王莉，张胜宝，陈学立，张瑞纲，黄志力
1.中海油能源发展股份有限公司采油服务分公司（天津 300452）
2.中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司（天津 300452）
根据统计，目前中海油国内油田无修井机平台约有30个，控制的油井数量接近300口[1]，由于没有修井机，当油井需要进行侧钻作业时通常要用钻井平台来完成。另外，海上油田修井机平台中有相当一部分配置的修井机作业能力为90 t及以下，作业能力有限，满足不了侧钻要求[2]，当需要进行侧钻作业时，只能动用钻井平台或者搬迁作业能力更强的修井机。此外，海上油田经过多年的开发及改造，目前部分有侧钻作业需求的平台无法实现钻井平台的靠泊就位。
上述情况会导致以下问题：①作业成本过高（仅钻井平台的动复员费用就接近1 000万元，修井机搬迁需动用浮吊，单次浮吊的使用费用约为500万元），使得侧钻作业不具备经济性；
②钻井平台资源有限，协调困难；
③会导致出现长停井或低产低效井，从而严重影响油田产量。目前中海油已将稳产作为重要的工作目标，因此，解决这些问题就显得非常迫切。
依靠现有传统作业模式和技术是无法经济有效地解决上述平台侧钻难题，必须寻找、开发新的技术。新的技术必须满足现有平台的工作条件，且具备以下特点：设备结构简单、重量轻，占用场地小、安装方便，安全可靠且能够满足现有行业规范，笔者及研究团队展开了大量的调研及论证工作后，发现使用液压举升装置在海上平台进行侧钻作业具有较大的可行性。
液压举升装置（Hydraulic Workover Unit，简称HWU或HWO）是一种通过液压缸活塞往复运动提升、下放井下工具的设备，是不压井作业装置的一种变形[3]，装置结构如图1所示。
图1 液压举升设备简图
目前，常见的液压举升装置的作业能力范围为68~227 t，主要参数见表1。
表1 液压举升设备参数
液压举升装置与传统井架式修井机、储能式修井机、液压修井机及带压设备[3]相比，主要优势为：①模块化设计，单件重量轻，易于拆装，运输方便；
②作业所需场地小，满足小甲板作业要求；
③对平台配套资源要求低；
④可适应套管头承载和导轨滑移两种作业模式。
早在2004年，迪拜石油公司就使用液压举升装置完成了95.25 mm(334″)及104.78 mm(418″)井段侧钻作业。2018年6月中海油引进液压举升装置技术，并顺利完成了涠洲某井的检泵作业，该井的成功作业，代表液压举升装置在海上平台检泵修井作业的应用获得了极大的成功，但国内目前尚无使用液压举升装置进行侧钻作业的案例。
通过对海上平台215.9 mm(812″)及152.4 mm（6″）井眼侧钻作业钻完井工艺的分析，发现侧钻作业的机具需要具备旋转钻进、起下钻具及清洗井底。在《适用于海上钻修机标准的液压举升装置适用性分析》[2]一文中，针对液压举升装置及关键配套装置的钻井作业规范符合性进行了分析论证，结果表明液压举升装置满足海上钻完井作业标准要求。
通过对渤海油田使用修井机作业的侧钻井进行了不完全统计分析，截至2019年5月，使用修井机作业的井共计229口，其中，侧钻作业井73口。对单一井眼使用修井机侧钻作业井眼为215.9 mm(812″)及152.4 mm（6″）的井进行筛选，共计26口，数据见表2。
表2 单一井眼使用修井机侧钻作业统计
续表
通过对上表的分析可知，修井机已钻单一井眼为215.9 mm(812″)及152.4 mm(6″)的井侧钻点的范围为1 740~3 169 m，转速为60~110 r/min，扭矩为4~29 kN·m，钻完井作业时最大悬重为40~96 t。
从设备的极限能力来看，典型340K液压举升设备的提升能力为154 t（根据SY/T 7089—2016《海洋平台钻机选型推荐方法》[4]，设备可使用的最大钩载为86.7 t），扭矩29.8 kN·m，能够满足修井机单一井眼侧钻已钻井90%以上侧钻作业的设备能力需求，针对部分对作业设备能力需求更高的井，可采用500K的液压举升装置进行侧钻作业。
作为一种全新的钻完井侧钻作业机具，除了设备的作业能力以外，决定其能否应用于海上平台的关键因素为设备的抗风能力是否满足海上作业的标准要求。
