謝威龍，韋黎峰，張君偉，王 瑞，黃開展

（中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)湛江分公司，廣東 湛江 524057）

引言

南海西部油田距離最早的油田投產(chǎn)已經(jīng)過去了30 年，其中多口油氣井已無生產(chǎn)能力，需要進行棄井作業(yè)，而永久棄井作業(yè)中需要對套管進行回收。南海西部油田存在大量無修井機井口平臺，對其進行棄置作業(yè)則需要動用鉆井船，而鉆井船資源緊張、協(xié)調(diào)周期長、費用高，如何采用新型技術(shù)進行代替則成為棄置作業(yè)中重要命題，在回收外部套管時需要對舉升力具有較高要求，而在棄井作業(yè)中成功應(yīng)用回收外部套管，表明大力舉升裝置能夠被應(yīng)用于棄井作業(yè)中，在修井作業(yè)中具有推廣價值。

1 大力舉升裝置原理介紹

1.1 大力舉升裝置概述

大力舉升裝置作為一種舉升裝置，主要提供向上的舉升力，最大可提供500 t 的舉升力，適用2-3/8"-36"管徑，特別是在棄井作業(yè)的工況下提供常規(guī)修井機無法提供的舉升力，同時也適用超深井套管，鉆桿的下入[1]。

1.2 主要組成

大力舉升裝置由承重底座、上部舉升機制、操控房、動力源，動力管線等組成（見圖1）。

1.3 工況應(yīng)用

無平臺棄井作業(yè)，能夠配合馬達進行切割；側(cè)鉆井的應(yīng)用；作為修井機的一部分使用，特別是解卡過程中需要很大的提升力的情況下?？膳c修井機配套使用；下入或起出套管使用，如井深磨阻大修井機或鉆機無法滿足提升力的情況。

2 主要參數(shù)

大力舉升裝置主要有噸位有282 t、385 t、500 t，以下主要介紹385 t（見表1）與500 t 主要參數(shù)，見表2[2]。

表1 385 t 大力舉升裝置主要參數(shù)表

表2 500t 大力舉升裝置（30-in.最大套管尺寸）主要參數(shù)表

3 大力舉升裝置技術(shù)在棄井作業(yè)中的應(yīng)用

3.1 棄井介紹

3.1.1 臨時棄井

臨時棄井包括套管或尾管射孔完成探井、裸眼或裸眼篩管完成探井、未投產(chǎn)開發(fā)井、已投產(chǎn)開發(fā)井。其中套管或尾管射孔完成探井應(yīng)該在每組射孔段頂部以上15 m 內(nèi)下可鉆遇橋塞傾倒或注水泥塞封隔油氣層。頂部油氣層以上15 m 內(nèi)應(yīng)下橋塞、試壓合格并在其上注長度不小于30 m 水泥塞，或注不少于50 m 水泥塞，侯凝、探水泥塞頂面并試壓合格。

天然氣井、腐蝕性流體的井或地層孔隙壓力當(dāng)量密度高于1.3 g/cm3的其他井（以下簡稱為“特殊井”），油氣層用注水泥封隔時水泥塞長度不小于30 m，用橋塞進行封隔時橋塞頂部應(yīng)傾倒水泥，頂部油氣層以上15 m 內(nèi)應(yīng)下可鉆橋塞、試壓合格并在橋塞上注長度不小于50 m 的水泥塞。

在尾管懸掛器、分級箍以下約30 m 處向上注一個長度不小于60 m 的水泥塞，侯凝并探塞水泥塞的頂面。

在表層套管鞋深度附近的內(nèi)層套管內(nèi)或環(huán)空有良好水泥封固處向上注一個長度不小于50 m 的水泥塞（特殊井此處水泥塞長度不應(yīng)小于100 m），侯凝并探水泥塞頂面。

在水面以上保留井口時，完成最后一個棄井水泥塞作業(yè)后，應(yīng)在水泥塞以上采取防腐、防凍措施；在水面以下保留井口時，應(yīng)裝好井口帽或泥線懸掛器的防護帽，根據(jù)需要可采取防腐、防水合物等措施。

3.1.2 永久棄井

永久棄井包括永久放棄海上探井和開發(fā)井等井的作業(yè)。其中基本要求包括棄井作業(yè)后，井筒內(nèi)地層流體無泄漏出海底泥面的通道，應(yīng)有效封隔油氣層和其他滲透性地層，使不同壓力層系之間的流體不能相互竄通，射孔段、裸眼以上套管內(nèi)或尾管懸掛器上方第一個水泥塞應(yīng)候凝，探水泥塞并試壓合格。永久棄井最后一個水泥塞長度不應(yīng)小于50 m，且水泥塞頂面位于海底泥面4 m，在領(lǐng)海以外殘留海底的井口設(shè)施，不得妨礙其他海洋主導(dǎo)功能的使用，對保留的井口裝置應(yīng)當(dāng)按照國際有關(guān)規(guī)定向政府主管部門備案。

