套管液壓舉升工具的研制及應用*

賈宗文 范白濤 劉兆年 徐鴻飛 鄧 賀

(1.中海油研究總院有限責任公司鉆采研究院 2.中國海洋石油國際有限公司 3.中海油能源發展股份有限公司工程技術分公司)

0 引 言

在海洋油氣開發的中后期，因油氣井產能低、出砂及井筒完整性等問題[1-3]，常面臨調整井側鉆、井筒治理、永久性棄置和井槽重置等作業[4-6]。為保證作業的高效性及井筒完整性，需進行套管或導管回收的井筒準備工作。側鉆和井筒治理的井筒準備工作通常由套銑及打撈等組成，存在耗時長、成本高和復雜情況多等問題[7-8]。井槽重置和棄置等的井筒準備工作包括多層套管及隔水導管的切割、舉升和回收等[9-10]，導管尺寸大，且與內層套管固結，需整體回收，對機具能力要求高，在平臺機具載荷受限或設施老化的情況下，還需動用鉆井船等設備，費率高、時效長[11-12]。諸多因素導致井筒準備工作的復雜程度大幅增加，高效性和經濟性等問題亟待解決。

針對傳統井筒準備工作存在的不足，筆者提出了基于井下液壓舉升工具的簡易式套管回收工藝。新工藝無需套銑、震擊和打撈等操作，在保留良好井筒狀態的同時，不會對平臺及機具產生影響，解決了傳統井筒準備工藝時效差、費用高的問題。研發的工具可產生數百千牛的舉升力(根據需求配置液壓缸的數量)，既可用于調整井側鉆或井筒治理中的內層套管回收，也可用于棄井或井槽重置過程中的隔水導管及多層套管整體回收。通過理論分析，計算了工具的舉升能力，校核了液壓增力缸、錨定機構和活塞拉桿等關鍵部件工作狀態下的強度，研究了錨定機構對套管內壁的應力影響，并對工具不同應用場景進行了理論及工藝研究，同時開展了現場應用。理論研究及現場應用結果表明，研發的工具可產生3 000 kN以上的舉升力，關鍵部件強度可滿足工作載荷需求，現場應用安裝簡易、作業效率高，為海上規模化應用提供了重要技術基礎。

1 組成及性能參數

套管液壓舉升工具主要由輔助機構、液壓增力缸、錨定機構、活塞拉桿及下部接口等組成，結構如圖1所示。工具的性能參數如表1所示。錨定機構主要為機械卡瓦，用于工具錨定在套管內壁或井口裝置。液壓增力缸是工具的核心部件，靠液壓活塞驅動為工具提供舉升力。活塞拉桿通過下部接口連接套管撈矛及待回收套管，將舉升力傳遞給套管撈矛。輔助機構主要為平衡開關和行程開關，平衡開關用于平衡工具內外壓差，行程開關用于控制活塞行程，活塞行程走完后自動泄壓。工具本體及關鍵部件均采用高強度材料，并進行特殊處理，可承受高強度應力載荷。

圖1 套節液壓舉升工具結構示意圖Fig.1 Schematic structure of casing hydraulic lifting tool

表1 套管液壓舉升工具性能參數Table 1 Performance parameters of casing hydraulic lifting tool

套管液壓舉升工具采用多級液壓增力缸串聯的結構形式，每一級液壓缸均包括缸體、殼體、活塞、活塞拉桿及水眼等結構，如圖2所示。

套管液壓舉升工具基本工作原理是：上部錨定在外層套管內壁或井口裝置，下部接高強度套管撈錨，液壓增力缸將地面泵壓轉變為套管舉升力，回收內層套管或隔水導管，舉升產生的反向作用力傳遞至外層套管或井口承擔。

1—液缸連接件；2—殼體；3—活塞；4—拉桿。圖2 液壓增力缸結構示意圖Fig.2 Schematic structure of hydraulic booster cylinder

