陳國宏

(中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術分公司)

鉆井過程中會產生巖屑、廢液等廢棄物，廢棄物一般處理方法有處理后排放、循環(huán)回收再利用、生物處理、化學方法、填埋、地下回注等[1-3]。開發(fā)初期，中海油在渤海某油田采用鉆屑回注技術，完成了鉆井液海上零排放的目標。由于該油田最初開發(fā)是中海油與國外石油公司合作，在鉆屑回注時，采用井口裝置為水平式井口，使用的是芯軸式懸掛器[4-5]。這種井口裝置的優(yōu)點是井口裝置整體高度相對比較短，占用空間小。

為滿足油田后期綜合調整和完善注采井網，需對油田井位進行加密，但該油田經過多年開發(fā)目前已無剩余空槽口，因此只能利用低效井井槽側鉆至新井位，其中鉆屑回注井的側鉆較為特殊。由于鉆屑回注井在結構，壓力和防腐級別方面與生產井井口差別較大，在利用前必須對井口進行改造置換。為此，本文從更換井口裝置方案到最終實施等關鍵環(huán)節(jié)進行了闡述，為后續(xù)此類作業(yè)提供借鑒。

一、D32ST01井原井口裝置

D32ST01井原井口裝置從下至上，主要由?508 mm×?339.7 mm套管頭，復合式套管頭，油管掛，生產主閥，生產閥門，采油樹帽等組成。?508 mm×?339.7 mm套管頭與復合式套管頭通過螺栓連接，油管掛坐于復合式套管頭內，油管掛上端則通過法蘭與生產主閥連接，生產主閥之上通過法蘭與生產閥門連接，生產閥門之上則連接采油樹帽。

?508 mm×?339.7 mm套管頭坐于?508 mm隔水管頂部，?339.7 mm套管與懸掛器通過絲扣連接后坐掛于?508 mm×?339.7 mm套管頭內，?339.7 mm套管掛與復合式套管頭密封。同時，復合式套管頭內坐有?244.6 mm套管懸掛器臺階，?339.7 mm套管與懸掛器連接后坐掛于復合式套管頭內。同樣，油管懸掛器懸掛?114.3 mm油管，并與復合式套管頭密封。復合式套管頭側面安裝生產閥門，其通道與油管掛的橋式通道溝通，通道上下位置由油管掛與復合式套管頭密封。油管與套管的懸掛位置示意圖如圖1所示。

清蠟閥主要用于鋼絲作業(yè)等提供通道，油管環(huán)空閥可提供?114.3 mm油管與?244.6 mm套管內環(huán)空的液體循環(huán)通道，?244.6 mm與?339.7 mm套管油套環(huán)空閥主要用于套管環(huán)空壓力變化，生產閥門則用于開啟或關閉生產，鉆屑回注時，將回注管線接在生產閥門上，打開閥門，即可回注。

圖1 D32ST01井油套管懸掛位置示意圖

二、井口改造方案優(yōu)選

目前海上油氣田在生產井有上千口，使用井口從國外的FMC、喀麥隆、DRIL-QUIP到國內的金石等有數種，但井口裝置改造是第一次，無經驗可借鑒，因此選擇一種安全、經濟、易于實施的方案尤為重要。針對D32ST01井井口特點，篩選以下方案進行了充分論證和分析。

方案：保持井內套管不動，僅在地面進行井口切割。此方案需對平臺上下甲板高度、?508 mm導管高度、導管頭、?346.1 mm復合式套管頭、?339.7 mm套管和?244.6 mm套管懸掛器高度，以及生產流程管線布局精確測量。該方案首先使用水力割刀從?244.6 mm套管懸掛器尾端進行冷切割，起出?244.6 mm套管懸掛器并拆除?346.1 mm復合套管頭，此后再采用氣焊熱切割從外部切割?508 mm導管和?339.7 mm套管懸掛器，回收?508 mm導管頭及?339.7 mm套管懸掛器。

此方案整個過程都在井筒內作業(yè)，操作復雜風險大、工具稀缺、費用較高約需150萬元，如回接失敗基本無處理手段。該方案整個切割置換井口作業(yè)都在地面進行，可精確操作和把控，即使出現問題利于查找和解決，使用工具普通且費用較低僅為30萬元。此方案經濟可行，易于實施。

三、井口裝置改造目標

1. 關鍵技術

根據油田生產需求，D32ST01井需要側鉆為一口電泵生產井，為此需要將原油管掛提出井口，并更換有電纜穿越的油管掛；套管頭也需換為能滿足生產防腐、壓力級別和結構要求的生產型井口。改造后井口見圖2。

圖2 D32ST01井改造后立式井口裝置

此井口裝置包括三大部分，即套管頭、油管頭、采油樹。套管頭的上端與油管頭的下端通過法蘭連接，油管頭的上端則與采油樹通過法蘭連接。

在此對立式井口裝置下部套管頭部分進行重點介紹，?346.1 mm套管頭采用WD型反向卡瓦坐于?339.7 mm套管頂端并采用2道BT密封，?244.6 mm套管通過WE型卡瓦坐于?346.1 mm套管頭內，并在其上部坐?279.4 mm油管四通，油管掛坐于油管四通內，懸掛?88.9 mm油管，油管掛帶有電纜穿越通道。

