深水钻井送入管柱技术及其发展趋势

周俊昌， 付英军， 朱荣东

(中海石油(中国)有限公司钻完井技术管理部，北京 100027)

近年来，深水油气勘探开发不断升温，深水钻井的工作量也越来越大。随着海洋石油981、南海8号、南海9号等深水半潜式钻井平台相继投入南海深水勘探作业，标志着我国海洋石油钻井作业领域实现了由浅水向深水的跨越。近期，国外和南中国海深水钻井过程中都发生过因送入管柱失效导致的井下故障，甚至造成井眼报废的严重后果。目前，我国的深水钻井作业还处于起步阶段，对送入管柱的研究仅限于一些理论分析，缺乏实际应用经验，国外对送入管柱设计的报道较多，但对其力学分析的也比较少。从全球范围内看，我国南海地区的深海海洋环境条件(主要包括台风、土质等)最为恶劣，因此有必要对送入管柱进行负载力学特性分析。笔者针对南中国海深水表层钻井作业出现的复杂情况，在分析送入管柱在表层钻井作业中的负载力学特性的基础上，建立了符合现场实际情况的送入管柱校核力学模型，并在实际深水钻井中进行了应用；同时，基于南中国海及国外深水钻井送入管柱的使用情况，在进行大量对比分析的基础上，指出了送入管柱制造技术发展的趋势。

1 深水表层钻井工艺技术分析

深水钻井与陆地及浅海钻井的主要差别在于工艺技术不同，集中体现在深水表层无隔水管段钻井过程中，一旦完成表层段钻井、表层套管下入和固井并安装防喷器组建立井口后，其后的钻井工艺与陆地和浅水钻井基本相同。表层钻井这些关键作业都要用专用钻柱(称为送入管柱)进行施工。

1.1 表层导管安装

深水表层导管(也称为结构管)是整个深水井建井过程中安装的第一层套管，通常采用φ914.0或φ762.0 mm套管，为其后的所有套管、海底防喷器组及将来生产用的水下采油树等提供结构支撑[1-4]。目前，利用喷射下入方法进行表层导管安装已是全世界深水钻井作业的通用做法，其主要特点是不进行固井作业，靠导管与土壤之间的附着力来固定导管。采用这种方法，省去了固井作业环节，避免了固井时的井漏问题，同时一开和二开采用同一套钻具组合，节省了一趟起下钻时间，提高了作业效率，降低了钻井成本。但是由于这种作业方法不进行固井作业，靠土壤吸附力来承载导管重量，存在导管下沉的风险，一旦发生导管下沉，必须通过过提送入管柱来进行处理。因此，在设计阶段必须确定好送入管柱的合理过提量。在墨西哥湾、巴西和西非等深水钻井过程中，都发生过因送入管柱过提能力不够导致无法处理井口下沉的情况，最终导致井眼报废[5]。

1.2 表层无隔水管段钻井

在完成深水导管安装后不需起钻进行固井作业，采用连续钻进工具(简称CADA)直接进行下一井段的钻井作业，即无隔水管段钻井作业。在无隔水管旋转钻进期间，由于缺乏井壁的支撑和钻井液黏附力的作用，且海流和波浪容易造成平台-送入管柱系统振动较为强烈，因此有必要确定合理的机械转速，避开共振的临界转速，从而减少钻柱的振动。现场作业时井下MWD经常无法正常上传信号，证实了这一现象。

1.3 表层套管的下入

由于深水表层套管的尺寸较大(通常为φ558.8或φ508.0 mm)，套管柱的重量非常大，必须使用专用送入管柱进行下套管作业，且高压井口头坐挂在低压井口上井口有下沉的风险，必须利用下入管柱重新将全部导管和套管提出，送入管柱承受的载荷非常大，而且由于是无隔水管作业，送入管柱暴露于海水中，还必须承受海浪和海流的动载作用，管柱在高拉伸载荷和横向动载荷的复合作用下很可能发生断裂、脱扣以及疲劳失效。因此，在设计阶段必须对送入管柱承受极限拉伸载荷条件下的强度进行校核计算，并评估其作业安全余量，为现场作业提供合理依据。

