南海深水钻井表层导管喷射作业实践

陈彬，刘正礼，罗俊丰

姜清兆，王跃曾（中海石油（中国）有限公司深圳分公司，广东 深圳 518067）

LH29－2－A井、LW6－1－B井、BY13－2－C井以及 LW21－1－D超深水井是中海油在南海布置的首批自营深水井，也是国内自主设计建造的第六代深水半潜式平台海洋石油981（HYSY981）承钻的第一批井。这4口井的914.4mm表层导管全部采用喷射钻井方式下入，导管喷射施工获得成功，在后续作业过程中井口无下沉失稳现象，为我国后续深水井表层钻井作业积累了宝贵的作业经验。

1 作业准备

1.1 前期的科学设计

环境条件和地质灾害分析：作业者经过大量勘探、研究工作获取了施工区域环境条件和地质灾害分析资料，根据地质信息、土壤资料及导管强度校核，确定了导管喷射钻进的入泥深度及井口头出泥高度。对浅层气、浅层水等地质灾害和施工环境进行了详尽的分析和验证。

喷射钻井设计：包括水下井口结构、导管串结构及强度校核、钻具组合、钻头伸出导管鞋外的距离、井口头出泥高度、钻井参数和施工程序等。

1.2 周密的后勤准备

导管的准备和切割：在陆地钻前准备工作期间，作业者组织钻井监督、定向井工程师、井口工程师等相关人员对914.4mm导管长度进行精确测量，根据钻井设计和钻具配长在陆地完成导管鞋的切割和预处理。

配长接头：准备用于钻具配长的各种长度的接头、钻铤等工具共计40多件。

泥浆类型、泥浆材料：准备足够的稠浆泥浆以清洗井眼和应急压井，准备大量加重泥浆材料以应对意外钻遇浅层气、浅层水流时采取动态压井钻进。

1.3 现场精细准备

喷射钻具预接：在下导管前，将钻具组合预接并立于钻台，完成对导管、钻头的各种标记标示。

钻井设备检查：对顶驱、钻井绞车等各类关键设备进行检查，排除一些潜在的隐患，确保设备运转良好。

钻柱井口配长：根据水深及喷射导管深度，做好钻柱的井口配长，尽量减少喷射期间停泵接立柱时间和接立柱次数。

井口定位：平台到位后，根据设计初步确定水下井口位置。水下机器人（ROV）放置井口定位标。

2 风险分析及防范措施

2.1 导管倾斜度控制

风险分析：导管倾角过大，可能导致后期水下防喷器（BOP）、采油树等和井口之间的密封、安装存在问题；也可能导致下套管等大尺寸工具遇阻等复杂情况。按照钻井作业标准，导管倾斜角宜控制在1.5°以内。

防范措施：避免在风浪大、潮涌大的情况下进行喷射钻进作业；开钻前确保牛眼读数小于0.5°；前10～20m尽量采用低钻压钻进、稍高排量钻进，避免在软地层过多活动钻具；整个喷射钻进过程中保持钻压最大不高于80%入泥钻具和导管的浮重［1］。

2.2 导管黏卡

风险分析：导管卡钻导致导管报废、井位报废。

防范措施：确保所有设备、钻井工具处于良好的状态；喷射钻井期间，司钻始终保持井下管串处于可活动状态，严禁管串长时间静止，防止吸附卡钻；向下喷射钻进时，如果机械钻速（ROP）较低，应考虑及时活动井下管串；密切关注上提、下放管串摩阻的变化。如果摩阻接近或大于钻进所需钻压，活动导管串直到摩阻降低再继续钻进；在土壤强度可承受的情况下（无导管外窜流），尽量采用大排量钻进；准备足够的稠浆，定期采用稠浆清扫井眼，防止沉砂卡钻；接立柱前先用稠浆清洗导管与钻具环空，充分活动井下管串后，再快速接立柱，减少接立柱时间。

2.3 导管外窜流

风险分析：井口报废；导管倾角大；导管下沉。

防范措施：开钻时采用低排量钻进，连续不停地将导管迅速下入地层，直至有钻压显示；当有钻压显示后，根据入泥深度逐渐提高排量；ROV监测井口附近海床是否有窜槽的预兆现象出现；若有窜流，则降低排量，加大钻压将导管迅速下入；如果窜流厉害，井口周围明显坍塌，则拔出导管，在备用井眼重新喷射钻进。

