液压举升装置加支持船模式在修井作业过程中的应用

徐 斌，吴 刚，魏 杰，周厚良，谭 燕

（中海油能源发展股份有限公司湛江分公司，广东 湛江 524057）

引言

目前，南海西部设有钻修井平台10 座，在生产的油井共67 口，平均每年产油约170×104m3。由于井下作业数量的急剧增长，还存在着怎样使无修井机平台的躺井迅速复产等问题。当前钻井船修井面临“两高、一慢、一难”特点，而液压举升装置占地小、举升能力强等优点，支持船可以有效解决场地不足、循环能力不足、吊车能力差和人员食宿不便等问题，南海西部并无此模式应用。南海西部海域首次对液压举升装置加支持船模式进行可行性评估，在WZ11-2B 平台三口井成功完成该作业模式先导性试验，也为同模式作业提供理论指导和技术支持[1-3]。

1 WZ11-2B 平台基本情况

WZ11-2B 平台位于北部湾海域，生产层位为W3Ⅵ、W3Ⅶ、W3Ⅷ、L1Ⅰ下、L1Ⅱ上、L1Ⅱ下油组。正常作业风力21.6 m/s，极端作业风力47.8 m/s。平台甲板面积70 m3，平台吊装能力10 t/10 m，作业现场条件均可适应液压举升装置加支持船模式作业。B5/B6/B7 三口井井口套管悬挂最大载荷27 t，液压举升装置自重32 t，防喷器自重18 t，升高立管自重6 t。WZ11-2-B5/B6/B7 三口井产能较高（64～75 m3/d/MPa），目前泵排量较小，含水逐渐升高，油藏分析出该井仍有提液潜力，计划进行换大泵提液作业，但是WZ11-2B 平台无修井机，吊装能力差，躺井后自身不能进行动管柱作业（见图1）。

2 液压举升装置加支持船模式作业可行性分析

本次作业考虑打捞复杂情况，使用3-1/2″S135的钻杆，深度按4 000 m，管柱自重约为88.84 t，解封封隔器时过提量为25 t，那么管柱总重约为113.84 t，根据举升载荷选用340K 型液压举升装置。考虑场地限制，除支持船配合外，举升装置采用套管头承载形式的安装方式，液压举升装置+支持船新模式解决了无修井机平台作业难题（见图2）。依据有关规范标准，从隔水导管承压、装置的风载计算等两个方面进行模拟校核与评估[4]。

2.1 液压举升装置隔水导管承载力校核

在正常和极端作业工况下，该隔水导管的桩基承载力都能满足承载力安全性要求。对于这个校核过程一般是通过SACS 专业软件来实现的，分别将正常工况和极端工况下的参数加载到软件中，就能得到隔水导管承载力的详细数据，这个数据用UC（综合机械强度性能指标）值来表示。对于装置构件来说，UC 值小于1 就能满足符合隔水管强度的基本要求。此次校核结果显示无论是常规工况下还是在极端工况下的隔水导管UC 值都小于1，其中极端环境下B5/B6/B7 井的最大UC 值都小于0.5，完全满足设备运行安全的基本要求。

2.2 液压举升装置风载计算

根据《浅海固定平台规范》和《APIRP 2A-WSD-2014 海上固定平台规划、设计和建造的推荐作法》相关要求，进行正常和极端两种工况下，对液压举升装置在0°/45°/90°三个风向的风载荷计算，详细计算公式为：

式中：F 为液压举升装置承受风载荷，kN；K 为风载荷的形状系数（梁及建筑物侧壁取值1.5）；KZ为海上高度变化系数；Po为基本风压，N/m2，Po=avt2，a=0.613 N·s2/m4；Vt为风速，m/s；A 为受风面积，m2。

对液压举升装置每个构件单元进行风载荷计算，结果如表1 所示（其中ZS表示距海平面高度，M 表示整体承受的风载）。

表1 液压举升装置风载计算

根据表1 可知，在同样工况下，45°风向对液压举升装置的风载影响最大，并且极端工况下的风载约为正常工况下的三倍。在作业现场，则使用钢丝绳加固工作篮来减轻风载影响。

除了多绷绳的抗拉强度满足相关规范要求外，还要利用UC 值作为参考的依据对液压举升装置的内部构件在正常和极端两种工况下45°风向进行强度校核。

根据SAFI 有限元模型的计算结果显示，如果是正常工况，装置各类设备的内部结构的UC 值都小于1，完全满足运行需要；而到了如作业现场出现10 级甚至大于10 级的大风时，这时候的工作篮底部支撑处UC 值为1.06，大于1 的极限，这时就需要马上作业停止并使用多绷绳固定，确保设备整体结构稳定性，可以有效减小风载影响（见图3）。

3 作业现场应用

3.1 作业现场情况

本次作业包括就作业前准备（就位支持船、摆放井控及循环设备）、钢丝作业通井捞Y 堵建立压井循环通道、循环洗井、拆卸采油树、安装升高管及防喷器组、安装液压举升装置、起出原井电泵生产管柱、下入新生产管柱、拆卸液压举升装置及防喷器组、安装采油树、试泵、坐封验封、交井等。前期准备用时4.5 d，主要是拖航、精就位、压载、升船、安装泥浆泵及泥浆池和库美系统[5]。在支持船的配合下，安装液压举升装置的作业效率大幅提高，安装作业时间从首次作业井的1.6 d 降至最后一口井的1.06 d；同时，在支持船的配合下，加工电泵工桩，实现电泵机组提前组装，在支持船吊车配合下，电泵机组一次入井，由原井口电泵组装下入的15.5 h 降至6.5 h，缩短了作业工期，也保证了井控安全，三口井总作业时间27.77 d。

3.2 现场作业分析

3.2.1 时效分析

本次三口井作业实际工期27.77 d，比计划工期多用3.29 d，主要影响有：B7 井下新电泵生产管柱期间，无绝缘，起出检查小扁磨损，影响时效32 h；作业期间，大风等天气影响6 h。

3.2.2 产量分析

B5/B6/B7 井作业前，产液量为532 m3/d，产油量为346 m3/d；作业后，产液量为1159 m3/d，产油量为848 m3/d，增油为502 m3/d；因此，采用液压举升装置加支持船模式修井可以快速复产并实现增油效果。

4 结论

1）通过对液压举升装置的风载测试，表明在正常作业时，可以满足工况要求；极端工况下，空载可以满足工况要求；10 级风及以上停止现场作业。

2）通过对套管头承载计算，表明在正常和极端工况下，均能满足作业要求。

3）液压举升装置加支持船模式作业，可以有效解决无修井机平台躺井快速复产要求。