深水輕型與中型修井水下系統分析

(1. 中海油研究總院有限責任公司，北京 100028；2. 中海油田服務股份有限公司，河北 三河 065200)

在海洋油氣田開發周期內的作業和運維過程(鉆井、完井、生產、再生產等)中，修井作業是必不可少的一部分。通過修井作業實施穩產增產措施，可以提高油氣采收率，增加油氣田的經濟效益。根據不同的修井需求，采用的修井裝備不同。深水修井可以分成3種類型[1]：重型修井、輕型修井、中型修井。重型修井一般需要動用深水半潛式鉆井平臺/鉆井船，采用鉆井隔水管和防噴器(通常采用通徑476 mm(18英寸)的深水鉆井防噴器)進行修井作業。傳統的深水水下井口修井作業都是借助重型修井裝備進行修井作業的，由于動用深水半潛式鉆井裝備的成本較高，同時也會占用深水鉆機資源，因此導致作業者在有修井需求時，雖然技術上不存在問題，但是經濟性較差，而無法做出修井作業的決策。近年來，隨著修井需求的增加，作業者開始細分修井類型，針對一些簡單的修井需求，例如井下取樣、測井、開關滑套、坐封堵塞器、射孔等作業，推出了基于單體工程船的輕型修井裝備，不需要使用隔水管，即無隔水管的輕型修井，利用鋼絲繩/電纜作業直接通過開闊海域，通過安裝在水下的井口壓力控制包(Wellhead Control Package)等進入采油樹和完井管柱內，完成修井作業。輕型修井裝備在2000年前后獲得廣泛的商業化應用，主要在歐洲北海及墨西哥灣海域作業[2-4]。由于沒有循環通道，無隔水管輕型修井的作業類型非常有限。作為擴展，2016年，美國的Helix公司首次基于輕型修井的單體工程船，將小尺寸的修井隔水管連接到水下的井口壓力控制總成并向上延伸到作業船，建立了循環通道，實施了連續油管中型修井作業。中型修井可以實施排水采氣、井筒沖砂解堵等作業，而且中型修井具備井涌的處置能力，補齊了輕型修井對井筒壓力控制方面的短板。

1 深水輕型和中型修井系統關鍵裝備

1.1 修井船

與常規的重型修井裝備相比，輕型中型修井裝備的質量較輕、體積較小，因此它可以依托單體工程船進行修井作業，在成本上以及作業效率、機動性方面優勢顯著。典型的輕型/中型修井船，有Island Frontier輕型/中型修井船、Helix輕型/中型修井船，如圖1～2所示[5-6]。大部分修井船設計之初都是滿足無隔水管輕型修井作業的。2016年，Helix公司的Enhance修井船第1次將作業范圍擴展到中型修井，實際上這些工程船可進行水下生產系統的安裝作業、ROV作業、海上平臺吊裝等作業。

圖1 Island Frontier修井工程船

圖2 Heli×Well Enhancer修井工程船

由于單體船的運動性能較差，在風浪流比較惡劣海域，單體船很難維持相對穩定的狀態，因此適應的環境作業窗口較窄，經常會因為惡劣天氣造成作業停工，增加了非作業時間。半潛式平臺(雙體船)穩定性好，所以在海況比較差的海域，需要綜合考慮作業時效，選擇合適的修井船。

1.2 水下防噴設備總成

水下修井防噴設備總成是從船舶下放至水下井口的組件，是修井期間井筒壓力的主要控制部件，同時提供了向井筒中引入修井工具的通道，并保持井下壓力的完整性。水下修井防噴設備總成的通徑尺寸通常取決于目標井的采油樹類型。 臥式采油樹主通道裝有多個可回收的堵塞器，在工具進入油井之前，需要回收堵塞器，因此堵塞器的尺寸決定了水下修井防噴設備總成的內通徑，通常最大的堵塞器的直徑不大于181 mm(7英寸)，對應水下修井防噴設備總成187.3 mm(7英寸)的內通徑，可以滿足大多數采油樹的修井作業要求。南海已投入使用的水下井口采油樹及油管掛堵塞器規格如表1所示。

