壓舉升設(shè)備在海上平臺應(yīng)用展望

液壓舉舉升裝置在海上平臺的側(cè)鉆應(yīng)用，可有效降低目前已投產(chǎn)的無修井機平臺或低配置修井機平臺的側(cè)鉆費用。以1口明化鎮(zhèn)的側(cè)鉆井為例，244.475 mm(958″)套管開窗側(cè)鉆點深度為1 600 m，215.9 mm(812″)井眼鉆進至2 400 m。如果使用鉆井平臺（92系列）進行側(cè)鉆作業(yè)，側(cè)鉆費用約為1 800萬（含鉆井平臺動復(fù)員費約900萬）；如果使用液壓舉升裝置進行側(cè)鉆作業(yè)，側(cè)鉆費用可降至約1 400萬元（含液壓舉升設(shè)備及相關(guān)配套設(shè)備動復(fù)員費200萬元）以下，降低幅度達20%以上。

除了能解決無修井機平臺、低配修井機平臺及靠泊受限平臺的修井、側(cè)鉆難題，液壓舉升裝置還可用于替代設(shè)備老化的鉆修機。根據(jù)相關(guān)統(tǒng)計，截至2018年，僅渤海地區(qū)工作年限為15年以上的鉆修機就多達15套，面臨設(shè)備老化、維護成本高、升級改造費用增加等一列問題。建議后期可使用液壓舉升裝置取代這部分鉆修機進行修井、側(cè)鉆作業(yè)，既可解決甲方的維護、升級成本等問題，又可降低相關(guān)費用。

5 結(jié)論和建議

1）從設(shè)備的作業(yè)能力來看，典型340K液壓舉升設(shè)備的提升能力為154 t（設(shè)備可使用的最大鉤載為86.7 t），扭矩29.8 kN·m，能夠滿足渤海油田使用修井機側(cè)鉆已鉆井（側(cè)鉆215.9 mm或152.4 mm井眼）90%以上側(cè)鉆作業(yè)的需求。

2）通過SAFI有限元分析軟件計算可知，在最大風力載荷、最大舉升載荷及最大作業(yè)扭矩綜合工況下，液壓舉升裝置的強度及變形量都能滿足安全鉆井作業(yè)的要求。

3）液壓舉升設(shè)備可應(yīng)用于海上平臺進行側(cè)鉆作業(yè)。如采用套管頭承載模式，后續(xù)需針對目標井隔水導(dǎo)管的穩(wěn)定性進行分析計算，同時對目標作業(yè)平臺的可變承載力進行校核，以確保作業(yè)安全。