为减少使用液压举升装置施工的盲目性和作业风险，并为海上工程设计和施工提供科学依据和安全保证，运用SAFI有限元分析软件对液压举升装置进行了抗风载能力计算（液压举升装置采用套管头承载模式）。其中，环境条件按照API Spec 4F—2013（第4版）标准[5]规定3秒阵风，考虑工作状态为21.6 m/s，非预期风速为36 m/s（有/无主载荷两种工况），预期台风状态风速为47.8 m/s，最大作业扭矩参考SY/T 7089—2016《海洋平台钻机选型推荐方法》[4]设置为24 kN·m，液压举升装置考虑按照有绷绳轻便井架进行设计[6]。
按照最新API Spec 4F—2013设计载荷要求，按照表3进行载荷组合设计。
表3 标准载荷组合设计
计算过程中，在SAFI有限元软件中按照0°～360°每隔45°进行定义，工作状态和安装状态风速为21.6 m/s、非预期状态风速为36 m/s、预期台风状态风速为47.8 m/s，搭建了有限元计算模型，如图2所示。表4为SAFI有限无计算结果。
图2 有限元模型示意图
表4 液压举升装置SAFI有限元计算结果
在计算过程中，共考虑3种载荷设计工况，分别为：载荷工况1，工作状态，风力21.6 m/s，每隔45°进行风力加载，上卡瓦载荷1 540 kN，最大扭矩24 kN·m；
设计载荷工况2，预期状态，风力47.8 m/s，每隔45°进行风力加载，下卡瓦载荷1 540 kN；
设计载荷工况3，非预期，风力36 m/s，每隔45°进行风力加载，下卡瓦载荷1 540 kN。
通过对液压举升设备预期带主载荷状态（21.6 m/s）及非预期带主载荷状态（36 m/s)的ULS值计算（图3、图4）可知，液压举升装置最大的ULS值单元为M1360，ULS值为0.78，ULS值均未达到或超过1，满足API Spec 4F—2013强度计算标准，且液压举升装置主体在最大工况下竖直方向变形量为8 mm，满足标准要求。
图3 预期带主载荷状态（21.6 m/s）ULS值
图4 非预期带主载荷状态（36 m/s)ULS值
通过上述分析和论证得出如下结论：在最大风力载荷、最大举升载荷及作业扭矩综合工况下，设备的强度及变形量都能满足安全钻井作业的要求，液压举升装置可应用于海上平台进行侧钻作业。
液压举举升装置在海上平台的侧钻应用，可有效降低目前已投产的无修井机平台或低配置修井机平台的侧钻费用。以1口明化镇的侧钻井为例，244.475 mm(958″)套管开窗侧钻点深度为1 600 m，215.9 mm(812″)井眼钻进至2 400 m。如果使用钻井平台（92系列）进行侧钻作业，侧钻费用约为1 800万（含钻井平台动复员费约900万）；
如果使用液压举升装置进行侧钻作业，侧钻费用可降至约1 400万元（含液压举升设备及相关配套设备动复员费200万元）以下，降低幅度达20%以上。
除了能解决无修井机平台、低配修井机平台及靠泊受限平台的修井、侧钻难题，液压举升装置还可用于替代设备老化的钻修机。根据相关统计，截至2018年，仅渤海地区工作年限为15年以上的钻修机就多达15套，面临设备老化、维护成本高、升级改造费用增加等一列问题。建议后期可使用液压举升装置取代这部分钻修机进行修井、侧钻作业，既可解决甲方的维护、升级成本等问题，又可降低相关费用。
1）从设备的作业能力来看，典型340K液压举升设备的提升能力为154 t（设备可使用的最大钩载为86.7 t），扭矩29.8 kN·m，能够满足渤海油田使用修井机侧钻已钻井（侧钻215.9 mm或152.4 mm井眼）90%以上侧钻作业的需求。
2）通过SAFI有限元分析软件计算可知，在最大风力载荷、最大举升载荷及最大作业扭矩综合工况下，液压举升装置的强度及变形量都能满足安全钻井作业的要求。
3）液压举升设备可应用于海上平台进行侧钻作业。如采用套管头承载模式，后续需针对目标井隔水导管的稳定性进行分析计算，同时对目标作业平台的可变承载力进行校核，以确保作业安全。
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