表1 南海已投入使用的水下井口采油樹及油管掛堵塞器規格

水下修井防噴設備總成內通徑的差異與整個系統的質量密切相關，內徑為130 mm(5英寸)的水下修井防噴總成通常質量在20～30 t ，然而內徑為187.3 mm(7英寸)的水下修井防噴總成的質量可達80 t。質量的增加主要體現在：更大的內通徑導致組件的壁厚和配套防噴管等設施壁厚的增加，需要更大的驅動器來驅動閥門，克服增大的接觸面積而引起的較大的摩擦力以關閉較大的井眼。驅動器尺寸的增加，意味著液壓液的壓力和消耗量會增加，儲液蓄能器的質量和數量就會隨之增加等。

水下修井防噴總成自下而上分別為：采油樹重入界面工具、井口壓力控制包(WCP)、應急斷開總成(EDP)和防噴管壓力控制頭組件。

1.2.1 采油樹(XR)重入界面工具

如圖3所示，其主要功能是將井口壓力包連接到采油樹上，并與采油樹內部的油管掛進行對接，以便引導修井工具進出油管。采油樹重入界面工具的底部連接面通常為API法蘭，但也可以做成夾具形接口或其他專用連接形式。采油樹重入界面工具轉接頭通常會在側面設置1個出口，作為節流壓井通道，設備連接到位之后，打開井筒之前，可以通過此口，測試WCP的完整性，而且可以在回收采油樹堵頭之前，實施壓井作業，將油管內的油氣壓回安全閥以下或者地層，以保證修井時井筒的安全狀態。修井作業進行過程中，此通道也可以與油管形成循環通道，實施壓井作業。

圖3 采油樹重入界面工具

1.2.2 井口壓力控制包(WCP)

井口壓力控制包(WCP)是主井眼安全屏障和關鍵安全設備(如圖4所示)，它將與水下采油樹對接，包含有很多冗余系統，其周圍是結構件、蓄能器壓力液體儲存及系統運行的控制系統。在其外表面裝有ROV控制面板，當主控系統失效時，其可對WCP的主要功能部件進行控制。

圖4 井口壓力控制包(WCP)

根據ISOPE13628-7、API 17G的推薦要求[7-8]，WCP的屏障設計至少包括：1個雙向承壓的安全隔離閥、1個剪切閥或者閘板，可以應對連續油管或者鋼絲(或者其他入井作業工具)無法回收的情況。在推薦做法的基礎上，一般WCP都會設置相對更加保守的屏障設計，以確保井筒壓力的有效控制，如圖5所示。典型的WCP屏障配置如下(自下而上)：

圖5 井口壓力控制屏障

1) 剪切密封閘板(SSR)。通徑基本為187.3 mm(7英寸)，在水下修井作業中，SSR或SSV(剪切密封閥)在緊急情況下提供一個關鍵的安全屏障，可以迅速剪切任何穿過其中的用于修井的鋼絲、電纜，并同時提供井筒的密封，防止油氣泄露。實現剪切密封功能的裝置有3種：球閥(Ball Valve)、閘閥(Gate Valve)和閘板(Ram)。因為閘板可靠性較高，因此在通常情況下，如果安裝空間允許，可以優先考慮采用閘板作為剪切密封裝置。有時SSR還要求具備切割連續油管的能力，SSR作為獨立的設備通常既能提供剪切，又能提供密封。另外也允許通過2個閘板實現SSR的功能，即一個閘板用于剪切連續油管，另一個用于剪切之后的井筒密封。SSR僅作為應急設備或定期測試時使用，在正常修井工具的進、出井過程中是不使用的。在SSR本體或者緊靠SSR的下部，要安裝1個節流壓井側通道( 一個53.39 mm的孔)，當發生緊急井控故障，完成SSR剪切封井之后，通過SSR下面的節流壓井通道進行壓井作業。