2. 井口改造程序

(1)先將采油樹、油管掛及油管拆除。

(2)安裝升高管、防噴器并對井口和套管試壓。

(3)下入水力割刀切割?244.6 mm套管，切割位置盡量靠近套管懸掛器下端。

(4)下入可退式撈矛打撈?244.6 mm套管掛。

(5)拆升高管、防噴器及復合式?346.1 mm套管頭。

(6)將導管頭底部導管切割移除掉400 mm左右，避免割到?339.7 mm套管，敲擊擠壓使導管頭下沉，脫離?339.7 mm芯軸式懸掛器。

(7)從復合式井口下部，緊靠下法蘭面切割?339.7 mm芯軸式懸掛器延長頸，避免損壞?244.6 mm套管。

(8)移除整個復合式井口，拆除?339.7 mm芯軸式懸掛器及?508 mm導管頭。

(9)重新作業(yè)安裝新井口。

四、現場應用

1. 拆除井口頭和?244.6 mm套管頭

(1)精確測量?244.6 mm套管掛頂到采油樹上平面的距離，精確測量油補距。

(2)拆除油管掛壓帽，安裝油管掛適配接頭，組裝升高管、防噴器組，對環(huán)形防噴器及連接部位試壓。

(3)使用灌注泵向井內灌滿海水，排除井內氣體。

(4)鉆臺組合探?244.6 mm套管頭管柱。管柱組合：?308 mm平底磨鞋+變扣(631×410)+?127 mm鉆桿。

(5)緩慢下放鉆具探?244.6 mm套管掛頂部，精確測量鉆具方入，并與前面測量的數據進行對照，為切割深度的精確定位做好準備。

(6)仔細檢查各下井工具尺寸，組下切割管柱：?146.1 mm水力割刀(配?88.9 mm刀片，最大切割外徑?276.1 mm)+變扣(330×410)+?127 mm鉆桿。

(7)切割深度：探?244.6 mm套管頂鉆具方入+0.45 m(套管掛切割深度，套管掛長0.45 m)。

(8)割刀下井前應在井口做試驗，以檢驗工具的可靠性及刀片張開前后的泵壓變化值，并做好記錄，為判斷井下情況提供參考。

(9)用細麻繩將刀片卡緊，以防在下鉆的過程中將刀片的刀尖碰壞，造成切割作業(yè)的失敗。下鉆過程，操作要平穩(wěn)并控制下放速度，以防損壞刀片。

(10)將工具下至預定位置，接頂驅，啟動頂驅，待鉆柱旋轉正常后，方能開泵。

(11)在切割中不要再調整泵壓，以防切割不穩(wěn)，損壞刀片，轉速以80～100 r/min為宜。

(12)起鉆。檢查刀片，判斷是否切割成功。

(13)拆立管防噴器組，將復合式井口頭及割斷的?244 mm芯軸式套管懸掛器上提移除。

2. 拆除?508 mm導管頭

(1)連接管線至?508 mm導管旁側口，使用隔膜泵向?508 mm導管和?339.7 mm套管環(huán)空注入海水，排空環(huán)空的氣體，為后續(xù)切割導管作準備。

(2)使用乙炔切割一段導管頭下端的一段導管(約50 cm)。

(3)下放導管頭直至露出?339.7 mm套管掛。

(4)使用乙炔切割?339.7 mm套管掛。(由于導管頭下移空間有限，該步先粗割?339.7 mm套管頭絲扣位置)。

(5)移除?339.7 mm套管掛和?508 mm導管頭。

(6)使用乙炔精割?339.7 mm套管并打磨。

備注：如?508 mm和?339.7 mm套管環(huán)空水泥較多，下入套銑筒進行套銑。

3. 依次安裝新的井口裝置

(1)安裝套管頭，?346.1 mm套管頭下部內置WD型反向卡瓦，坐卡?339.7 mm套管，上部安裝WE型卡瓦，坐卡?244.6 mm套管。

(2)安裝?279.4 mm油管四通，下入油管，油管掛坐于油管四通內。

(3)安裝主閥、采油樹。

(4)連接試壓管線至?244.6 mm套管翼閥，試壓：低壓2 MPa×5 min，高壓20 MPa×15 min，壓力不降，泄壓，關閉所有閥門。安裝結束后，試壓合格，達到作業(yè)要求。

五、結束語

(1)D32ST01井為中海油第一口地面更換井口裝置的回注井，通過設計方案與論證，摸索了一套較為有效的切割方案和坐井口方法。該井的成功實施，為后續(xù)類似井作業(yè)提供了基礎。

(2)地面置換井口技術的實現，簡化了側鉆方式和井身結構、降低了鉆完井作業(yè)費用和井控風險。

(3)該項技術不僅可用于側鉆井，還可用于海上無人平臺鐵銹腐蝕、井流物腐蝕等因素造成的井口失效情況。

[1]趙雄虎，王風春.廢棄鉆井液處理研究進展[J].鉆井液與完井液，2004，21(2)：45-48.

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