半潜式钻井平台螺杆泵测试技术研发与应用推广*

姚振河 关利军 代一丁

(1.中海油能源发展股份有限公司工程技术深圳分公司 广东深圳 518067； 2.中海石油(中国)有限公司深圳分公司 广东深圳 518067)

半潜式钻井平台螺杆泵测试技术研发与应用推广*

姚振河1关利军2代一丁2

(1.中海油能源发展股份有限公司工程技术深圳分公司 广东深圳 518067； 2.中海石油(中国)有限公司深圳分公司 广东深圳 518067)

螺杆泵在海上稠油DST测试中具有优势，但由于受到钻井平台升沉特性制约而无法直接应用在半潜式钻井平台DST测试中。自主研发设计了半潜式钻井平台螺杆泵测试井口操作台和井口补偿配套系统，解决了钻井平台、测试管柱、抽油杆、驱动泵头在起下抽油杆、组装驱动泵头以及调整防冲距时存在相对运动的问题，从而实现了螺杆泵在半潜式钻井平台DST测试中的应用。半潜式钻井平台螺杆泵测试技术目前已在南海东部海域进行10余口井近20次作业，落实了近亿立方米的稠油地质储量，取得了显著经济效益，而且已被推广至南海西部及东海等海域，具有广阔的应用前景。

半潜式钻井平台；螺杆泵；稠油测试；井口操作台；井口补偿配套系统；应用推广

稠油测试的最大难点是原油密度较高且流动困难，测试期间往往无法实现自喷，同时疏松砂岩中的稠油更具有出砂风险，因此人工举升工艺的选择对该类油藏测试尤其重要。目前国内外应用最多的人工举升包括螺杆泵、电潜泵、射流泵以及连续油管气举等工艺，每种工艺均有其自身的特点及适应性[1-5]。海上稠油测试时人工举升工艺的选择不但要考虑油藏特点，更要考虑钻井平台类型、井筒温降等制约因素。对于半潜式钻井平台探井稠油测试，由于掌握的油藏资料较少，选择人工举升工艺时必须综合考虑其适应性、井筒温降条件下原油的流动性、储层是否出砂以及成本等因素[6-7]。经过对比分析，认为螺杆泵结构简单，可以实现APR+TCP测试联作[8-9]、可调频、电加热降粘等[10-11]，同时防砂精度要求不高[6]，在探井稠油测试中具有明显的优势。另外，在使用半潜式钻井平台进行测试时，地面驱动螺杆泵相比电潜螺杆泵具有出现故障时可在不动测试管柱的情况下在地面进行检修的优势[12-13]。

通常在超过100 m水深区域内的探井大都采用半潜式钻井平台作业。相比海上自升式钻井平台，半潜式钻井平台的最大特点是升沉[14]，采用常规测试工艺时地面驱螺杆泵完全无法在升沉条件下使用。本文结合半潜式钻井平台升沉特征和升沉补偿系统特点，研发了一套适应于半潜式钻井平台测试的地面驱螺杆泵技术，并在南海东部地区取得了成功应用。目前该技术已推广至南海西部及东海等海域，具有广阔的应用前景。

1 半潜式钻井平台螺杆泵组装及运转难点

常规地面驱螺杆泵工艺无法被直接应用在半潜式钻井平台上，主要是因为半潜式钻井平台具有的升沉特点导致无法在其上组装及运转螺杆泵，具体体现在起下抽油杆、调整防冲距及组装驱动泵头等几个关键工序受平台升沉的影响无法完成。

在半潜式钻井平台进行测试作业时，测试管柱坐封后管柱中的水下测试树悬挂器坐在泥面处的水下井口抗磨补心上，由于抗磨补心是固定不动的，因此测试管柱与大地保持相对静止，而钻井平台始终处于运动状态，那么测试管柱与平台转盘就呈相对运动，风浪愈大相对运动愈加剧烈。如果在此状态下组装螺杆泵设备，利用顶驱起吊抽油杆或驱动泵头以及调整防冲距，由于抽油杆和驱动泵头重量太轻，与顶驱所连接的钻柱补偿器无法正常发挥作用，而顶驱与钻井平台是一个相对静止的整体，顶驱所吊抽油杆或驱动泵头就会随着钻井平台的升沉而上下、左右移动，相对于其下部的抽油杆或测试管柱持续不断地上下开合且横向摆动，从而无法将顶驱所吊抽油杆或驱动泵头与其下部的抽油杆或测试管柱准确对扣，更无法调整防冲距。同理，钻井平台上的气动绞车等起吊设备也无法被用来组装螺杆泵设备，且由于钻台面与测试管柱呈相对运动，使得操作人员没有稳定的操作位置可供站立。因此，要想在半潜式钻井平台上组装和运转螺杆泵，必须研究新的方法并设计制造相应的配套设备。