2 理論及有限元分析

2.1 舉升力計算

套管液壓舉升工具工作時地面泵組加壓，液壓流體通過鉆桿進入各級液壓缸，推動活塞帶動拉桿產生向上的舉升力。工具產生的舉升力計算式如下：

(1)

(2)

式中：Si為第i個活塞面積，m2；Ri為第i個活塞外半徑，mm；ri為第i個活塞內半徑，mm；p為地面泵組提供的壓力，MPa；n為工具內串聯的液壓增力缸數量；F為工具產生的舉升力，kN。

液壓增力缸的額定工作壓力為20 MPa，最大工作壓力為25 MPa，根據式(1)和式(2)計算可得工具的最大舉升力。在3個液壓增力缸串聯驅動情況下，舉升力與泵壓的關系如表2所示。

表2 套管液壓舉升工具舉升力隨泵壓的變化Table 2 Variation of lifting power of casing hydraulic lifting tool with pump pressure

2.2 錨定機構錨定力計算

錨定機構主要由卡瓦、彈簧和滑塊等組成。錨定機構所處缸體位置設置有水眼，水眼連通液壓增力缸與錨定機構滑塊；地面加壓時，液壓流推動滑塊脹開卡瓦，咬合套管內壁，完成錨定動作；泄壓后，在彈簧圈的作用下，卡瓦收回，工具從井筒套管內壁解脫。

當工具用于調整井側鉆時，為保證側鉆井筒的完整性，要求回收內層套管的同時不損傷外層套管或隔水導管，因此，錨定機構在工作載荷下不能損壞套管完整性。工作時錨定機構與套管的相互作用如圖3所示，作用力關系為：

f=pSa

(3)

(4)

F′=3Sp

(5)

(6)

式中：Fa為錨定機構卡瓦對套管的總作用力，kN；f為錨定機構對套管的橫向擠壓作用力，kN；F′為待回收套管載荷(套管重力+水泥環第一界面膠結力)，大小可等同于工具舉升力，方向相反，kN；Sa為錨定機構卡瓦與套管接觸面積，m2；S為單個活塞橫截面積，m2；p′為工作時卡瓦對套管的作用應力，MPa。

圖3 錨定機構卡瓦與套管作用力示意圖Fig.3 Schematic diagram for active force of anchor mechanism slip and casing

為避免損壞套管，錨定機構對套管的總作用應力p′應小于套管的最大抗內壓強度。根據API SPEC 5CT[13]標準要求，有如下關系：

(7)

式中：pmax為套管最大抗內壓強度，MPa；α為與套管鋼級有關的計算系數，常用的H40、J55 和K55 鋼級為0.6，其他鋼級為0.8；Ymin為套管最小屈服強度，MPa；D為套管外徑，mm；t為套管壁厚，mm。

以3缸串聯式液壓舉升工具為例，在工作載荷條件下，計算得錨定機構對套管施加的應力為14.04 MPa。根據式(7)計算得常用的J55鋼級?339.73 mm表層套管的最大抗內壓強度為21.2 MPa，大于錨定機構對套管施加的應力。因此，錨定機構工作時不會對套管產生損傷。

2.3 高強度套管撈矛能力計算

配套的高強度撈矛采用42CrMo材料，根據設計撈矛中心桿為受力最薄弱處，中心桿最小外徑為112 mm，內徑為55 mm，工作時中心桿抗拉強度Fs計算如下：

Fs=σScp

(8)

式中：σ為撈矛中心桿材料屈服強度，取930 MPa；Scp為中心桿橫截面積，m2。

計算可得套管撈矛可承受拉力6 949.35 kN，大于3 781.90 kN(工具最大泵壓下的舉升力)，滿足工具舉升載荷需求。

2.4 有限元分析

由于液壓舉升工具作業時要承受高壓液流及拉力載荷的共同作用，為確保工具強度滿足要求，且不對套管產生損傷，在理論計算基礎上利用ANSYS Workbench軟件對工具進行了有限元模擬，建立了工具三維網格模型。模擬時主體材料設置為42CrMo，材料彈性模量210 GPa，泊松比0.3。載荷條件：下部載荷3 000 kN，工具所有活動部件接觸設置為摩擦接觸。工具尺寸及材料性能如表3所示。