2) 下隔離閥(Lower Access Valve,LAV)。球閥或閘閥，通徑基本為187.3 mm(7英寸)，緊挨著SSR安裝的是下隔離閥，下隔離閥是1種全封閉閘板/閥或者球閥，它主要承受其下方的井筒壓力，下隔離閥一般不會要求是雙向承壓的。下隔離閥通常不屬于應急關閉程序的一部分，在應急關閉SSR時，它通常是保持開啟狀態的。通常，在下隔離閥的閥體上，或其緊靠其下部有1個53.39 mm的側入口，這使得對下隔離閥下部空間可以進行壓力測試和壓力監控。通過該側入口還可以對隔離閥下方進行加壓或泄壓，用以安全屏障的測試——正壓測試，或用于確定出井后閥門是否成功關閉的流入測試(inflow-testing)(只要使用適當的壓力，在不影響密封保壓的情況下，確定安全屏障是否關閉成功——如井眼壓力)。井眼穿越設置2道閥門，用以保證合適的井眼安全屏障的數量。

3) 上隔離閥(Upper Access Valve,UAV)。球閥或閘閥，通徑基本為187.3 mm(7英寸)。上隔離閥一般要求是雙向密封的，因為該閥既用作井眼安全屏障承受其下井筒的壓力，也用于修井工具進入井筒之前的壓力完整性試驗，承受其上的流體壓力。在常規修井工具進、出井筒作業過程中，利用上隔離閥進行修井系統的壓力測試，測試成功后，泄放壓力并打開上隔離閥，工具向下進入井筒進行修井作業。在修井工具出井過程中，下隔離閥關閉和負壓流動測試完成確認下隔離閥承壓有效，再啟動關閉上隔離閥，然后在上、下隔離閥之間加壓(因下隔離閥不能承受上部的壓力，因此加壓應該略小于井筒壓力，以防止下隔離閥失效)，對上隔離閥進行壓力測試，確認其密封承壓良好。上隔離閥通常也適用于應急狀態，作為應急工況下，SSR完成剪切封井之后的第2道封井屏障。應急封井的順序是：先關閉SSR，以剪切位于其中的鋼絲等修井工具，并密封井筒，然后啟動關閉上隔離閥。上隔離閥通常并不具備剪切功能，因為修井使用的鋼絲或者連續油管上的張力，會使瞬間剪斷的線纜首先向上彈起，之后鉆臺操作將其快速回收。通常，在上隔離閥的閥體上，或其緊靠其下部有一個53.39 mm(2英寸)的側入口，以便對上、下隔離閥之間的空間進行壓力測試和壓力監控。上、下隔離閥可以制作成同一閥體，這樣可以減小該閥間的法蘭連接所帶來的額外高度和重力。

1.2.3 應急解脫連接器總成(EDP)

因為浮式修井船存在漂移的風險，尤其在中型修井模式下，修井隔水管與水下井口相連接，如果發生修井船的意外持續偏移，將對水下井口的結構安全性產生破壞，因此必須考慮修井隔水管與水下井口應急解解脫的功能需求，這是所有浮式鉆完井及修井裝備都存在的問題。EDP功能設計要求：實現應急情況下，快速解脫功能；可以實現遠程的解脫和再連接；最大允許的解脫角度，根據甲方要求、或設備能力，目前常用的應急解脫連接器的最大允許傾角一般為±10°；需要包含承流閥的功能，以避免應急解脫之后，連接器以上的流體泄放到海洋環境中；正常作業期間，EDP附近需要保持一定的張力，確保緊急情況下能夠順利解脫。