2 深水钻井送入管柱设计方法

2.1 送入管柱极限载荷计算模型

根据前述分析，常见的导管下沉有2种情况：一种是喷射安装完成后下沉，需要用送入管柱上提吸附，由于吸附时间不够，土壤承载力恢复不够，导致无法对导管柱形成有效支撑；另一种是下表层套管时，表层套管的套管头坐入导管头之后，固井之前循环清洗井壁时浮力下降，导管因承载力不足而发生井口下沉，这种情况需要将套管连同导管一同提出，在上提过程中，导管受到的地层摩阻力较大，送入管柱受到非常大的极限拉伸载荷[6]，如图1所示。

根据前述分析，结合图1，极限载荷计算模型为：

Fmax=Bf(w1+w2+w3+w4+w5)+fmz

(1)

式中：Fmax为送入管柱承受极限拉伸载荷，kN；Bf为管柱在海水中的浮力系数；w1为导管柱重量，kN；w2为表层套管重量，kN；w3为井口头重量，包括高低压井口头重量和Mudmat重量，kN；w4为固井管

图1 表层套管固井工况示意Fig.1 Cementing surface casing diagram

柱中的水泥浆重量，kN；w5为送入管柱本身的重量，kN；fmz为上提过程中地层对导管的侧向摩擦力，kN。

fmz和土壤的性质、导管尺寸、吸附时间等因素有关，关于深水钻井导管和土壤相互作用的计算分析涉及到大量非线性计算，国内外不少学者都进行了大量研究，存在很多争议和不确定性。但是在井口下沉的短时间内，导管与地层之间的瞬时摩阻力最大不超过导管及管内钻具组合的总浮重，否则就不会发生井口下沉,因此可以用下式计算地层对导管的摩阻力：

fmz=Bf(w1+w2+w3)

(2)

2.2 送入管柱卡瓦挤毁载荷计算模型

从以上分析可以看出，无隔水管作业送入管柱负载的一个显著特点就是承受高拉伸载荷。T.Vreeland Jr用试验的方法证实，随着拉伸载荷的增加，管柱的抗挤和抗扭额定载荷都会降低，在高拉伸载荷作用下更容易发生卡瓦挤毁管柱事故[7]。因此，卡瓦挤毁为送入管柱作业的重要限制因素，在进行送入管柱设计校核时必须考虑卡瓦挤毁限制。

目前,钻井行业常用的计算卡瓦挤毁载荷模型是Reinhold-Spiri模型(以下称R-S模型)[8]：

(3)

式中：σyp为钻杆材料的最小屈服强度，MPa；do为钻杆外径，mm；di为钻杆内径，mm；A1为钻杆的横截面积，mm2；AL为卡瓦与钻杆的接触面积，mm2；K为横向载荷系数，与摩擦系数和滑脱角有关；Fa为卡瓦挤毁载荷，kN。

但最近的现场测试表明，在拉伸载荷作用下钻杆本体材料的初始屈服值要比R-S模型预测值小20%左右[9]，使用R-S模型无法对钻杆抗卡瓦挤毁能力作出保守的评价。此外，近年来新型高性能卡瓦和无卡瓦下入系统的出现[10]，表明卡瓦制造商和设备供应商对卡瓦挤毁机理有更清醒的认识，但目前仅限于公司内部测试报告，其测试结果一般是不公开的。在认识到R-S模型不足之后，U.B.Sathuvalli 等人[5]详细分析了卡瓦-钻杆之间相互作用的机理，基于卡瓦-送入管柱的载荷分布函数，利用厚壁圆筒理论Lame方程、卡氏定理、梁柱理论和第四强度理论等相关力学理论,推导出了预测卡瓦挤毁载荷的新模型(以下称修正模型)：

(4)