2 半潜式钻井平台螺杆泵测试技术的自主研发

2.1 技术思路

解决半潜式钻井平台上螺杆泵组装和运转难题的核心在于起下抽油杆和组装螺杆泵驱动泵头的过程中如何使钻井平台与抽油杆以及钻井平台与驱动泵头呈相对静止。起下抽油杆和组装驱动泵头是2个不同的作业，必须采用不同的方法分别解决。由于钻井平台的升沉是其固有特性，因此解决起下抽油杆的问题就集中在如何使顶驱所吊抽油杆和已经下入测试管柱中的抽油杆串呈相对静止，使起下抽油杆不受测试管柱与抽油杆相对运动的影响。而解决组装驱动泵头的问题是如何借助钻井平台固有的钻柱补偿器，使驱动泵头与测试管柱呈相对静止。由于调整防冲距与组装驱动泵头具有相似的原理，因此解决了驱动泵头组装问题也就解决了调整防冲距的问题。

2.2 主要设备

根据上述技术思路，设计制造了半潜式钻井平台螺杆泵测试井口操作台和井口补偿配套系统。

2.2.1 井口操作平台

井口操作台由可分拆的2个小操作台组合而成，使用时需在钻台上进行对接、拼合，其上放置支撑台，通过抽油杆卡瓦使其支撑下入测试管柱内的抽油杆串，操作人员站在操作台上松、紧抽油杆丝扣，利用钻井平台顶驱起下抽油杆，使得顶驱吊起的抽油杆与管柱内的抽油杆串以及操作人员在垂向上呈相对静止状态。尽管钻井平台顶驱所吊的抽油杆仍然会随着风浪横向摆动，但由于其重量很轻，仅靠人力即可轻易地将其摆正，从而可顺利实现抽油杆之间的对扣，有效克服了钻井平台升沉对作业的影响。

井口操作台主要包括底框架、液压站、防爆电机、液压油缸、支架、工作台、护栏、稳定支腿、可调支腿等,其中电机位于操作台的底框架之上，液压油缸呈斜向支撑，支架与支架之间采用铰链连接，可调支腿位于底框架底部，用于微调操作台四角的高度。井口操作台的基本原理是在起下抽油杆作业时，使坐封后的测试管柱与抽油杆不直接接触，从而使钻台、抽油杆及操作人员等处于相对静止状态，消除了钻井平台升沉对起下抽油杆的影响，顺利进行抽油杆的起下作业，此时操作台只承担起下抽油杆串时抽油杆和操作人员的重量。图1为半潜式钻井平台螺杆泵测试井口操作平台安放位置示意图。

图1 井口操作台安放位置示意图

2.2.2 井口补偿配套系统

井口补偿配套系统可为螺杆泵驱动泵头的组装、防冲距的调整等提供空间与动力。通过应用井口补偿配套系统并借助钻井平台固有的钻柱补偿器，使坐在水下井口抗磨补心上的测试管柱、井口补偿配套系统中的游车小钩所吊的驱动泵头在垂向上呈相对静止状态，尽管游车小钩所吊的驱动泵头仍然会随着风浪横向摆动，但由于其重量很轻，仅靠人力即可轻易地将其摆正，从而可顺利实现驱动泵头的组装。

井口补偿配套系统主要包括液压绞车系统、液压控制柜、长钢丝绳、异型吊卡等。其中，液压绞车系统包括与钻杆补偿器相连接的提升悬挂架、液压绞车、游车小钩以及其他配套部件；液压控制柜是为液压绞车提供动力，主要由液压马达、液压油缸、保护外框、操作杆以及液压连接管线等组成；异型吊卡主要用来扣住测试管柱。在下完抽油杆后组装井口补偿配套系统，使钻井平台的钻柱补偿器与测试管柱相连接，并打开钻井平台的钻柱补偿器，此时测试管柱、钻井平台及井口补偿配套系统成为一个相对静止的整体，该系统2根钢丝绳之间的空间可以用来安装螺杆泵驱动泵头及其他井口设备，利用游车小钩可以实现防冲距的调整、驱动泵头的组装、加热电缆的下入以及螺杆泵的正常运转。图2为半潜式钻井平台螺杆泵测试井口补偿配套系统位置示意图。