1.2.4 防噴管壓力控制頭組件

在無隔水管的輕型修井模式狀態，實際上就是將傳統的地面鋼絲作業或者電纜作業的井口壓力控制系統安裝到水下。如圖6所示，防噴管(LUB)是由承受高壓的管件，內徑與井口壓力控制包WCP相匹配，通常防噴管的長度為22 m。這個主要取決于入井修井工具的長度，如果修井工具較長，防噴管可以通過加配長短節進行配長，以確保防噴管能夠容納修井工具。因為修井工具在入井之前，需要對壓力控制頭PCH(Pressure Control Head)進行承壓測試，因此介于WCP和PCH之間的防噴管，需要能容納修井工具并對此進行壓力測試，以確保后續打開井筒作業時PCH壓力控制的有效性。防噴管底部與EDP或者WCP相連接，上部與壓力控制頭PCH相連接。PCH主要的功能是提供修井工具進入井筒的通道，同時在鋼絲作業或者電纜作業過程中，對鋼絲或者電纜進行密封承壓，確保正常鋼絲作業期間，井筒壓力的安全控制，也可以實現井下帶壓鋼絲或者電纜作業。

圖6 防噴管和壓力控制頭

1.2.5 典型布置

綜合上述內容，形成水下防噴設備總成的典型布置如圖7所示。

1) 采油樹重入界面工具。H4母接頭和油管掛界面，主通道孔徑187.3 mm(7英寸)，轉接頭側向環空孔徑53.39 mm(2英寸)，并配有2道液控隔離閥。

2) 井口壓力控制包(WCP)。主通道孔徑187.3 mm(7英寸)，自下而上裝配液壓控制SSR、下隔離閥和上隔離閥主安全屏障，及XR連接器下部，每個主安全屏障側面均有53.39 mm(2英寸)側入孔與主通道相通，并各配有兩道液控隔離閥，具有電液控制系統和ROV越權控制。

3) 應急斷開總成(EDP)。主通道孔徑187.3 mm(7英寸)，53.39 mm(2英寸)側入孔與主通道相同，配2道液控隔離閥，并配50.8 mm(2英寸)HRC(液壓接頭)，具有電液控制系統和ROV越權控制。

4) 防噴管壓力控制頭組件(LUB and PCH)。主通道孔徑187.3 mm(7英寸)，具有電液控制能力和ROV越權控制。

圖7 水下防噴設備總成總體布置

2.3 修井隔水管系統

由于功能和作業需求的差異，修井隔水管與鉆井隔水管存在很大的不同。首先，修井隔水管是要求承受高壓的，而鉆井隔水管是不承受高壓的。另外，由于修井作業是在已有的油管或者生產套管內進行作業，一般是服務于鋼絲、連續油管等輕型、中型修井作業，因此修井隔水管的尺寸遠小于鉆井隔水管。修井隔水管與鉆井隔水管在具體的配置需求上存在一定的差異，如表2所示。

表2 修井隔水管和鉆井隔水管的配置差異

修井隔水管系統配置如圖8所示。

圖8 修井隔水管系統配置

1) 修井隔水管單根。隔水管單根(與配長單根)連接作業時，將生產井筒和與環空從水下采油樹或油管掛延伸到地面。其基本功能是完井或修井過程中循環井筒流體，同時為鋼絲繩或連續油管作業提供聯通至生產井筒與環空的垂直通路。修井隔水管與鉆井隔水管不同，由于修井隔水管本身是要承受高壓的，因此修井隔水管具備為節流壓井提供承壓通道的功能，所有一般的修井隔水管都沒有隔水管附屬管線。標準隔水管單根的長度最小值為13.716 m(45 ft)，配長單根長度1.324～12.192 m(5～40 ft)。典型的隔水管采用的是X80管線鋼。

2) 錐形應力短節。錐形應力短節的外剖面呈錐形剖面，以起到類似TLP立管底部的“Stress Joint”應力短節的功能，增強底部總成抵抗隔水管系統底端彎矩的能力，改善隔水管系統和水下井口的受力狀態，通過分析設計實現對整體錐形剖面的形狀和長度的合理設計。一般錐形應力短節總長度8～12 m，內徑保持一致。錐形應力短節一般要求是1個整體的鍛件，有時高等級的合金材料也可能用來制造錐形應力短節，例如采用鈦合金材料，高強度、低彈性模量，以降低隔水管傳遞給水下設備和井口的彎曲載荷。