式中：Fa,mod为修正后的卡瓦挤毁载荷，kN；Kmod为修正的横向载荷系数，与钻杆、卡瓦的几何形状及接触状态有关。

3 实例分析

LW6-1-1井是我国南海深水区域自主作业的第一口深水井[11]，井位水深1 500.8 m，属于超深水井，面临着深水钻井具有的诸多风险和挑战，尤其是深水无隔水管钻井阶段，要求在设计阶段做好深入细致的计算分析研究，对比分析西方大力神平台和海洋石油981平台上送入管柱的抗卡瓦挤毁性能，分析送入管柱下送套管的安全性；对比分析2种送入管柱处理井口下沉情况的能力。

3.1 管柱数据

1) LW6-1-1井无隔水管段钻井涉及的管柱数据见表1和表2，由于设计时考虑将南海常用的φ149.2 mm送入管柱作为备选之一，因此需要进行对比计算分析。

表1海洋石油981和西方大力神平台上的送入管柱参数

Table1ParametersoflandingstringsusedintheplatformHYSY981andWestHercules

参 数ϕ168.2 mm送入管柱(海洋石油981)ϕ149.2 mm送入管柱(西方大力神)外径/mm160.96141.6内径/mm131.7111.1壁厚/mm14.6315.24横截面积/mm26 725.86 053.3线重/(N·m-1)777.63697.27抗拉强度/kN6 267.845 627.70抗扭强度/(kN·m)215.96185.80抗外挤强度/MPa153.75192.47抗内压强度/MPa162.03181.00接头规格ϕ168.2 mm贯眼(8.5×4.75)ϕ139.7 mm贯眼(7.625×3.375)接头拉伸强度/kN8 090.07 557.9接头抗扭强度/(kN·m)180.20104.33

表2LW6-1-1井φ914.4mm导管和φ508.0mm套管性能参数

Table2Performanceparametersofφ914.4mmconductorandφ508.0mmsurfacecasinginWellLW6-1-1

管柱类型外径/mm内径/mm壁厚/mm线密度/(kg·m-1)长度/m重量/kNϕ914.4 mm导管914.4863.625.4555.181.5443.4ϕ508.0 mm套管508.0466.720.6247.7461.01 119.1

2) φ660.4 mm井段钻至设计井深后，用密度为1.3 kg/L的垫浆替满井筒，防止井壁垮塌。

3) φ508.0 mm表层套管固井水泥浆密度为1.58 kg/L。

4) 选用的是Varco SDXL钻杆卡瓦,卡瓦接触长度为457.2 mm，考虑到卡瓦背和转盘面之间常加润滑剂，在计算中摩擦系数μ取0.08。

3.2 设计方法

采用文献[12]中的安全系数法(抗拉安全系数=1.3)、拉力余量法(过提500 kN)和卡瓦挤毁载荷模型(式(3)和式(4)),分别计算送入管柱下送表层套管时的拉伸载荷。需要注意的是，钻杆的拉伸载荷决不能超过其拉伸极限载荷的90 %。

采用极限拉伸载荷计算模型(式(1))来分析送入管柱处理导管下沉的能力和安全性。

3.3 计算结果分析

图2和图3给出了不同尺寸送入管柱采用不同计算方法求出的拉伸载荷曲线，并给出了用常规计算方法计算出的载荷曲线。由图2和图3可以看出，用送入管柱卡瓦挤毁修正模型计算出的φ168.2 mm和φ149.2 mm钻杆的最大拉伸载荷分别为3 234 kN和3 136 kN，而用其他设计方法计算出的最大拉伸载荷虽然小，但实际的最大拉伸载荷与最大许用拉伸载荷基本接近，反之说明设计出的送入管柱更安全。因此在下套管作业时，必须考虑卡瓦挤毁限制，可以依据修正模型(式(4))进行设计。

图2 不同设计方法下φ149.2 mm送入管柱轴向载荷分布Fig.2 The axial load distribution of φ149.2 mm landing string with different design methods

