液壓舉升修井技術(shù)在渤海油田的應(yīng)用

姚俊材，尹澤剛

山東科瑞油田服務(wù)集團(tuán)股份有限公司（天津 300467）

隨著國家實(shí)施擴(kuò)大油氣資源勘探開發(fā)戰(zhàn)略，渤海油田提出了增儲上產(chǎn)的“七年行動計劃”，海上修井作業(yè)量成爆發(fā)式增長，修井設(shè)備供需矛盾日益突出。對于無修井機(jī)平臺的修井作業(yè)，需要動用鉆井船，存在動復(fù)員和操作費(fèi)用高昂、鉆井船資源難以協(xié)調(diào)等問題，往往導(dǎo)致無修井機(jī)平臺的躺井油氣井長期不能恢復(fù)生產(chǎn)。在渤海油田，海上無修井機(jī)石油平臺有20 余座，如果該矛盾得不到解決，將嚴(yán)重影響油田產(chǎn)量計劃。因此，渤海油田急需找到一種替代模式，用更加簡易、靈活機(jī)動且安全高效的設(shè)備和技術(shù)替代鉆井船修井[1-2]。

通過大量的需求調(diào)研、研發(fā)、技術(shù)改造和試驗(yàn)，在渤海地區(qū)引入了液壓舉升修井技術(shù)，該技術(shù)能很好地解決以上問題。主要運(yùn)用液壓舉升系統(tǒng)及輔助設(shè)備實(shí)施修井作業(yè)[3]。

1 液壓舉升修井技術(shù)介紹

1.1 基本構(gòu)成

液壓舉升修井技術(shù)，是利用液壓舉升系統(tǒng)及附屬設(shè)備來實(shí)施油田修井作業(yè)的集成技術(shù)。關(guān)鍵設(shè)備包含液壓舉升系統(tǒng)、桅桿系統(tǒng)、動力系統(tǒng)、電力系統(tǒng)、柴油供應(yīng)系統(tǒng)、滑移底座系統(tǒng)、循環(huán)系統(tǒng)、井控系統(tǒng)和油管上卸扣設(shè)備等組成，如圖1 所示。作為核心部分的液壓舉升系統(tǒng)，由工作籃、游動液壓卡瓦、4根液壓缸、固定液壓卡瓦和下底座組成[4]。

圖1 液壓舉升系統(tǒng)構(gòu)成

1.2 工作原理

與傳統(tǒng)修井機(jī)用游車系統(tǒng)提升管柱不同，液壓舉升修井技術(shù)主要是利用游動液壓卡瓦和固定液壓卡瓦相互交替配合、上下往復(fù)來完成管柱的舉升或下降[5]。

起鉆時，操作游動卡瓦關(guān)閉手柄，關(guān)閉卡瓦，抱住管柱。確認(rèn)卡瓦抱住管柱后，操作固定卡瓦開啟手柄，開啟固定卡瓦，固定卡瓦處于松弛狀態(tài)。緩慢操作液壓舉升缸上行，帶動游動卡瓦舉升管柱，同時，處于松弛狀態(tài)的固定卡瓦彈出。在液壓缸舉升到最高位置時，停止舉升。操作固定卡瓦關(guān)閉手柄，固定卡瓦抱住管柱。確認(rèn)卡瓦抱住管柱后，操作游動卡瓦開啟手柄，開啟游動卡瓦，游動卡瓦處于松弛狀態(tài)。緩慢操作液壓缸下行，游動卡瓦彈出。整個管柱重量施加于固定卡瓦，處于靜止?fàn)顟B(tài)。操作液壓舉升缸繼續(xù)下行，直到下降到最低點(diǎn)。重復(fù)以上過程，用游動卡瓦和固定卡瓦的往復(fù)運(yùn)動來舉升管柱。工作原理和卡瓦位置。

下鉆時，游動卡瓦抱住管柱后，操作液壓舉升缸下行，并帶動游動卡瓦下放管柱。其余步驟與起鉆作業(yè)類似，都是用游動卡瓦和固定卡瓦的往復(fù)運(yùn)動來實(shí)現(xiàn)下鉆作業(yè)[6]。