表3 有限元模型尺寸及材料性能Table 3 Finite element model size and material properties

圖4～圖7為套管液壓舉升工具主要承力及承壓部件的有限元模擬結果。

圖4 液壓缸應力云圖Fig.4 Cloud chart for stress of hydraulic cylinder

圖5 活塞拉桿應力云圖Fig.5 Cloud chart for stress of piston rod

圖6 錨定機構應力云圖Fig.6 Cloud chart for stress of anchor mechanism

圖7 高強度套管撈矛應力云圖Fig.7 Cloud chart for stress of high strength casing trip spear

表4為套管液壓舉升工具強度有限元校核結果。有限元模擬結果表明：在下部載荷3 000 kN的工況下，液壓缸最大應力為395 MPa，活塞拉桿最大應力為575 MPa，最大應力出現在下部拉桿與下部活塞連接處；錨定機構3個卡瓦的應力均不同，最上部卡瓦應力最大，約為212 MPa，最下部卡瓦應力最小，約為104 MPa；工作時外殼的最大應力位于中部液壓缸處，應力主要集中在10～20 MPa；套管撈矛卡瓦齒工作時最大應力為 114 MPa，小于常用的K55鋼級套管的屈服強度(379 MPa)，不會對套管產生破壞；套管撈矛卡瓦與主軸連接處最大應力為257 MPa，小于42CrMo材料的屈服強度(930 MPa)，滿足工作強度要求。

表4 套管液壓舉升工具強度有限元校核結果 MPa

3 應用工藝研究

3.1 內層套管回收

3.1.1 套管回收工藝

套管液壓舉升工具用于側鉆、棄置等井筒準備工作時主要是回收膠結套管，包括切割→舉升→回收3個階段。切割階段包括自由段套管切割、回收及膠結段套管切割。膠結套管切割需結合套管固井質量及舉升能力確定切割長度，并在預定位置將待回收膠結套管分段切割；舉升階段工具需克服套管與水泥的膠結力；回收階段水泥膠結面已被破壞，套管已提活，使用撈矛工具將套管起出井筒。工具通過錨定機構錨定于外層套管，如果待回收套管水泥返高至井口，則需在井口處安裝升高立管，為工具提供錨定位置。工具可與套管割刀和撈矛等組合使用，減少起下鉆次數，進一步提高作業效率。工具在井筒內回收套管的工作狀態如圖8所示，作業工藝流程如圖9所示。

1—隔水導管；2—外層套管；3—待回收套管；4—套管撈矛；5—舉升工具。圖8 套管液壓舉升工具井筒內套管回收工作狀態圖Fig.8 Working state of recovering casing from wellbore by casing hydraulic lifting tool

圖9 內層固結套管舉升作業工藝流程Fig.9 Lifting process of cemented inner casing

3.1.2 膠結套管可回收長度計算

結合套管與水泥環第一界面膠結強度理論，膠結套管回收時需克服的最大作用力為水泥環膠結強度[14-17]，即單次可回收的膠結套管最大長度主要與待回收內層套管外徑、套管與水泥第一界面的膠結強度及工具最大舉升能力有關，可用下式計算：

(9)

式中：l為單次可回收的膠結套管長度，m；d為待回收內層套管外徑，mm；τ為套管與水泥環第一界面膠結強度，MPa。

由式(9)可知，單次套管回收長度與套管尺寸、膠結強度均呈反比關系，與工具舉升能力呈正比關系。工具舉升能力為定值，海上平臺回收套管的尺寸主要為?339.73和?244.48 mm 2種。對于常用的密度為1 900 kg/m3的G級水泥，膠結強度約為0.3～1.5 MPa，在液壓舉升工具3 000 kN的舉升力條件下，單次可回收套管長度與膠結強度的關系曲線如圖10所示。

