大力举升装置在修井作业过程中的应用

谢威龙，韦黎峰，张君伟，王 瑞，黄开展

（中海油能源发展股份有限公司工程技术湛江分公司，广东 湛江 524057）

南海西部油田距离最早的油田投产已经过去了30 年，其中多口油气井已无生产能力，需要进行弃井作业，而永久弃井作业中需要对套管进行回收。南海西部油田存在大量无修井机井口平台，对其进行弃置作业则需要动用钻井船，而钻井船资源紧张、协调周期长、费用高，如何采用新型技术进行代替则成为弃置作业中重要命题，在回收外部套管时需要对举升力具有较高要求，而在弃井作业中成功应用回收外部套管，表明大力举升装置能够被应用于弃井作业中，在修井作业中具有推广价值。

大力举升装置作为一种举升装置，主要提供向上的举升力，最大可提供500 t 的举升力，适用2-3/8"-36"管径，特别是在弃井作业的工况下提供常规修井机无法提供的举升力，同时也适用超深井套管，钻杆的下入[1]。

大力举升装置由承重底座、上部举升机制、操控房、动力源，动力管线等组成（见图1）。

无平台弃井作业，能够配合马达进行切割；侧钻井的应用；作为修井机的一部分使用，特别是解卡过程中需要很大的提升力的情况下。可与修井机配套使用；下入或起出套管使用，如井深磨阻大修井机或钻机无法满足提升力的情况。

大力举升装置主要有吨位有282 t、385 t、500 t，以下主要介绍385 t（见表1）与500 t 主要参数，见表2[2]。

表1 385 t 大力举升装置主要参数表

表2 500t 大力举升装置（30-in.最大套管尺寸）主要参数表

3.1.1 临时弃井

临时弃井包括套管或尾管射孔完成探井、裸眼或裸眼筛管完成探井、未投产开发井、已投产开发井。其中套管或尾管射孔完成探井应该在每组射孔段顶部以上15 m 内下可钻遇桥塞倾倒或注水泥塞封隔油气层。顶部油气层以上15 m 内应下桥塞、试压合格并在其上注长度不小于30 m 水泥塞，或注不少于50 m 水泥塞，侯凝、探水泥塞顶面并试压合格。

天然气井、腐蚀性流体的井或地层孔隙压力当量密度高于1.3 g/cm3的其他井（以下简称为“特殊井”），油气层用注水泥封隔时水泥塞长度不小于30 m，用桥塞进行封隔时桥塞顶部应倾倒水泥，顶部油气层以上15 m 内应下可钻桥塞、试压合格并在桥塞上注长度不小于50 m 的水泥塞。

在尾管悬挂器、分级箍以下约30 m 处向上注一个长度不小于60 m 的水泥塞，侯凝并探塞水泥塞的顶面。

在表层套管鞋深度附近的内层套管内或环空有良好水泥封固处向上注一个长度不小于50 m 的水泥塞（特殊井此处水泥塞长度不应小于100 m），侯凝并探水泥塞顶面。

在水面以上保留井口时，完成最后一个弃井水泥塞作业后，应在水泥塞以上采取防腐、防冻措施；在水面以下保留井口时，应装好井口帽或泥线悬挂器的防护帽，根据需要可采取防腐、防水合物等措施。

3.1.2 永久弃井

永久弃井包括永久放弃海上探井和开发井等井的作业。其中基本要求包括弃井作业后，井筒内地层流体无泄漏出海底泥面的通道，应有效封隔油气层和其他渗透性地层，使不同压力层系之间的流体不能相互窜通，射孔段、裸眼以上套管内或尾管悬挂器上方第一个水泥塞应候凝，探水泥塞并试压合格。永久弃井最后一个水泥塞长度不应小于50 m，且水泥塞顶面位于海底泥面4 m，在领海以外残留海底的井口设施，不得妨碍其他海洋主导功能的使用，对保留的井口装置应当按照国际有关规定向政府主管部门备案。