1.3 技術(shù)優(yōu)勢

1）舉升和下推能力強(qiáng)。由于采用液壓作用力，340K型液壓舉升系統(tǒng)能最大舉升154 t，提升能力與傳統(tǒng)650 型修井機(jī)相當(dāng)。同時，相對于傳統(tǒng)修井只有向上施加提升力的功能，液壓舉升系統(tǒng)能自身通過液壓系統(tǒng)產(chǎn)生77 t 的向下推力，在需要向下施加鉆壓但管柱自身重量不足的情況下，液壓舉升系統(tǒng)的向下推力能很好地解決該問題[7]。

2）機(jī)動性強(qiáng)。液壓舉升修井技術(shù)所用設(shè)備具有小型化、模塊化等特點(diǎn)。根據(jù)設(shè)備功能分區(qū)，對設(shè)備進(jìn)行了集成處理，大大地提升了設(shè)備安裝效率和安裝安全。單個設(shè)備重量最大不超過9 t，易于運(yùn)輸和安裝，對于海上石油平臺的吊車能力要求較低，相對于傳統(tǒng)鉆修井船，液壓舉升設(shè)備動復(fù)員更便捷、安裝拆卸更迅速、機(jī)動性更強(qiáng)，大大地提高了該技術(shù)在海上平臺的適應(yīng)性。

3）作業(yè)范圍廣。液壓舉升修井技術(shù)是集成化的修井技術(shù)，做到了“小而精”，能很好地實(shí)現(xiàn)常規(guī)修井機(jī)的基本功能。該技術(shù)適用于常規(guī)檢泵、沖砂、擠水泥、大修再完井、套管切割、套銑/磨銑以及開窗側(cè)鉆等作業(yè)。

4）能有效地降低作業(yè)成本。對于海上無修井平臺的修井作業(yè)，特別是只有少量井位時，如動用鉆井船修井，高昂的拖航和設(shè)備租賃費(fèi)用，將大大增加修井成本。液壓舉升修井技術(shù)的應(yīng)用，很好地解決了這個問題，其靈活機(jī)動的特點(diǎn)，使得作業(yè)成本大幅下降。

2 設(shè)備安裝模式優(yōu)化

液壓舉升系統(tǒng)及附屬設(shè)備主要是解決無修井平臺修井問題，其最大特點(diǎn)是機(jī)動靈活、操作簡便、安裝拆卸安全高效。充分考慮到各個平臺的實(shí)際情況，優(yōu)化設(shè)計了兩種設(shè)備安裝模式，可根據(jù)各目標(biāo)平臺和客戶的需求進(jìn)行選擇和調(diào)整，最大程度滿足客戶需求。

2.1 套管頭承載安裝模式

套管頭承載方式是將液壓舉升裝置自身重量和修作業(yè)負(fù)荷直接作用于套管頭的承載方式，其自下而上的結(jié)構(gòu)形式為：套管頭+升高立管+防噴器租+四通+液壓舉升下底座+液壓舉升裝置主機(jī)。

該種承載方式對套管頭和隔水導(dǎo)管承載能力要求較高，作業(yè)前需要請第三方檢測公司對每口井腐蝕最嚴(yán)重的位于潮差帶的隔水導(dǎo)管進(jìn)行測厚，評估腐蝕等級，綜合隔水導(dǎo)管材質(zhì)和入泥深度、作業(yè)區(qū)塊的海況和地質(zhì)情況等影響因子，并對套管頭和隔水導(dǎo)管的承載能力進(jìn)行建模計算[8]。該承載方式的優(yōu)缺點(diǎn)分別如下。

優(yōu)點(diǎn)：可以有效減少液壓舉升裝置的占地面積，對其他井實(shí)施非修井機(jī)措施作業(yè)影響較小。

缺點(diǎn)：每次變換井位，都需要拆裝一次液壓舉升裝置，批量修井時作業(yè)效率低。每口井都需要評估隔水高管和套管頭的承載能力，作業(yè)成本較高，對于隔水導(dǎo)管和套管頭狀況較差的井無法實(shí)施該種承載模式；由于整個裝置的重量和作業(yè)負(fù)荷完全施加于防噴器組和升高管，因此整個系統(tǒng)穩(wěn)定性較差，對抗風(fēng)能力不夠，特殊天氣只能停止作業(yè)，影響作業(yè)時效[9]。