图2 井口补偿配套系统位置示意图

无论是抽油杆的起下，还是驱动泵头的组装，均需要借助钻井平台固有的钻柱补偿器。由于抽油杆的对扣、卸扣以及驱动泵头与测试管柱的组装和钻杆连接时的对扣、卸扣原理相同，因此，既然钻井平台的升沉补偿系统能够满足钻杆的连接，其补偿精度也就能满足抽油杆的连接以及驱动泵头的组装。另外，在螺杆泵组装完毕正常运转期间，驱动泵头、抽油杆与测试管柱连成一体，而此时测试管柱相对大地是静止的，因此螺杆泵的相关设备受力不再受任何外界影响，其抽油杆的弯曲、疲劳等与这种组装方法无关。

2.3 作业方法

测试管柱坐封后，将管柱中悬挂器坐在水下抗磨补心上，按照正常程序射孔、开井，初流动测试，如果根据初流动情况判断需要采用螺杆泵泵抽，则将井口采油树拆掉，准备安装螺杆泵相关设备。安装螺杆泵相关设备主要包括以下3个关键工序。

2.3.1 起下抽油杆

测试管柱坐封后，管柱与大地保持相对静止。将操作台安放在钻台面上，并使其中心位置位于测试管柱及三通的正上方；再根据管柱方余及平台升沉情况，将操作台调整至合适高度，具体高度应以平台升沉最大时螺杆泵井口防喷器上平面与操作台下平面之间不少于0.5 m。在操作台顶面正对测试管柱的位置放置支撑台，用以支撑打上卡子的抽油杆串。操作台安放完毕后，操作人员即可开始站在操作台上下入抽油杆：首先用钻井平台顶驱吊起转子，下放并将转子下入测试管柱之中，在转子顶部打上抽油杆卡子，使转子悬挂在测试管柱之中，此时转子公扣向上；再按照同样的方法，用平台顶驱吊起1根打上抽油杆卡子的抽油杆，下放并使得转子的公扣对正抽油杆底部的母扣，上紧丝扣，取下抽油杆卡子，下放顶驱将连接好的转子与抽油杆使其进入测试管柱。按照同样的方法继续下入抽油杆，直到转子下放到位，即转子碰泵，下抽油杆作业完成，然后拆除井口操作台。

2.3.2 调整防冲距

用钻井平台顶驱、通过吊卡扣住井口补偿配套系统悬挂框架的钻杆短节并将其吊起，将1对长钢丝绳与悬挂架连接好，长钢丝绳下部连接管柱吊卡，用管柱吊卡卡住测试管柱，上提顶驱并打开平台钻柱补偿器，此时测试管柱与顶驱呈相对静止状态。驱动安装在悬挂架中的绞车滚筒，上提游车小钩，通过抽油杆卡子将抽油杆串吊起至自由悬重，碰泵3次确认无误后，估测碰泵时抽油杆的长度；用抽油杆短节调配抽油杆串的长度，并在抽油杆串顶端连接好光杆，再次确认碰泵，上提0.4～0.6 m，并在光杆上做好标记，防冲距即调节完毕。

2.3.3 安装驱动泵头

用井口补偿配套系统的游车小钩吊住螺杆泵驱动泵头，驱动安装在悬挂架中的绞车滚筒，上提游车小钩，将驱动泵头上的通孔对准光杆，并将光杆穿过驱动泵头通孔，紧固驱动泵头与三通上的螺丝，将驱动泵头固定在三通之上。按照调整防冲距时在光杆上做的标记，在光杆上部打上抽油杆卡子，并使驱动泵头与光杆连成一体。如需在抽油杆串中下入加热电缆，则利用游车小钩吊起下加热电缆的定滑轮并将加热电缆下入抽油杆中，安装驱动泵头的其他附属设施并调试完毕，至此就完成了螺杆泵的全部组装工作。

2.3.4 螺杆泵运转及拆卸

螺杆泵组装完毕后，无需拆卸井口补偿配套系统，即可开始正常运转。运转期间，螺杆泵与测试管柱融为一体，螺杆泵抽油杆的受力情况与螺杆泵在其他环境中的应用一样，不会因为是在半潜式钻井平台上应用而有所不同，其安全性完全能够满足测试要求。