3) 張力短節。張力短節包括比較短的厚壁短節，外圍有張力環，以便張力器的連接。張力環可以沿著隔水管軸旋轉，使得作業船旋轉不會導致隔水管的旋轉。

4) 伸縮節。伸縮節主要是用于補償浮式作業船隨波浪升沉對隔水管引起的沖擊載荷，這在半潛式鉆井平臺的隔水管配置中是比較常見的。但是修井隔水管的質量和尺寸較小，因此有時為了提高作業效率，基于鉆機的補償系統實現隔水管的軸向運動補償也是比較常見的，所以修井隔水管有時候并不需要配置伸縮節。

3 典型修井作業程序

3.1 準備工作

1) 連接水下防噴設備總成和修井隔水管修井系統，試壓。

2) 修井隔水管內泵入壓井液，打開采油樹的AAV(環空進入閥)、XOV(轉換閥門)、AMW(生產主閥)，將油管掛堵頭以下的油氣壓入井下安全閥以下或者壓回地層，關閉井下安全閥。

3) 關閉采油樹的AAV、XOV、AMW。

4) 鋼絲作業回收油管掛內的2個堵塞器。

3.2 修井工具進入井筒作業

1) 修井工具進入WCP之前，關閉WCP的LAV(下隔離閥)，測試鋼絲作業或連續油管作業裝備壓力完整性。

2) 打開LAV，修井工具進入井下，進行修井作業。

3.3 回收工具結束作業

1) 起出修井工具至井下安全閥以上。

2) 關閉井下安全閥。

3) 繼續起出修井工具至WCP以上。

4) 關閉LAV(下隔離閥)，UAV(上隔離閥)。

5) 循環隔水管內的修井工作液體。

6) 繼續起出修井工具。

7) 安裝油管掛的2個堵塞器，并試壓。

8) 打開安全閥，打開采油樹的生產閥。

9) 解脫回收水下防噴設備總成和修井隔水管修井系統。

3.3 作業風險及控制措施

3.3.1DP定位失效

1) 船舶定位失效，啟動應急解脫程序。

2) 水下SCM按照預設的解脫程序，啟動系列動作，關閉WCP的SSR，剪切位于其中的鋼絲或連續油管，緊接著關閉UAV。

3) 應急解脫連接器解脫，保留WCP在井口，并有2個閥(SSR和UAV)處于關閉狀態。

3.3.2 井筒井涌

1) 如果連續油管在井筒內，關閉地面的防噴器系統，進行壓井作業。

2) 如果鋼絲在井筒內，關閉地面的防噴器，回收鋼絲出WCP，關閉LAV、關閉AAV。

3) 打開地面節流壓井管線，釋放修井隔水管內的壓力。

4) 修井隔水管內替換為壓井液。

5) 打開LAV下面的53.39 mm(2英寸)節流壓井通道，引導修井隔水管內的壓井液將井涌流體壓回地層。

4 結論

1) 水下防噴設備總成是修井系統的關鍵裝備，安全屏障設計需要結合修井作業工況，設計2道以上的可驗證的安全屏障，以確保在不同的修井階段，以及在應急解脫、井涌期間對井筒壓力的有效控制。

2) 與傳統的鉆井水下防噴器系統(質量300 t左右，高度15 m左右)相比，輕型和中型修井水下井口壓力控制系統整體質量較輕，為30～80 t，高度5 m左右。輕型和中型修井模式，可以顯著降低水下井口的彎矩載荷，減小修井作業對水下井口的疲勞損傷。

3) 與基于半潛式鉆井裝備的重型修井模式相比，輕型和中型修井可以依托單體工程船進行修井作業，作業時效、機動性及成本方面優勢明顯。以中海油田某深水半潛式鉆井裝備和單體工程船相比，單體船作業日費可以節省50%。

4) 隨著我國南海越來越多的深水油氣田投入開發，基于單體工程船的輕型和中型修井作業模式，由于其成本低，響應效率高等優勢，在深水油氣井修井、棄置及增產作業等方面的應用前景廣闊。