徐鴻飛

(中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術分公司 天津300450)

0 引 言

油氣田生命周期一般可分為勘探、開發(fā)、生產(chǎn)、棄置 4個階段[1]。目前，國內(nèi)部分油田經(jīng)歷了長期開發(fā)，其儲層資源基本枯竭，進入生命周期末期即棄置階段。棄置作業(yè)本身無法產(chǎn)生直接經(jīng)濟效益，尤其是海上油田的棄置，面臨更高的作業(yè)難度和作業(yè)成本，以及更大的環(huán)保壓力，對作業(yè)工藝和裝備都提出了更高要求[2]。因此，不斷降低棄置作業(yè)成本是當今棄置技術的主要研究與發(fā)展方向之一。

1 A1油田概況

渤海 A1油田經(jīng)過二十年的開發(fā)，儲層已經(jīng)枯竭。A1 油田所處水域平均水深 6～7m，有 5座平臺，其中 PRPA、PRPB、PRPC 為生產(chǎn)平臺，WHPA、WHPB為井口平臺(表 1)，各平臺之間通過棧橋連接。PRPA平臺為 4腿導管架平臺，高度 11.45m；PRPB、PRPC平臺為3腿導管架平臺，高度11.45m。WHPA有 8口井，其中 5口井外層隔水導管尺寸為850mm，3口井隔水導管尺寸為1200mm；WHPB有6口井，隔水導管尺寸為850mm。除此之外還有1座棧橋樁和火炬樁需要拆除，尺寸均為1200mm。

表1 A1油田導管架樁腿及井筒外徑Tab.1 Outer diameters of jacket legs and wellbore of A1 oilfield

根據(jù)甲方要求，A1油田進行整體棄置，主要分為以下階段：

①井筒封堵。將所有井筒進行封堵，并回收采油樹；②清洗平臺，將導管架平臺上部組塊與樁腿切割分離并回收；③將導管架樁腿及井筒切割至泥面以下5～6m 處；④回收運輸上部組塊與導管架，并運送回陸地。

A1油田整體棄置項目難點主要集中在導管架平臺上部組塊切割分離后對導管架及井筒的棄置回收，如何在符合標準的同時實現(xiàn)低成本棄置是該項目的難點。本文對A1油田整體棄置作業(yè)中的回收導管架及井筒階段進行闡述。

2 導管架樁腿及井筒切割方案優(yōu)化

根據(jù)調(diào)研的情況，該油田的棄置存在以下難點：①歷史久遠，油氣井資料完整性差，相關回接資料、固井質(zhì)量等關鍵資料缺失，導管架平臺相關參數(shù)同樣存在遺失；②過往作業(yè)的不規(guī)范導致井筒尺寸、固井方式等與現(xiàn)有標準差異較大，棄置作業(yè)困難；③隔水導管外徑過大，套管程序復雜，水泥環(huán)厚度較高，井筒切割困難；④井筒偏心情況無法確定。

原定方案中使用常規(guī)水力割刀切割回收 WHPA及 WHPB井筒(圖 1)。水力割刀切割多層套管需要磨銑或套銑作業(yè)配合，以及鉆機支持[3]。A1油田的WHP沒有可用鉆機。這就意味著需要動用昂貴的鉆井平臺進行棄置作業(yè)，作業(yè)成本高昂。

高壓磨料射流切割技術是在高壓超高壓水中混入硬質(zhì)磨料，利用形成的高壓磨料水射流切割物體的技術(圖2)。該技術自2012年在渤海油田曹妃甸1-6項目中首次成功應用以來，經(jīng)歷了較為廣泛的應用，積累了一定的使用經(jīng)驗，應用效果表現(xiàn)穩(wěn)定[4]。

圖1 A1油田復雜的井筒結(jié)構(gòu)Fig.1 Complex wellbore structure of A1 oilfield

圖2 250MPa磨料射流切割系統(tǒng)Fig.2 250MPa abrasive water-jet cutting system

磨料射流系統(tǒng)產(chǎn)生的高壓磨料水射流通過臍帶纜傳遞到井下切割裝置，井下切割裝置錨定在井筒內(nèi)。開始工作時，井下切割裝置執(zhí)行旋轉(zhuǎn)-切割動作，實現(xiàn)對井筒的內(nèi)切割。當井下切割裝置完成旋轉(zhuǎn)一周后，即完成該井筒的切割(圖3)。

圖3 磨料射流井下切割裝置Fig.3 Abrasive water-jet downhole cutting device

磨料射流切割技術經(jīng)過長期應用，與相似條件下常規(guī)水力割刀相比，切割效率有明顯提升，且被切割井筒套管尺寸越大，層數(shù)越多，效率提升越明顯。兩者的作業(yè)效率經(jīng)驗對比如圖4所示。