圖10 單次可回收套管長度與第一界面膠結強度關系曲線Fig.10 Relation curve of single recoverable casing length and first interface cementing strength

由圖10可知：以?244.48 mm套管為例，在固井質量優秀情況下，工具單次可回收的套管長度約2.7 m；在固井質量差的情況下，可回收長度為13.0 m，甚至更長；同等膠結強度下，大尺寸套管的可回收長度要小。實際作業過程中，需結合固井測井數據優化單次套管切割長度，若環空存在較長段的混漿或顯示固井質量差，說明第一界面的膠結強度較弱，可適當加長單次回收的套管長度，以減少切割次數及起下鉆次數，提高作業效率；若測井數據顯示固井質量良好或優秀，說明第一界面膠結強度較強，需要減小單次回收長度，增加切割次數，保證回收成功率。

3.2 隔水導管及套管整體回收

3.2.1 隔水導管回收工藝

套管液壓舉升工具用于井槽重置或永久性棄置等作業時，主要是回收隔水導管或多層帶水泥環套管。程序與井筒內套管回收程序相似，主要有2點不同：一是無自由段管柱的回收，二是工具通過坐于井口的配套液壓卡瓦與錨定機構完成錨定作業。工具工作時產生的反作用力通過鉆臺面傳遞給平臺導管架承擔。工具在鉆臺回收隔水導管的工作狀態如圖11所示。

1—鉆臺；2—隔水導管；3—套管撈矛；4—舉升工具；5—井口液壓卡瓦。圖11 套管液壓舉升工具鉆臺回收隔水導管狀態圖Fig.11 State of recovering riser at drill floor by casing hydraulic lifting tool

3.2.2 隔水導管可回收長度計算

國內海上淺水隔水導管主要采用打樁法下入，入泥約50 m(通常不固井)。由于海上油氣井表層套管固井要求返至泥線以上或井口，在井槽重置或永久性棄置作業中，需要進行泥線以下多層帶水泥環套管及導管的整體切割回收，回收時克服的最大作用力為導管外壁與地層的黏附力[18-19]及多層帶水泥環套管自重，即最大可回收長度與導管尺寸、地層摩擦力及管柱自重等有關，具體計算式如下：

(10)

(11)

以渤海油田某區塊為例，常用的隔水導管直徑為762.00或609.60 mm，表層套管直徑為339.73 mm，生產套管或技術套管直徑為244.48 mm，根據以上公式，結合土質調查數據可得工具舉升能力下的多層管柱回收長度。

以?762 mm隔水導管(線質量461 kg/m)+?339.73 mm表層套管(線質量101 kg/m)+?244.48 mm(線質量70 kg/m)生產套管的3層管柱整體回收為例，在工具3 000 kN的舉升能力下，最大可回收泥線以下20.1 m的隔水導管，其他組合形式的多層管柱回收長度計算結果如表5所示。

表5 不同導管組合形式回收長度計算結果Table 5 Calculation results of recovery length of different conductor combinations

由表5可知：同尺寸條件下套管層次的影響很小，回收2層和3層的長度差異只有0.5 m；隔水導管直徑的影響明顯，回收同等層次的多層套管，直徑小的回收長度明顯大于直徑大的，說明回收過程中隔水導管與地層的摩擦阻力是主要影響因素。

