深水完井油管掛送入管柱技術及應用研究

王 星

(中海油能源發展工程技術深水鉆采技術公司，深圳 518067)

0 引 言

深水油氣勘探開發除了要掌握深水鉆完采相關工藝技術外，與之配套的海洋工程裝備同樣不可或缺。以往我國深海油氣田主要采取對外聯合作業的方式進行開發，通過高價租賃如Halliburton、 Expro、 Schlumberger等外國公司深水設備及雇傭人員提供技術服務，如早期南海東部的合營荔灣3-1深海氣田和正在開發建設的南海西部自營陵水17-2深海氣田，國外的這種技術加設備的服務模式以及核心技術“封鎖”嚴重制約了國內海洋油氣裝備發展，導致低油價形勢下國內深水油氣田開發成本劇增，貿易戰的不確定性更是加大了深水油氣田的勘探開發風險。深水完井作為深水油氣開發過程中的一個關鍵環節，采用浮式平臺開展上部完井作業時必須考慮在發生緊急情況下，譬如水下管柱損壞或泄漏，臺風、內波流及動力失效等引起平臺偏移過大時，需要在解脫水下BOP組之前快速解脫水下采油樹油管掛的送入管柱[1-2]。隨著我國深水油氣田開發步伐的不斷加快，作為上部完井作業中至關重要的安全應急響應裝備，深水油管掛送入管柱的使用將會愈加廣泛，然而其中核心工具所涉及的水下電磁閥、可插拔濕電接頭、精密金屬配件涂層、大尺寸密封及剪切球閥、小尺寸長通道沖孔及配套控制軟件等關鍵技術和裝備國內目前尚未有效攻克。

因此，大力開展深水電液控油管掛送入管柱“卡脖子”技術的研究與裝備制造勢在必行。鑒于國內相關研究起步較晚，現場應用經驗相對缺乏，研究及操作人員對管柱關鍵工具功能及技術原理等認知不夠深入，應急解脫與回接的邏輯順序不夠明晰，筆者結合了現場應用實踐及國外主流產品理論研究與結構分析，對電液控送入管柱所應具備的功能、結構組成、工具分析、管柱解脫和回接邏輯順序以及現場應用關鍵點進行了深入分析與論述，為后續的國產化研究及現場安全高效應用提供參考。

1 管柱功能及結構組成

1.1 管柱功能

送入管柱是水下井口與地面井口之間的一段水下聯頂管串，主要功能如下： 為井下完井功能實現提供液壓和電氣通道；為清井返排及油氣田開發后期的措施作業提供連接至地面流程的垂直通道及井控安全屏障；安裝或回收油管掛并執行油管掛與水下采油樹之間的鎖緊、解鎖及管柱自身與油管掛的連接與脫手；提供泥線附近和井下化學藥劑的注入通道；惡劣天氣海況下的快速應急關井、解脫送入管柱及實現解脫后安全封存管柱內部流體，防止油氣外泄造成海洋環境污染并確保井控安全；應急剪切管柱內鋼絲、電纜或一定尺寸和強度的連續油管；水下測試樹和防噴閥的球閥關閉后可正向泵通實現應急循環壓井需求；實時監測泥面附近管柱內外的溫度及壓力，為返排期間的水合物防治提供參考[3-4]。

1.2 結構組成

完井電液控油管掛送入管柱通徑大，結構復雜，對現場操作及技術應用要求較高，核心工具須根據作業水深、地層溫壓、水下防噴器組配置等綜合選配。其結構主體組成如下： ①水下測試樹，位于水下防噴器組內部，具有兩個可獨立操作且失效關閉的球閥，承載送入管柱系統解脫和回接功能，具有電纜及各類管線穿越通道，自身可實現化學藥劑注入、電纜及連續油管剪切。球閥上部可承壓，實現送入管柱試壓。具備電路控制、液路控制、環空加壓及機械旋轉等四種解脫方式[5]。②承留閥，位于剪切短節上部，球閥上部可承壓，液壓失效時球閥狀態保持不變。用于管柱解脫時封閉送入管柱內的流體，解脫前能夠快速泄放承留閥與水下測試樹球閥之間圈閉的壓力，避免脫開位置密封件受壓力沖擊而損壞。功能上與水下測試樹互鎖，保障管柱解脫邏輯順序。③防噴閥，位于隔水管伸縮節內部或內筒以下一定位置，單球雙向密封，液壓失效時球閥狀態保持不變。球閥關閉，可協助連續油管設備或鋼絲工具串井口設備拆裝以及試壓。④蓄能器模塊，位于立管控制模塊上部，由12個儲能瓶組成，10個用于操作水下測試樹液動球閥，2個用于操作承留閥液動球閥[6]。⑤立管控制模塊，位于儲能器模塊下部，是整個送入管柱的水下核心控制單元，用于實現電液信號轉換。通過控制電磁閥的開關實現水下測試樹及油管掛的快速操作，具有溫壓實時監測、數據采集及傳輸功能。包含上下兩個腔室，上部腔室由電磁閥、壓力傳感器、上下電子模塊及數據采集系統組成，下部腔室由液動閥組成。上、下腔室分別通過注滿絕緣液及干凈的控制液以保證電子元件絕緣和外罩內外壓力平衡。⑥轉換接頭，用于管柱配長、扣型轉換及管線穿越。⑦油管掛送入工具，用于連接及送入油管掛，結構及功能與油管掛和水下測試樹相匹配[7-8]。