针对不同的油藏情况制定相应的泵抽程序[15]，泵抽结束后利用井口补偿配套系统的小游车拆掉驱动泵头、起出加热电缆。按照前述的相反步骤拆除井口补偿配套系统并甩下钻台，并依程序安装好井口操作台，起出抽油杆，螺杆泵作业即告结束。

2.4 注意事项

1) 半潜式钻井平台上螺杆泵组装与运转方法的适应性很强，对螺杆泵的选型没有特殊要求，目前石油作业市场上通用的螺杆泵型号均可以应用，但考虑到组装时需要一定的人力辅助，而且组装空间有限，因此应优先选择直驱泵头，且尽量选用体积和重量较小的泵头。

2) 螺杆泵转子回转直径应小于泵筒以上测试管柱的最小内径2 mm以上，如果将螺杆泵定子安装在泥面以下，则要注意水下测试树下部承压短接的内径。

3) 测试管柱预留方余时一定要考虑当地海域的潮差及泵抽期间可能的天气变化。

4) 不能用钻台的气动绞车安装螺杆泵驱动泵头及调整防冲距，必须使用“井口补偿配套系统”的游车小钩完成这两项作业。

5) 安装螺杆泵驱动泵头时，如果风浪较大，则需用牵引绳多人牵引，以避免其摆动幅度过大。

6) 如需要避台风，则应根据台风预报信息，及时在关井状态下将螺杆泵转子起出，然后解脱水下测试树。避台结束后，回接测试管柱，下入螺杆泵转子继续泵抽。

7) 起下抽油杆过程中，要随时关注天气变化及钻井平台升沉大小，以便及时调节操作台的高度，确保升沉最大时操作台底面距离测试管柱顶部至少高0.5 m。

3 应用推广

本文自主研发的半潜式钻井平台螺杆泵组装与运转方法目前已成为南海东部海域半潜式钻井平台稠油测试作业的主要选择，且已成功进行10余口井近20次作业，为该地区番禺低凸起和恩平凹陷韩江组易出砂稠油油藏、陆丰凹陷珠江组灰岩高凝油藏以及开平凹陷古近系稠油高凝油藏的测试提供了有效支撑，落实了近亿立方米的稠油地质储量，取得了显著经济效益。同时该方法也被推广至南海西部及东海等海域，已在“南海五号”、“勘探三号”等半潜式钻井平台成功应用，具有广阔的应用前景。

4 结论

1) 在起下抽油杆、组装驱动泵头以及调整防冲距时，借助钻井平台固有的钻柱补偿器，利用自主研发设计的半潜式钻井平台螺杆泵测试井口操作台和井口补偿配套系统，使得钻井平台、测试管柱、抽油杆、驱动泵头以及操作人员等相关要素由相对运动转变为相对静止，从而解决了半潜式钻井平台螺杆泵作业时由于平台升沉而无法实现的几个关键工序难题。

2) 基于本文自主研发的半潜式钻井平台螺杆泵组装与运转方法，建立了一种新的半潜式钻井平台稠油测试工艺，在南海东部海域解放了一大批稠油储量，取得了显著的经济及社会效益，目前已推广至南海西部及东海等海域，具有广阔的应用前景。

[1] 王峰．电潜泵井泵下掺稀井筒温度分布计算模型研究[J]．内江科技，2013(3)：129-130．

[2] 刘成林，罗东红，张丽萍，等．半潜式平台ESP试油新工艺与测试方法[J]．油气井测试，2009,18(2)：48-49,77．

Liu Chenglin,Luo Donghong,Zhang Liping,et al.New technology and method of well test with electric submersible pump on semi-submersible platform[J].Well Testing,2009,18(2):48-49,77.

[3] 智庆东，袁金雷．塔河油田潜油螺杆泵抽稠工艺的适应性分析[J]．今日科苑，2009(6)：34．

[4] 朱卫海，王晓兵，伍孝平．水力射流泵在南70井的成功应用[J]．大众科技，2008(4)：106．

[5] 周广厚．运用螺杆泵举重油[J]．国外油田工程，1994,10(42)：18-20．

[6] 刘秀生．螺杆泵在稠油出砂井中的应用[J]．石油矿场机械，2003,32(4)：30-32．

Liu Xiusheng.Screw pump application in viscous sand wells[J].Oil Field Equipment,2003,32(4):30-32.