3.3 液壓舉升工具工作狀態判斷

套管液壓舉升工具作業時依靠地面泵組提供壓力作為動力源，可以通過觀察地面泵壓的方式判斷工具井下工作狀態。工具工作過程中泵壓變化主要分為4個階段，如圖12所示。第1階段地面泵組啟動，泵壓較低，且平穩上升，此為啟動錨定機構階段;錨定完成后，泵壓下降至某一數值并保持短暫的平穩狀態。第2階段為地面泵組加壓，為液壓增力缸充液，缸內充滿動力液后，泵壓進入快速上升階段，工具產生舉升力。第3階段為持續加壓出現峰值后的突降并穩定在某一數值，表示套管已經提活，正在克服水泥膠結強度。第4階段為液壓增力缸活塞完成1個行程，出現一個碰壓峰值后工具開始自動泄壓，泵壓開始迅速下降。工具完成1個工作流程，需要鉆機大鉤上提1個液壓缸活塞行程的距離，開始第2個工作流程(重復上述流程)。

圖12 套管液壓舉升工具工作中泵壓變化圖Fig.12 Pump pressure variation during operation of casing hydraulic lifting tool

若工具在第3階段沒有出現恒定壓力，泵壓持續上漲直至最大工作壓力后泄壓，則意味著阻力超過了工具的最大舉升能力，應重新切割，縮小單次回收套管長度，再次嘗試回收。

4 現場應用

2021年，渤海油田某區塊調整井作業中開展了套管液壓舉升工具的首次海上現場應用，目標井為A1井。該井經過長期開采，油藏已衰竭，為挖掘剩余儲量，提高油田產能，對該井開展淺層側鉆調整作業。該井套管程序為：?508.00 mm隔水導管(線質量158.63 kg/m)×107.62 m+?339.73 mm表層套管(線質量90.86 kg/m)×369.72 m+?244.48 mm生產套管(線質量59.58 kg/m)×1 814.50 m。根據側鉆井眼設計，需將400 m以上的?244.48 mm生產套管全部回收。

A1井固井質量解釋如下：30～130 m為自由套管，130～220 m固井質量差(接近自由套管)，僅有零星水泥存在；220～400 m水泥含量較多，固井評價為中等-優。結合固井質量解釋制定套管切割回收方案，具體如下：

(1)組合切割及撈矛工具，在井深130 m處切割?244.48 mm自由段生產套管，一次性打撈回收。

(2)組合割刀+撈矛+液壓舉升工具，在井深220 m處切割?244.48 mm生產套管，地面泵組加壓嘗試一次性回收130～220 m固井質量差的套管；若不成功，則上提工具分段切割回收該段套管。

(3)采用5～10 m的分段切割回收方案回收井深220～400 m固井質量良好的套管。

(4)回收過程中，注意觀察泵壓變化，準確判斷工具工作狀態，結合實際情況加長或縮短單次回收長度。作業時發現井深220 m以下的套管固井質量有好也有差，結合固井質量和實際作業情況進一步優化了切割長度，僅用8次成功完成該段膠結套管的回收。

現場采用割刀+套管撈矛+套管液壓舉升工具的組合鉆具，將原本6趟鉆作業減少為4趟鉆，節省了1趟起下套管割刀和1趟起下液壓舉升工具程序，節省了0.6 d工期。本次現場應用總計作業時間2.3 d，對比同期鄰井采用常規套銑回收工藝(耗時8～10 d)，節省了71.3%的作業時間，提效顯著。

5 結 論

(1)研發的套管液壓舉升工具具備3 000 kN以上的舉升能力，對工具開展的理論及有限元分析結果表明，工具各部件可承受舉升作業產生的應力載荷，且不會對套管內壁造成損傷。

(2)工具可適用于內層套管回收、隔水導管及多層套管回收等多種應用場景。當用于回收內層套管時，工具可回收2.7～13.0 m長度的膠結套管(以常用的?244.48 mm套管為例)；當用于回收泥線以下多層套管時，可回收20.0 m以上的不同形式的導管/套管組合。

(3)開展了工具的首次海上現場應用，采用割刀+套管撈矛+套管液壓舉升工具的組合鉆具，可節省2趟起下鉆，較常規套銑回收工藝節省了71.3%的作業時間，大幅提高了作業效率。