3.1.3 弃井回收套管

永久弃井作业中需要回收已注水泥塞井的技术套管、表层套管以及隔水套管，各层套管的深度要求需在海底泥面以下，在实际弃井作业过程中，由于下入套管时固井的水泥返高不同，各层套管外水泥环固结深度也不相同。

3.2.1 油田概况

涠洲11-4D 平台是南海西部油田最早投产的油气田，该平台是一个4 腿导管架无人井口平台，于1986 年8 月投产，原为四桩腿固定式无人居住平台，桩深37.5 m，平台水面部分高37 m。设计使用寿命20年，已经延期服役12 年，平台无生产价值，同时由于平台设备长时间处于闲置状态，导致设备及管道腐蚀严重。该油田评估已无开发生产能力，需要对其进行永久弃置，在永久弃井作业中完成注水泥塞作业后需要回收上部套管，不能影响海洋环境及其他海上设施。

3.2.2 WZ11-4D-A3 井概况

WZ11-4D-A3 井在2005 年12 月23 日开钻，本井是打向中块西区南端的一口采油井，由HY931 钻井船承钻。

2006 年3 月3 日完钻，完钻层位L3-1 油组，完钻井深2 500.0 m，2006 年3 月27 日下入单管裸眼完井，套管详细数据见表3。

表3 WZ11-4D-A3 井套管详细数据

该井在2006 年4 月9 日15：00 开井用8 井气举生产，油嘴调到30″/64″。初期（4 月11 日）测试产油为133 m3/d，含水为1%，气油比为304。2006 年6月12 日产量明显下降，后只出凝析油，6 月16 日17：00 通知关井恢复，6 月17 日根据油藏指令7：00开井，开井观察5 小时还是只有凝析油，关井等待测压。

2006 年9 月15 日A1 井作业成功后，本打算酸洗后打开1 949.54 m 处滑套，钢丝作业通井至1 635 m遇阻，后下捞沙筒捞沙，确认该井沙埋，关井。

WZ11-4D-A3 井套管程序如表3 所示。

3.2.3 现场应用

在涠洲11-4D 平台批井次永久弃井作业中，WZ-11-4D-A3 井由于固井时的水泥返高到达井口，存在20"与30"的带水泥环的双重套管，经过计算切割点以上套管自重48 t，考虑切割后上提套管的最大提升力预计会超过移动修井机的90T 最大吨位，移动修井机无法满足作业条件，需要应用大力举升装置提供更大的举升力，其中对WZ11-4D 平台进行了调研，场地与吊装条件均能满足，其中大力举升装置单撬重量不足8T，能够满足与移动修井机共同使用与单独使用（见下页图2、图3）[3]。

3.2.4 作业步骤

1）进行套管切割，切割20"+30"套管钻具组合：11-3/4" 水力割刀 +17-1/2" 扶正器+变扣631*410+5" 钻杆+5" 短钻杆，累计切割21.5h，确认20"与30"带水泥环套管割断后进行大力举升；

2）吊装并依次安装下底座、上部举升机制（见下页图4）、操控房、动力源，连接动力管线，进行设备试运转，确认设备正常运转；

3）安装5″补芯，切割挡板，组合下入打捞管柱：20"捞矛+5″短钻杆。下至20″套管内，上提5 t，进行抓捞动作，确认捞矛已抓牢套管；

4）切割上下扶正块，直至可通过30"隔水管接箍；

5）启动大力举升装置，逐级上提举升力至92 t，观察套管位移，确认提活20"+30"隔水管；

6）拆甩大力举升器补芯、上底座及举升器；

7）起甩13-3/8"+30"套管。

大力举升装置在南海西部弃井作业中的成功应用，能够为后续修井思路开拓新的方向，解决不同工况下出现的问题，同时进行结合不同机具应对海上不同作业类型进行配套使用，能够简化作业设备，降低作业成本，提高作业效率，同时不断进行创新使用，能够满足海上油田无修井平台及普通修井机的使用。大力举升器的应用能够为移动修井机抹去提升能力不足的历史，使移动修井机的应用范围越来越广，更好地开发海洋边际油田。