液压举升装置在海上钻修井作业的应用前景分析

贺日欣

中海油田服务股份有限公司 天津 300459

在海上油气开发过程中，为保证油气井的持续生产，普遍采用在固定式平台上安装修井机的方式。但是常规的修井机存在着体积和质量巨大的问题，需要设计建造大型的固定式油气开采平台，资金投入量大，提高了海洋油气开采的成本。同时，固定式油气开采平台上单独配置的修井机使用效率不高，在老龄油气田中，修井机使用率不到35%；而新油气田则仅有7%左右，造成严重的资产闲置。而使用修井船或修井时再安装修井机的方式，则存在着修井成本高、钻井船调度繁琐、作业时效低等难题。因此，从节约修井作业成本、提升设备使用效率等方面考虑，需要一种结构简单紧凑、占地面积较小、运输组装快速便捷的修井机，来满足海上油气开采平台的修井作业需求，液压举升恰好能满足这一需求。

1 液压举升装置简介

液压举升装置的主要由液压举升系统、液压旋转系统、泥浆循环系统和固控系统四大部分组成，其主要工作原理是利用两组或多组液压缸进行往复式运动，直接驱动游动卡瓦进行循环往复的上下运动，实现钻杆或油管的上提下放，其结构原理如图1 所示。

图1 液压举升装置结构图

液压举升装置的工作原理如图2 所示，利用黑色和白色小方块表示固定卡瓦和移动卡瓦的工作状态，其中黑色表示卡瓦夹紧管柱，而白色表示卡瓦放开管柱。在步骤一、步骤二和步骤三中，固定卡瓦和移动卡瓦的交替夹紧、放开管柱和液缸循环往复的上下运动，驱动游动卡瓦上下循环工作，实现了管柱的提升下放。使用液压举升装置的钻修井机取消了钻井绞车、井架、天车和游车组成的游动系统，结构简单，占地面积小，避免了传统钻修井机需要复杂的游动系统的特点。且由于液缸行程有限，能够有效防止游动系统在井架内上下作业过程中发生碰撞天车和摆臂钩挂二层台造成高空落物等问题，提升了作业过程中的安全系数。

图2 液压举升装置工作原理

2 液压举升装置的发展及现状分析

2.1 液压举升装置发展历史

为了满足陆地、海洋等不同自然环境和不同地质条件下油气资源的开发，国内外相继研发出车载模块式修井机、海洋石油修井船等各种类型的钻修井机，采用液压举升装置的修井机也随之出现。相关资料显示，目前已经有上百台液压举升装置投入到油气资源开发之中。四川石油管理局于1989 年设计建造出的DY- 30 型全液压山地钻修井机，是我国首次研发制造液压钻修井。1995 年，随着中石化胜利石油管理局研发出我国第一台车载式液压举升修井机，开创了我国自主研发液压修井机的先河，之后我国液压修井机事业不断发展。

我国自主研发的用于海洋无人平台液压修井机于2011 年投入使用，采用“电机+ 液泵”作为动力源提升单根进行作业的模式。2012 年初采用液压举升装置进行边际油田修井作业获得圆满成功，拉开了液压举升装置在我国海洋石油事业中推广的序幕。2017 年在我国某浅海区域油田首次投入使用液压滑移底座和一体化井口装置，实现了我国高端海洋液压举升装置零的突破。2018 年3 月，在我国某近海油田中使用液压钻机，标志着液压举升装置的应用从浅海走向了近海油气田区域。

2.2 液压举升装置发展的现状

液压举升装置因为搬迁便捷、结构紧凑、利用率高等特点，在边际油田和油井作业得到广泛应用。目前国际上已形成了包括Superior Energy Services、Hallibuton、Basic Energy Services 等企业在内的液压举升装置生产厂家，产品系列包含140K、150K、170K、225K、240K、340K、460K 等，举升力从140klbs 到460klbs。在诸多的产品中，尤其以美国Hydra Rig 公司的225K 型液压举升装置和ISS 公司的340K 型液压举升装置应用最广泛。2019 年4 月，在国内浅海区域某油田的注水井中修井作业中完成了管柱更换作业，充分体现出了该型液压修井装置结构紧凑、组装快速便捷、运输方便、使用效率高等优势。

3 国内钻修井作业中液压举升装置的应用状况

液压举升装置在海上油气开采平台上具有很强的适应性，能够便捷地实现运输和拆卸安装，并可根据场地特点进行布局，满足采油管柱起下、电潜泵更换、射孔作业等各类修井和钻完井作业。修井机相关参数如表1 所示。

表1 液压举升装置基本参数

3.1 边际油田中内液压举升装置的使用

国内某边际油田以往的修井作业需要协调修井机或钻井船，近期在对该平台某井进行换大泵作业中，根据其井内起管柱作业所需最大上提力（35t），解封生产封隔器是最大上提力（55t），计算分析后使用液压举升装置进行换泵作业。该液压举升装置包括液压举升模块（含液压转盘、游动卡瓦和固定卡瓦）、上工作篮（含操作台）、下工作篮、可伸缩式双绞车桅杆、液压油管钳和液压站等部分，而最大吊装重量仅为8t。