2.4 导管堵塞

风险分析：无法继续喷射钻进；导管倾角大。

防范措施：防止沉砂阻塞导管内部；采用大尺寸钻头防止钻头偏斜，一般钻头尺寸不能小于1／2导管直径；导管内采用大的扶正器协助钻具居中；确保钻压不超过80%入泥导管和钻具的浮重；严禁不开泵下压管串。

2.5 导管下沉

风险分析：无法进行后续的下BOP及完井作业；重新喷射；井口报废。

防范措施：喷射钻进到泥线下40m左右时，如果发现地层仍很软，降低排量钻进；距设计井深3～5m时，降低排量至最低许可排量（2000L／min）钻进至设计井深；保持管串静止、处于拉伸状态，静止吸附4h或更长，逐步释放拉力，检查管具的吸附情况；重复检测，直到释放掉全部入泥导管和钻具的浮重。

3 深水钻井表层导管喷射实例

2012年3月，中海油自营深水钻井项目正式实施，在不同深水区域先后成功钻探LH29－2－A井、LW6－1－B井、BY13－2－C井以及LW21－1－D井等，这些井的喷射钻井作业都顺利安全实施，为预防导管下沉，水下低压井口头上都安装了泥面支撑板（MudMat）。这4口井的表层导管喷射钻井参数如表1所示。

表1 4口自营深水井的表层导管喷射钻井参数

3.1 喷射钻具组合

根据导管实际长度和钻头伸出导管鞋外距离0.1～0.2m要求设计钻具组合。典型的钻具组合结构为：0.66m牙轮钻头＋泥浆马达（0°弯角）＋浮阀接头（无孔阀芯）＋ 随钻电阻率测井仪（LWD＿ARC9）＋Telescope 900NF＋0.24m短无磁钻铤＋扶正器＋3根0.24m钻铤＋转换接头＋0.2m钻铤＋0.2m液压震击器＋送入工具（上、下两部分）＋2根0.2m钻铤＋转换接头＋10根0.17m加重钻杆＋0.17m加强钻杆至地面。典型的喷射钻具组合如图1所示。

图1 典型的喷射钻具组合图

3.2 导管钻具称重

作业前需对导管、钻具称重3次。第1次是导管、钻具空气重量，在接导管、组合钻具时称得，主要验证理论计算的钻压是否可行。实际稍小于理论计算则计划的钻压参数可行，如果比理论大则需要以实际为准重新计划钻进钻压。第2次是导管、钻具入水后的总浮重，为喷射钻压制定和以后释放导管重量提供依据。第3次是正式喷射钻进以前称得所有钻具的浮重，为导管吸附和释放导管做好准备。

3.3 钻压控制

钻进过程中，控制钻压不超过入泥导管浮重的80%。最大钻压不超过导管和钻具总入泥浮重的80%。喷射期间保持ROV监测导管送入工具（CADA）上的标识，若有异常，应立即停泵检查。

3.4 排量控制

按照设计，在前20m逐渐将钻井排量提升至最大。实际施工过程中，由于上部地层偏硬，钻速一直很慢，实际排量提高很快，同比之下，提前约8m就达到设计最高排量。

3.5 倾角检查

开钻前检查牛眼读数，确保导管倾角低于0.5°。喷射钻井过程中，需检查导管倾角，相对于初始牛眼度数，倾斜角最大只能增加1°。若倾角大于1.5°则需要通过移动船位、活动钻具等措施降低倾角，严重情况下需另寻井位重新开钻。喷射钻进结束，核实导管最终倾角。

3.6 时效分析

在不占用钻机的情况下对喷射钻井作业进行充分的准备，4口井从组合钻具作业开始到进行下部井眼钻进所占用的钻机时间分别只有1.40、1.52、1.36、1.2d，高效作业满足了深水作业的特殊要求。

4 结论

1）施工前期周密计划、精心准备是有效识别深水作业风险、确保导管喷射钻井成功的重要因素。

2）深水导管喷射钻井技术能够有效地回避深水钻井风险、克服深水钻井容易出现的问题，达到节约钻机占用时间和成本的目的，具有推广应用的价值。

［1］唐海雄，罗俊丰，叶吉华，等 .南海超深水喷射钻井导管入泥深度设计方法 ［J］.石油天然气学报（江汉石油学院学报），2011，33（3）：146～151.

［2］徐荣强，陈建兵，刘正礼，等 .喷射导管技术在深水钻井作业中的应用 ［J］.石油钻探技术，2007，35（3）：19～22.