图3 不同设计方法下φ168.2 mm送入管柱轴向载荷分布Fig.3 The axial load distribution of 6-5/8in landing string with different design methods

表3给出了不同尺寸送入管柱在下送表层套管过程中的拉伸载荷安全余量对比。由表3可以看出，海洋石油981平台的φ168.2 mm送入管柱相对于西方大力神平台的φ149.2 mm送入管柱，其安全余量和安全系数要大一些。

表3 考虑卡瓦挤毁条件下的拉伸载荷及过提量

表4给出了不同尺寸送入管柱处理导管下沉的安全系数。由表4可以看出，φ168.2 mm送入管柱相对于φ149.2 mm送入管柱来说是比较安全的，该井若采用φ149.2 mm送下入管柱进行作业也可以，因为目前国际上还没有统一的设计安全系数标准，国外几大公司通常采用1.10的安全系数。另外，还可以看出,该井如果选用常规钻杆进行作业，有导致井眼报废的风险。

表4不同尺寸钻杆处理导管下沉的安全系数

Table4Safetyfactorsofhandlingconductorsinkwithdifferentsizesofdrillpipe

管柱类型承受极限拉伸载荷/kN许用拉伸载荷/kN拉伸安全系数ϕ149.2 mm送入管柱4 003.35 064.91.26ϕ168.2 mm送入管柱4 109.95 641.11.37常规ϕ149.2 mm钻杆3 667.83 087.00.84常规ϕ139.7 mm钻杆3 554.72 878.20.81

注：采用最大壁厚和最高钢级S-135的常规φ149.2 mm和φ139.7 mm钻杆进行比较。

4 深水钻井送入管柱发展趋势

近年来，为解决深井超深井以及大位移井钻井中的钻具失效问题，国外提出了在大位移井、深井及超深井中使用非钢质钻柱(合成碳纤维、钛和铝)的想法[13-15]，主要用来减小钻柱的扭矩和拉伸载荷。用于制造钻杆的每种材料都已经开展过研究，且以不同次数使用过，并取得了不同程度的成功，如在南中国海惠州区块6口大位移井钻井过程中使用铝钻杆，成功解决了扭矩大和套管磨损的问题。但在深水钻井送入管柱的产品设计中，目前普遍采用的是高强度钢材料技术。目前，市场上已经有钢级为 Z-140、V-150和UD-165 的新型高强度钻杆。与 S-135 钢级钻杆相比，这3种钢级钻杆的强度分别提高了4 %，11 %和22 %(见表5)，但成本却与之相差不多。

表5 高强度钢级钻杆与API标准钻杆性能比较Table 5 Performance comparison of high-strength DP and API standard DP

注：1)均指相对于S-135钢级钻杆的数值。

除采用高强度钢级材料外，另外一个趋势是将高强度钢的冶金技术应用到非标准尺寸钻杆中去，对钻杆新的重量标准和新的尺寸进行优化设计。因为标准钻杆和工具接头采用高强度钢材料，虽然能提高它们的承载能力,但并不能改进重量和水力方面的限制条件。最近，报道了一种φ149.2 mm XR新型钻杆。这种新型钻杆不仅减少了水力损失，还可提高大位移井、深水井及超深井等大直径井段的钻井效率。此外，还为新型钻杆专门开发出一种高扭矩 XT-57 钻杆接头，其外径为φ177.8 mm，便于在φ244.5 mm套管或φ215.9 mm裸眼井段内进行打捞作业。1999年7月,墨西哥湾的一个项目首次应用了φ149.2 mm钻杆，提高了钻井速度，明显地缩短了钻井周期。目前，这种钻杆已经在南中国海、墨西哥湾、特立尼达岛远海及怀俄明州海域进行了成功应用。

钻杆新技术快速发展的另一个焦点集中在钻杆连接技术上，第一代和第二代大扭矩连接头已应用了几年，第二代大扭矩接头也已经成为大位移重点井的标准选择。最近，一种新型高性能旋转台肩连接在超深井和其他难度较大的钻井中得到应用。它属于第三代双台肩连接，并且引入了几个创新功能：