3.1.3 棄井回收套管

永久棄井作業(yè)中需要回收已注水泥塞井的技術(shù)套管、表層套管以及隔水套管，各層套管的深度要求需在海底泥面以下，在實際棄井作業(yè)過程中，由于下入套管時固井的水泥返高不同，各層套管外水泥環(huán)固結(jié)深度也不相同。

3.2 實際應(yīng)用

3.2.1 油田概況

潿洲11-4D 平臺是南海西部油田最早投產(chǎn)的油氣田，該平臺是一個4 腿導(dǎo)管架無人井口平臺，于1986 年8 月投產(chǎn)，原為四樁腿固定式無人居住平臺，樁深37.5 m，平臺水面部分高37 m。設(shè)計使用壽命20年，已經(jīng)延期服役12 年，平臺無生產(chǎn)價值，同時由于平臺設(shè)備長時間處于閑置狀態(tài)，導(dǎo)致設(shè)備及管道腐蝕嚴重。該油田評估已無開發(fā)生產(chǎn)能力，需要對其進行永久棄置，在永久棄井作業(yè)中完成注水泥塞作業(yè)后需要回收上部套管，不能影響海洋環(huán)境及其他海上設(shè)施。

3.2.2 WZ11-4D-A3 井概況

WZ11-4D-A3 井在2005 年12 月23 日開鉆，本井是打向中塊西區(qū)南端的一口采油井，由HY931 鉆井船承鉆。

2006 年3 月3 日完鉆，完鉆層位L3-1 油組，完鉆井深2 500.0 m，2006 年3 月27 日下入單管裸眼完井，套管詳細數(shù)據(jù)見表3。

表3 WZ11-4D-A3 井套管詳細數(shù)據(jù)

該井在2006 年4 月9 日15：00 開井用8 井氣舉生產(chǎn)，油嘴調(diào)到30″/64″。初期（4 月11 日）測試產(chǎn)油為133 m3/d，含水為1%，氣油比為304。2006 年6月12 日產(chǎn)量明顯下降，后只出凝析油，6 月16 日17：00 通知關(guān)井恢復(fù)，6 月17 日根據(jù)油藏指令7：00開井，開井觀察5 小時還是只有凝析油，關(guān)井等待測壓。

2006 年9 月15 日A1 井作業(yè)成功后，本打算酸洗后打開1 949.54 m 處滑套，鋼絲作業(yè)通井至1 635 m遇阻，后下?lián)粕惩矒粕?，確認該井沙埋，關(guān)井。

WZ11-4D-A3 井套管程序如表3 所示。

3.2.3 現(xiàn)場應(yīng)用

在潿洲11-4D 平臺批井次永久棄井作業(yè)中，WZ-11-4D-A3 井由于固井時的水泥返高到達井口，存在20"與30"的帶水泥環(huán)的雙重套管，經(jīng)過計算切割點以上套管自重48 t，考慮切割后上提套管的最大提升力預(yù)計會超過移動修井機的90T 最大噸位，移動修井機無法滿足作業(yè)條件，需要應(yīng)用大力舉升裝置提供更大的舉升力，其中對WZ11-4D 平臺進行了調(diào)研，場地與吊裝條件均能滿足，其中大力舉升裝置單撬重量不足8T，能夠滿足與移動修井機共同使用與單獨使用（見下頁圖2、圖3）[3]。

3.2.4 作業(yè)步驟

1）進行套管切割，切割20"+30"套管鉆具組合：11-3/4" 水力割刀 +17-1/2" 扶正器+變扣631*410+5" 鉆桿+5" 短鉆桿，累計切割21.5h，確認20"與30"帶水泥環(huán)套管割斷后進行大力舉升；

2）吊裝并依次安裝下底座、上部舉升機制（見下頁圖4）、操控房、動力源，連接動力管線，進行設(shè)備試運轉(zhuǎn)，確認設(shè)備正常運轉(zhuǎn)；

3）安裝5″補芯，切割擋板，組合下入打撈管柱：20"撈矛+5″短鉆桿。下至20″套管內(nèi)，上提5 t，進行抓撈動作，確認撈矛已抓牢套管；

4）切割上下扶正塊，直至可通過30"隔水管接箍；

5）啟動大力舉升裝置，逐級上提舉升力至92 t，觀察套管位移，確認提活20"+30"隔水管；

6）拆甩大力舉升器補芯、上底座及舉升器；

7）起甩13-3/8"+30"套管。

4 結(jié)語

大力舉升裝置在南海西部棄井作業(yè)中的成功應(yīng)用，能夠為后續(xù)修井思路開拓新的方向，解決不同工況下出現(xiàn)的問題，同時進行結(jié)合不同機具應(yīng)對海上不同作業(yè)類型進行配套使用，能夠簡化作業(yè)設(shè)備，降低作業(yè)成本，提高作業(yè)效率，同時不斷進行創(chuàng)新使用，能夠滿足海上油田無修井平臺及普通修井機的使用。大力舉升器的應(yīng)用能夠為移動修井機抹去提升能力不足的歷史，使移動修井機的應(yīng)用范圍越來越廣，更好地開發(fā)海洋邊際油田。