3.1.1 吊装步骤

通过对该井相关参数及平台的载荷分析后，作业设计采用将液压举升装置直接安装在井口套管头的方法。在完成压井等前序作业后，直接使用平台吊车对液压举升装置进行吊装。具体步骤如下：

（1）组装下部工作篮；

（2）组装液压举升模块和拓展工作台；

（3）安装下部工作篮支撑杆和照明系统；

（4）安装相关液压管线到动力单元；

（5）组装上部工作篮；

（6）组装液压举升装置各楼梯和支撑杆；

（7）安装桅杆、液压钳吊臂和液压钳；

（8）联合调试运转液压举升装置。

该过程相对于传统修井机能够节约6h 的组装时间。

3.1.2 换泵作业的关键点

在该井的换泵作业过程中的关键的作业点为：

（1）在下操作台处进行附属电缆和液控管线的安装和回收；

（2）通过游动卡瓦和固定卡瓦的循环抱紧和释放，以及液缸的循环伸缩，实现管柱的起放；

（3）在下工作篮工作台处的固定卡瓦抱紧7”电泵管串后，直接剪断电缆拆卸快速接头后，逐级拆解出电泵；

（4）使用桅杆和吊车，逐级组装并下入电泵管串和电缆到井内，安装好BIW 电缆穿越密封和快速接头，组装7”油管后依次下入。

该作业程序虽然是下单根油管，但作业时间和传统修井机作业时间持平。

经过综合费用结算，使用液压举升装置修井，相对于传统修井机和钻井船开展修井作业，分别可节约费用近百万和超两百万元，极大地缩减了换泵作业的费用。同时，修井作业中承载受力部位为该井的套管头，只有液压站等附属设备的载荷承载于平台甲板面上，极大地减少了平台所受的载荷，且各附属设备尺寸小，能够适应平台甲板有限的场地。

3.2 浅海区域内液压举升装置的使用

我国浅海区域某井侧钻作业，该井管柱垂直投影长度为1200m 左右、水平投影长度2600m 左右、摩擦系数0.25。根据海洋石油模块钻机和海洋石油修井机的相关标准，对该井完成钻井作业中的最大钩载进行计算，可以得出该井的最大钩载为136.713t。而液压举升装置最大举升力为340klbs，约合153t，最大钩载尚不足液压举升装置的90%，故液压举升装置完全能够满足该井侧钻要求。

在该油气田区域，在进行8- 1/ 2”和6”井眼正常钻井作业时，钻具转速一般不高于60r/ min，低于液压举升装置100 r/ min 的最大转速。且在该转速下，液压举升装置能够提供30kN·m 的扭矩，该数据已经大于传统40/ 225型钻机能够提供的最大连续输出扭矩（19kN·m）和最大间歇输出扭矩（24kN·m），能够保证钻井作业中提供给钻具足够的扭矩。

在钻井作业中，为保证泥浆循环系统的正常工作，根据该油田近年使用传统液压修井机进行侧钻作业的相关数据，可知2400L/ min 的钻井液供给和20MPa 的泵压就能满足侧钻作业所需。故根据海洋石油模块钻机和海洋石油修井机的相关标准，利用公式（1）和相关参数进行计算，结果表明仅需要配置644HP 的泥浆泵就能满足钻井作业的需要。

式中：ηy——泥浆泵的容积效率，0. 95；

ηj——钻井泵的机械效率，0. 90；

Q——各井段的排量，L/ s；

P——各井段与排量相对应的泵压，MPa；

J——为经验系数，0.80。

常规的ZJ20/ 135 型和ZJ30/ 180 型模块钻机在该作业区域使用5”钻杆进行侧钻作业时，钻井井深一般在1100～2500m 之间。对比相关参数之后可以发现，液压修井机参数覆盖了这两型模块钻机的作业范围。同时，根据该油田近年来使用修井机进行侧钻作业的相关数据（表2）可知，液压举升装置已经几乎能够覆盖所有的侧钻作业。

表2 修井机侧钻作业井眼参数

4 结语

液压举升装置具有结构紧凑、占用空间小、操作简单方便、拆装及运输迅速等优点，在国内外已经得到一定的应用。实践应用表明，液压举升装置配备齐全的泥浆循环系统等关键附属设备后，能够顺利完成我国浅海、近海区域内相关平台的修井、完井和侧钻作业，而且可有效减轻平台载荷，对老旧平台、小型无人平台更具有显著的优势。从而解决海上无修井机的固定式油气生产平台的修井、完井和侧钻作业，缩短油气井躺井待修的等待作业时间，为提升我国海上油气产量提供巨大的助力，具有广阔的应用前景。