2.2 滑移底座承載安裝模式

滑移底座承載方式是利用滑移底座承載液壓舉升裝置自身重量和修井作業(yè)負(fù)荷，并利用可滑移支撐梁將載荷傳導(dǎo)給平臺既有的導(dǎo)軌，載荷將由整個采油平臺承受[4]，如圖2所示。該承載方式的優(yōu)缺點(diǎn)分別如下。

圖2 滑移底座承載方式

優(yōu)點(diǎn)：批量修井時，不需要拆裝液壓舉升裝置，修井作業(yè)總體效率較套管頭承載方式提高約20%。由于不需要將裝置重量和作業(yè)負(fù)荷作用于套管頭，因此減少了第三方檢測和建模計算的費(fèi)用，成本節(jié)省約5%。對于隔水導(dǎo)管和套管頭狀況較差的井，也可以采用液壓修井裝置實(shí)施修井作業(yè)，作業(yè)范圍實(shí)現(xiàn)了全覆蓋。由于滑移底座可以懸掛防噴器組一起移動，減少了安裝防噴器時的時間和風(fēng)險，縮短了空井時間，作業(yè)更加安全[10]。

缺點(diǎn)：對于無軌道或軌道承載能力不足的平臺，無法采用該模式安裝。該安裝方式增加了甲板占用面積，不適用于空間特別不足的平臺。對于非批量作業(yè)的情況增加了吊裝和安全滑移底座的工作量。

3 現(xiàn)場應(yīng)用

3.1 作業(yè)背景

渤海油田L(fēng)D5-2 采油平臺位于渤海遼東灣海域共有油水井70 余口，完鉆井深普遍為2 500～2 800 m，分為AB 兩個井區(qū)，卻只有一臺鉆修井機(jī)。由于該平臺側(cè)鉆任務(wù)多，無法協(xié)調(diào)出設(shè)備檔期來完成修井作業(yè)，導(dǎo)致待修油水井長期得不到修復(fù)，嚴(yán)重影響該平臺的年度產(chǎn)量計劃。因此，作業(yè)者決定使用液壓舉升修井技術(shù)來完成該平臺的修井作業(yè)，以使停產(chǎn)的油水井快速恢復(fù)生產(chǎn)。

3.2 作業(yè)方案

1）承載方式選擇。由于本次作業(yè)的A20井的隔水導(dǎo)管腐蝕程度較大，經(jīng)過SACS軟件模擬分析，其無法充分保障極端情況下的載荷需求。因此，本次作業(yè)采用滑移底座承載模式。作業(yè)前用SACS軟件做有限元分析（FEA），對滑移底座整體施加極限工作載荷1 800 kN，經(jīng)過計算后輸出結(jié)果顯示滑移底座所有部件的UC值均小于1，結(jié)構(gòu)強(qiáng)度滿足要求[5]。

2）設(shè)備動員。液壓舉升裝置的全套設(shè)備需要占用供應(yīng)船300 m2的甲板空間，可實(shí)現(xiàn)所有設(shè)備一趟出海。設(shè)備出海前需要制定好詳細(xì)的裝船計劃，確保沒有關(guān)鍵設(shè)備被遺漏，并根據(jù)船舶的空間進(jìn)行合理布局。設(shè)備要根據(jù)運(yùn)輸和裝船計劃進(jìn)行編號，在供應(yīng)船上要嚴(yán)格按照既定方案擺放，如圖3 所示。這樣能大幅提高裝卸船和運(yùn)輸作業(yè)時效。