1) 在第一代旋转台肩基础上，引进了双导入或双启动螺纹旋转台肩连接。上扣和卸扣的时间缩短了50%，大大提高了起下钻的速度。目前深水钻井船的日租费用非常高，这种设计能提高钻井效率和成本效益。此外，同单导入螺纹连接相比，双导入螺纹连接配置提高了连接的抗扭强度。

2) 第三代双台肩连接是在超高强度钻具接头锻件上加工而成的，该锻件的最小屈服强度为896 MPa，而标准钻具接头的屈服强度为827 MPa，所以进一步提高了抗扭强度，降低了钻井过程中的风险。

3) 新型连接固有的高抗扭强度使其结构设计具有流线形，这样接头处就可以获得较大的内径，从而获得良好的水力性能。这对于钻超深井、大位移井和深水井来说是非常关键的。

4) 新型高强度钻杆接头加硬涂层可以保护工具接头避免过度疲劳，减小对套管或隔水导管的磨损，降低钻杆与井眼间的摩擦系数，以降低作用在钻杆上的扭矩与阻力，使钻杆的疲劳寿命达到最大。

目前，中海油在深水钻井作业中已经采用的送入管柱见表6，每种类型的送入管柱都有各自的技术特色，涉及到大尺寸、超高钢级、非标准尺寸等。

Devon公司2003—2009年期间深水探井送入管柱的使用情况见表7。从表7可以看出，在水深超过2 000 m的海域，目前主要选用的是厚壁φ168.2 mm钻杆作为送入管柱。水深越深，对送入管柱的强度要求越高。

表6中海油深水钻井项目选用的送入管柱类型及与普通钻杆性能的对比

Table6PerformancecomparisonoflandingstringusedinCNOOCdeepwaterdrillingprojectandcommonDP

钻杆类型外径/mm壁厚/mm钢级拉伸极限/kN备 注ϕ168.2 mm送入管柱(海洋石油981)168.214.63S-1356 268拉伸载荷大,但占用立根盒重量ϕ149.2 mm送入管柱(西方大力神)149.215.24S-1355 628较常见ϕ127.0 mm送入管柱(Jasper平台)127.015.24V-1505 258拉伸载荷相对较小,但节约立根盒重量ϕ149.2 mm普通钻杆149.28.43S-1353 434不作为送入管柱使用ϕ139.7 mm普通钻杆139.710.54S-1353 198不作为送入管柱使用

表7 Devon公司2003—2009年期间深水探井送入管柱使用情况Table 7 Landing strings used in Devon's deepwater exploration well from 2003 to 2009

5 结论及建议

1) 深水钻井中送入管柱负载特性是高拉伸载荷、低扭矩，鉴于管材在高拉伸载荷条件下易被挤毁，在送入管柱设计时必须考虑卡瓦挤毁限制因素，卡瓦挤毁载荷修正模型更加适用于深水高风险的井，可以作为设计深水钻井送入管柱的依据。

2) 在深水送入管柱设计过程中,必须考虑将处理导管下沉情况下管柱承受的极限拉伸载荷作为设计依据，才能合理确定送入管柱的安全作业窗口，为现场应急事故处理提供指导。

3)水越深，对送入管柱的强度要求越高，且送入管柱尺寸越大，安全余量和安全系数越高；水深超过2 000 m的海域，建议选用尺寸φ168.2 mm以上的厚壁钻杆作为送入管柱。

4) 超高强度钢质钻杆、更加优化的非标准尺寸钻杆以及第三代双台肩连接钻杆接头技术,是深水钻井送入管柱发展的方向和趋势。

5) 由于送入管柱还需用于深水表层的旋转钻进作业，而在开放的海水中缺乏井壁约束和钻井液黏附力的作用，管柱振动剧烈,建议开展深水表层钻井条件下送入管柱的动力学特性分析，确定合理的机械转速，避开共振的临界转速，减少钻柱的振动。

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