同時，磨料射流切割無需鉆機，能夠一次性快速切割多層套管。結(jié)合高壓磨料射流切割技術優(yōu)勢及A1油田井筒特點，使用 250MPa高壓磨料射流切割導管架樁腿，并替代原定方案中水力割刀作為井筒切割手段。

圖4 磨料射流切割技術與水力割刀效率對比Fig.4 Efficiency comparison between abrasive water-jet cutting and hydraulic cutter

3 導管架樁腿及井筒回收方案優(yōu)化

3.1 浮吊選擇

完成導管架樁腿及井筒切割后，使用浮吊回收導管架及井筒到駁船上并運回陸地。由于海底淺層土與樁腿及井筒之間存在摩擦力產(chǎn)生額外的拔樁阻力，在起吊導管架及井筒時所需的上提力將大于其自重。

在選取浮吊時必須綜合考慮拔樁阻力、自重以及成本的影響。如果選取的浮吊噸位過小，則可能因浮吊提升力不足無法回收導管架及井筒；若選取的浮吊噸位過大，則會導致成本過高。因此，必須首先經(jīng)過計算，預估回收導管架及井筒所需提升力大小。利用自研井筒拔樁阻力計算軟件算出各個導管架及井筒所需拔樁力，如表2所示。

表2 回收導管架及WHP所需上提力計算結(jié)果Tab.2 Calculation results of lifting force for recycling WHPs and jacket platforms

從計算結(jié)果可以看出，所需的最大提升力為434t，最小提升力為 53t。同時，回收 2座井口平臺WHP的井筒需要將連成一體的井筒拆解為單根井筒，拆分后單根井筒最大所需上提力僅 80t。根據(jù)計算結(jié)果，可選擇一艘 500噸級浮吊用于回收導管架，一艘 150噸級浮吊用于回收單根井筒以及輔助磨料射流切割設備進行切割作業(yè)。

3.2 回收作業(yè)方案優(yōu)化

根據(jù)原作業(yè)方案，完成樁腿及井筒切割后，使用浮吊將3個導管架平臺上提出海底，2個WHP平臺進行拆分后將井筒單根吊出。根據(jù)計算結(jié)果，WHPB平臺的整體上提阻力為278t，500噸級浮吊同樣可滿足該平臺的整體吊裝要求，無需進行分解作業(yè)(圖5)。WHPA平臺整體吊裝的上提阻力達到435t，使用500噸級浮吊上提的風險較大，采用原作業(yè)方案先將相互連接的井筒拆分，使用150噸級浮吊完成切割作業(yè)后直接進行單根井筒回收，避免反復移位，降低工期并節(jié)省成本(圖6)。

圖5 WHPB井筒整體起吊回收Fig.5 Lifting and recycling casing-strings of WHPB integrally

圖6 WHPA拆解后井筒單根回收Fig.6 Lifting and recycling casing-strings of WHPA seperately

導管架與井筒回收階段，原定作業(yè)方案為每完成一座平臺的切割作業(yè)后立即進行起吊回收至駁船。該作業(yè)方案能夠防止導管架樁腿或井筒被切割后，其抵抗海洋環(huán)境載荷能力降低導致平臺失穩(wěn)，但同樣存在的問題是需要反復調(diào)整作業(yè)的浮吊。由于棄置作業(yè)需要先使用 150t浮吊輔助進行切割后，再切換至500t浮吊進行起重作業(yè)，作業(yè)期間駁船的位置也需要不斷調(diào)整。多種因素導致該作業(yè)方案不但耗時長，船舶的反復調(diào)整也存在作業(yè)風險。

針對存在的問題，新設計的作業(yè)方案為首先使用150t浮吊完成所有切割作業(yè)，然后調(diào)整為500t浮吊完成剩余的起重作業(yè)。該作業(yè)方案的風險點為，完成切割后的導管架和井筒是否會失穩(wěn)倒塌。為確定海洋環(huán)境載荷對樁腿切割后的導管架的影響，使用SACS軟件對作業(yè)工況進行了計算。

圖7～圖9為3種不同結(jié)構(gòu)導管架的 SACS模型。其中，PRPA、PRPB 2種結(jié)構(gòu)的導管架樁腿在泥線以下 6m處進行切割，WHPB的井筒在泥面以下5m 處切割。采用 A1油田海域 50年一遇的環(huán)境載荷從0°方向沖擊平臺。數(shù)值計算結(jié)果如表3所示。