圖3 供應(yīng)船擺放示意圖

所有到達(dá)或離開平臺的貨物都應(yīng)附有一份載貨單，注明在運(yùn)貨物的大小、重量、內(nèi)容和目的地。

3）液壓修井裝置安裝。渤海油田海上平臺均配備有10 t、吊裝半徑15 m 的吊車。液壓舉升裝置的單個安裝模塊采用輕量化設(shè)計，單個重量不超過8.5 t。設(shè)備卸船順序、設(shè)備安裝計劃將在項目啟動前同設(shè)備裝船計劃一同編制。設(shè)備在海上平臺安裝時，需嚴(yán)格按照既定安裝計劃進(jìn)行。設(shè)備安裝完成后，需進(jìn)行全面的試運(yùn)轉(zhuǎn)和參數(shù)調(diào)試，確保各部件處于良好狀態(tài)。

4）檢泵作業(yè)。運(yùn)用液壓舉升修井機(jī)進(jìn)行檢泵作業(yè)，總體的基本程序與常規(guī)作業(yè)類似，但也存在以下幾點(diǎn)差異，在作業(yè)過程中需特別注意：①與傳統(tǒng)修井機(jī)的檢泵作業(yè)不同，液壓舉升修井機(jī)是利用上下液壓卡瓦交替往復(fù)作用來舉升油管，管柱的上下運(yùn)動完全依靠卡瓦作用。因此，對于帶電纜的管柱，作業(yè)過程中需要特別關(guān)注卡瓦的位置，避免卡到電纜。②起下帶“Y”管的ESP 電泵管柱時，卡瓦卡住旁通管同時，保持液壓卡瓦的側(cè)開門打開，便于ESP 電泵通過側(cè)門的空間運(yùn)行。因此，作業(yè)前必須保證液壓卡瓦的側(cè)門直徑大于井內(nèi)ESP 電泵直徑。③由于桅桿高度最高為17 m，因此，在起甩長工具時，需要用到吊車配合。④常規(guī)修井機(jī)在進(jìn)行現(xiàn)場交底會后就會將修井機(jī)移至需要檢修的井位上。而液壓舉升機(jī)的就位建立在壓井合格、拆采油樹，安裝升高管、防噴器組合格基礎(chǔ)上。⑤作業(yè)前的充分準(zhǔn)備和標(biāo)準(zhǔn)化作業(yè)程序是成功的關(guān)鍵。由于設(shè)備不是固定在平臺上的，需要根據(jù)項目需要進(jìn)行臨時動員，因此，項目啟動前的充分準(zhǔn)備和標(biāo)準(zhǔn)化的作業(yè)程序至關(guān)重要[11]。

3.3 作業(yè)效果

本次A20井檢泵作業(yè)總施工時間為168 h，非生產(chǎn)時間為0，事故發(fā)生率為0。周密的計劃和精細(xì)的施工，使得作業(yè)效率與常規(guī)修井機(jī)作業(yè)時效相當(dāng)。同時，實(shí)際作業(yè)周期較甲方設(shè)計作業(yè)周期縮短26.5 h。本次作業(yè)也同時驗(yàn)證了利用液壓修井機(jī)進(jìn)行起下“Y”管柱的技術(shù)可行性，為后續(xù)同類型井的作業(yè)提供了借鑒。

4 結(jié)論

液壓舉升修井技術(shù)作為常規(guī)修井模式的補(bǔ)充，其具備設(shè)備小型化、模塊化、作業(yè)成本低、所需場地小、舉升能力強(qiáng)和機(jī)動性強(qiáng)等特點(diǎn)，特別適用于海上小平臺和無修井機(jī)平臺的修井作業(yè)。優(yōu)化的兩種安裝模式，可根據(jù)平臺的實(shí)際情況和作業(yè)需求進(jìn)行選擇，安裝模式靈活多樣。

液壓舉升修井作業(yè)需要前期的精心準(zhǔn)備和周密計劃，設(shè)備運(yùn)輸、出海、吊裝、排放、安裝和修井方案，以及標(biāo)準(zhǔn)化的操作規(guī)程，都需要在項目啟動前準(zhǔn)備充分，并進(jìn)行桌面推演。通過周密的作業(yè)銜接和精細(xì)化的施工，液壓舉升修井作業(yè)時效能達(dá)到與常規(guī)修井作業(yè)時效相當(dāng)。隨著油田公司增儲上產(chǎn)和降本增效戰(zhàn)略的不斷深入，液壓舉升修井技術(shù)將在海上石油平臺廣泛的應(yīng)用，潛力巨大。