[7] 周俊杰，吴杰生，杨玉杰，等．大港油田稠油、超稠油油藏冷采工艺技术[J]．天津科技，2004(4)：26-28．

[8] 冷光武，张建会，翁金光，等．螺杆泵抽汲与地层测试联合作业工艺的研究与应用[J]．科技信息(科学教研)，2007(20)：324．

[9] 魏子仲，王国良，纪化成，等．PCP泵优快测试技术研究及现场应用[J]．油气井测试，2002,11(5)：52-54,77．

Wei Zizhong,Wang Guoliang,Ji Huacheng,et al.The fast testing technology study and field application of PCP pump[J].Well Testing,2002,11(5):52-54,77.

[10] 张召莲，苏娅，吴祖景．电加热工艺在稠油试油中的应用及效果评价[J]．科技信息(科学教研)，2007(16)：49．

[11] 谭忠健，项华，刘富奎，等．渤海复杂油气藏测试技术研究及应用效果[J]．中国海上油气，2006,18(4)：223-228．

Tan Zhongjian,Xiang Hua,Liu Fukui,et al.Testing techniques for complex reservoirs and their application in Bohai sea[J].China Offshore Oil and Gas,2006,18(4):223-228.

[12] 梁会民.地面驱动单螺杆泵在深层断块稠油油藏中的应用[J].黑河科技，2003(3)：90-91.

[13] 张彦廷，李增亮，王旱祥．地面驱动螺杆泵油井生产系统的优化设计[J]．石油矿场机械，2000,29(1)：24-26．

Zhang Yanting,Li Zengliang,Wang Hanxiang.The optimum design for the single screw well pump production system with surface driving [J].Oil Field Equipment,2000,29(1):24-26.

[14] 许兵，王守君，刘振江，等.勘探监督手册:测试分册[M].北京：石油工业出版社，2013.

[15] 吴亚红，刘长印．低渗稠油油藏地层测试工作制度优化研究[J]．石油天然气学报(江汉石油学院学报)，2007,29(3)：307-309．收稿日期：2014-11-14 改回日期：2015-07-04

(编辑：孙丰成)

Development and dissemination of testing technology for progressive cavity pumps on semi-submerged platforms

Yao Zhenhe1Guan Lijun2Dai Yiding2

(1.CNOOCEnerTech-Drilling&ProductionCompanyShenzhenBranch,Shenzhen,Guangdong518067,China;2.ShenzhenBranchofCNOOCLtd.,Shenzhen,Guangdong518067,China)

Progressive cavity pumps have many advantages in offshore heavy oil DST tests, but they cannot be used on semi-submerged platforms directly because of the heaving motion. A wellhead operating table and counteracting movement equipment system of progressive cavity pump wells on semi-submerged platforms were developed to solve the relative movement problem caused by the platform, well testing string, sucker rod and driving pump in the operations of sucker rod round trips, driving pump assembly and anti-collision distance adjusting. And then, progressive cavity pumps can be successfully used in DST tests on semi-submersible platforms. This method has been used nearly 20 times in more than 10 wells in eastern South China Sea, contributing nearly 100 million m3of heavy oil geological reserves. This method has created huge economic benefit, and has been widely disseminated to western South China Sea and East China Sea, showing broad application prospect.

semi-submerged platform; progressive cavity pump; heavy oil testing; wellhead operating table; wellhead counteracting movement equipment system; application dissemination

*中国海洋石油有限公司综合科研项目“半潜式钻井平台螺杆泵测试井口补偿配套系统及井口操作台升级改造”部分研究成果。

姚振河，男，高级工程师，1988年毕业于原青岛海洋大学海洋地质系，目前主要从事油气勘探方面的生产及研究工作。地址：广东省深圳市蛇口工业二路1号海洋石油大厦B座1411(邮编：518067)。E-mail:yaozhh@cnooc.com.cn。

1673-1506(2016)01-0109-05

10.11935/j.issn.1673-1506.2016.01.017

TE353+.3

A

姚振河,关利军,代一丁.半潜式钻井平台螺杆泵测试技术研发与应用推广[J].中国海上油气，2016,28(1)：109-113.

Yao Zhenhe,Guan Lijun,Dai Yiding.Development and dissemination of testing technology for progressive cavity pumps on semi-submerged platforms[J].China Offshore Oil and Gas,2016,28(1):109-113.