2 解脫與回接

在深水完井作業期間，如遇臺風侵襲或者完井管柱工具損壞、送入管柱泄漏、平臺定位系統故障失效等復雜情況時，需要按照一定邏輯順序執行水下測試樹和隔水管的解脫和回接程序。

(1) 解脫程序： 收到解脫指令，快速確認水下測試樹控制面板壓力，釋放送入管柱過提懸重并下壓5 klbs；水下測試樹開線泄壓，關閉球閥，執行解脫動作，解脫前后如圖1所示；利用鉆柱補償器快速上提，將解脫部分起至隔水管下部撓性接頭以上；關閉BOP組剪切閘板，解脫BOP組及隔水管。

(2) 回接程序： 確認控制面板壓力，打開鉆柱補償器，小排量循環并緩慢下放管柱，距離剪切閘板頂部約5 m時，打開剪切閘板并降低循環排量，下探水下測試樹下部閥體部分；確認探到閥體，停止循環并繼續下壓送入管柱5 klbs，正轉管柱半圈進行回接；泄掉解脫管線壓力以復位解脫活塞，過提20 klbs，確認回接成功，釋放過提拉力；送入管柱試壓，確認回接位置密封良好，打開水下測試樹球閥，設定系統壓力，繼續下一步作業。

圖1 水下測試樹解脫前后示意圖

3 應用實踐

我國南海西部自營陵水17-2深海氣田開發11口井，作業海域平均水深1 420 m，采用水下井口和臥式水下采油樹形式開發，泥線附近海底溫度為2～4℃。為滿足油管掛送入、清井放噴、大尺寸堵頭安裝及快速控制的響應時間要求，選用內通徑為187.33 mm的電液控制油管掛送入管柱，工作壓力為10 000 psi(1 psi=6.89 kPa)。深水作業快速反應，3 000 m水深能夠在15 s內完成水下測試樹和承留閥的關閉及送入管柱解脫。在應急情況下，水下測試樹可剪切外徑為60.33 mm的連續油管。電控方式失效后，液控方式備用。實時溫壓監控，選用加強型數采系統，數據刷新率達0.25秒/次，有效監控和預防泥線附近管柱內水合物的形成。

根據氣田及作業裝置深水奮進號平臺水下設備配置情況，優選與之相適應的電液控油管掛送入管柱，整體組配如圖2所示。

圖2 電液控送入管柱整體組配示意圖

送入管柱下部在水下BOP組內部的精準配長是管柱各項功能順利實現的關鍵。在現場應用中，要求下部密封短接、剪切短接和上部密封短接分別與BOP組內的固定/可變閘板、剪切閘板及萬能防噴器對應配合，上下密封短接內部應具有長距離管線穿越通道，以防萬能和閘板防噴器關閉時損傷管線及電纜。關閉萬能可以建立應急循環壓井通道，并協助管柱居中和坐掛到位，防止油管掛坐掛前在BOP組內出現阻掛，關閉固定/可變閘板可以實現油管掛坐掛后的密封驗封，剪切閘板可在水下測試樹不能正常解脫或在特殊情況下來不及解脫時快速剪斷剪切短接，以確保送入管柱和隔水管串可以應急脫離。陵水17-2氣田目前已通過電液控坐落管柱順利完成6口深水開發井的油管掛坐掛及驗封等工作。

4 結 語

(1) 深水完井電液控送入管柱是一個先進且復雜的綜合系統，對上部完井作業風險管控起著至關重要的作用。

(2) 現場作業前，應根據作業水深和水下測試樹允許的偏移角度提前核算平臺允許偏移量，技術人員須明確送入管柱與水下BOP組兩者之間的解脫邏輯順序。

(3) 國內應加快電液控油管掛送入管柱相關“卡脖子”技術攻關，研制出適應我國深水區域特征且滿足材料等級、產品規范等級以及性能要求的油管掛送入管柱系統及配套設備，完善深海油氣田開發產業鏈，改變高價租賃外方設備、技術及人員服務現狀。