圖7 PRPA導管架SACS模型Fig.7 SACS model of PRPA

圖8 PRPB/PRPC導管架SACS模型Fig.8 SACS model of PRPB/PRPC

圖9 WHPB井筒SACS模型Fig.9 SACS model of WHPB

表3 各結(jié)構(gòu)物的最大位移量Tab.3 Maximum displacement of structures

由SACS數(shù)值計算結(jié)果可得，在50年一遇的環(huán)境載荷作用下3種結(jié)構(gòu)平臺的最大位移僅3.45mm，說明即使在導管架樁腿被切割后，導管架本身依然存在足夠的穩(wěn)定性，能夠抵抗環(huán)境載荷作用。因此，在實際作業(yè)時先使用 150噸級浮吊完成所有切割作業(yè)后，再更換500噸級浮吊進行導管架起重回收作業(yè)。

4 作業(yè)方案時效優(yōu)化分析

通過在現(xiàn)場實際作業(yè)過程中根據(jù)實際情況對作業(yè)方案重新優(yōu)化，A1油田整體棄置作業(yè)工期有效縮短，具體采取的方案優(yōu)化手段總結(jié)如下。

①使用磨料射流切割系統(tǒng)代替水力割刀切割技術，從而避免了動用昂貴的鉆井平臺進行棄井作業(yè)，實現(xiàn)了無鉆機棄置。同時，利用磨料射流切割系統(tǒng)在切割效率方面的優(yōu)勢將單井棄井作業(yè)時間由 10h降低至6～8h(ф850mm三層套管井筒)。

②利用自研拔樁力計算軟件在作業(yè)前算出所需拔樁力，并據(jù)此合理選擇150t和 500t 2艘浮吊，既保證能夠滿足作業(yè)需求，又避免因選擇過大的浮吊導致費用增加。

③通過數(shù)值模擬手段，模擬計算樁腿被切割后的導管架自身穩(wěn)定性。計算結(jié)果顯示即使導管架樁腿在泥面以下5m處被切割，仍然具備抵抗A1油田海洋環(huán)境載荷的能力。

④根據(jù)數(shù)值模擬計算結(jié)果，優(yōu)化導管架回收拆除程序，由原方案中每切割一處拆除一處優(yōu)化為統(tǒng)一切割，統(tǒng)一拆除。避免了反復更換不同的浮吊產(chǎn)生額外的作業(yè)時間以及潛在安全風險。

通過使用磨料射流切割設備代替水力割刀切割設備，并優(yōu)化作業(yè)流程使得單井切割作業(yè)時間得到降低。圖10所示為WHPA和WHPB 2座井口平臺的井筒棄置作業(yè)時間。其中，除 WHPA第 7、8號井筒外徑為1200mm外，其余井筒外徑均為850mm。

圖10 井筒棄置不同切割方案作業(yè)時間對比Fig.10 Work time comparison between different cutting job solutions

由于導管架樁腿的特殊性，在拆除 PRPA、PRPB、PRPC 3座導管架平臺時原方案即采用磨料射流切割的方式切割樁腿，節(jié)省的時間主要集中在拆除次序優(yōu)化，每座導管架平臺可減少約 2h作業(yè)時間。在拆除WHPA及WHPB 2座井口平臺時，選用磨料射流切割技術代替水力割刀顯著節(jié)約了作業(yè)時間。同時，合理選用浮吊使得 WHPB可以進行整體起吊回收，避免拆解井筒產(chǎn)生額外的作業(yè)時間。經(jīng)過作業(yè)方案優(yōu)化，整體工期相較預計工期縮短了 62.5h。不同作業(yè)方案的整體工期對比如圖11所示。

圖11 不同作業(yè)方案工期對比Fig.11 Work time comparison between different work solutions

5 總 結(jié)

本次 A1油田整體棄置項目中采用磨料射流切割技術作為導管架樁腿及井筒棄置切割手段，并在作業(yè)中根據(jù)實際情況靈活調(diào)整作業(yè)方案，降低了工期和成本。

本次作業(yè)中使用磨料射流切割技術雖然顯示出較好的應用效果及應用前景，但也暴露出一些問題。該技術的設備成本較高，且技術對外依賴較高。由于進行內(nèi)切割作業(yè)，對井筒內(nèi)異物較為敏感。在進行WHPA和WHPB作業(yè)過程中多次因井內(nèi)異物影響了作業(yè)時效。同時，本次作業(yè)使用的磨料射流切割設備工作壓力極高，需要不斷完善作業(yè)制度，保障人員安全?！?/p>