海上深水井表层优快钻井技术研究

黄懿强 陈 彬 严 德 张冠洪 刘保波

（中海石油（中国）有限公司深圳分公司，广东 深圳 518054）

0 引言

表层作业是深水钻井与浅水钻井的最大区别，深水表层作业周期至少占全井周期的1/4，且随水深的增加而增加。水深1 500 m 以内的井，表层作业周期占全井作业周期的1/4～1/3。水深超1 500 m的超深水井，表层作业周期占全井作业周期高至2/5。深水表层建井作业主要包括浮式平台动力定位、表层导管下入及水下井口系统安装、二开井眼作业，以及隔水管下入和水下防喷器系统安装。隔水管系统、水下井口是深水钻井的关键因素，也是整个系统安全的薄弱环节，某作业者在南海曾发生过水下井口下沉、隔水管断裂、平台失控、防喷器落海等重大安全事故。如2006年8月，某深水平台在躲避台风撤离期间发生隔水管断裂事故，导致52根隔水管以及防喷器组落海，影响作业时间近1 个月。2009 年9 月，由于对台风的认识不足，某深水平台钻井隔水管系统在悬挂避台航行期间，隔水管底部总成与海底发生碰撞，损失了50 d 的作业工期。

1 表层钻井面临的挑战

针对南海深水钻井作业情况，表层作业面临的主要挑战有3 个方面：一是环境方面，包括海洋环境、海底地质条件和水深大小；二是技术方面，包括浮式平台动力定位、水下井口稳定性和隔水管系统作业安全等；三是装备方面，主要是大型且复杂的浮式平台、隔水管以及水下防喷器组等。本研究重点介绍环境方面的挑战，具体有以下3个方面。

1.1 南海恶劣的海洋环境

风浪流是海上作业面临的主要海洋环境，浮式平台受其影响会发生前后左右摇动、上下升沉以及漂移等位移活动，这给平台定位能力、隔水管及水下井口系统抗环境能力、表层导管送入、起下隔水管防喷器组作业带来了较大的挑战。尤其是在冬春季风期，持续的季风环境，给现场作业带来了供应船无法靠泊、吊机无法作业等问题。

南海海洋环境恶劣，台风、内波流频发，前期在南海作业时因对台风规律和强度认知不足，发生了多起重大险情[1]。根据广东气象台的统计，每年南海遭遇台风概率比较大的月份是6—11 月，其中9月份的概率达到了19.04%，冬季台风概率相对小（见图1）。南海台风有两种生成路径，分别是从西太平洋经菲律宾岛进入的“洋台风”和在南海海面上生成的“土台风”。深水作业遭遇台风时，需要更长的井眼处理及关井时间，且水下设备多且复杂，具有极高的风险。

图1 南海台风生成概率统计图

内波流，又称为孤立内波，是一种不连续的波浪形式，突发性强、冲击载荷大。虽然几乎全球的大陆边缘海和海脊附近都存在内波流，但南海的内波流是全世界有记录以来规模最大的，是南海深水钻井需要应对的一种棘手的海洋环境挑战[2]。内波流产生的巨大突发性冲击载荷会造成浮式平台瞬间漂移距离过大、隔水管张力绳损坏以及井下事故等复杂情况。

1.2 疏松的海床条件

海床条件主要是指海底高压低温环境、不稳定的海床以及浅层地质灾害。受水体自重及阳光遮蔽作用，水深增加，海床处水压增加、温度降低，通常水深大于900 m 后，水温将低于5 ℃，在这种情况下，容易在水下防喷器和水下井口系统处形成天然气水合物，堵塞流体通道。此外，海底低温会造成钻井液流动性和固井水泥浆强度变差的情况。

随着水深的增加，海床处土质含水率增加、抗剪强度降低，加之南海深水井位主要处于大陆坡架处，容易导致井位处海床坡度大，有滑坡等海床不稳定风险。疏松的海床给表层导管入泥深度设计和水下井口稳定性带来了不小的技术挑战，如果设计不合理，将增加水下井口下沉失稳的风险。

浅层地质灾害主要指浅层气、浅层水流和水合物，由于埋深浅，通常在海底泥线以下1 000 m 的范围内，是深水表层建井作业的高危风险，一旦钻遇轻则井眼垮塌、井筒报废，重则引起大的井控事故。深水钻井作业时，会通过井场调查尽量避免在浅层地质灾害区域作业，无法规避时，需要通过工程船预先钻探小井眼的方式进行风险识别和释放。

1.3 巨厚水深

水深的增加给深水表层建井作业带来了一系列的问题，同时也是体现深水钻井特点的关键。《海洋钻井手册》中规定作业水深超过500 m 为深水井、水深超过1 500 m 为超深水井。水深的增加需要长的隔水管段和大重量的防喷器系统，这就增加了浮式平台的负载；起下隔水管/防喷器系统、起下钻时间增加，增加了整体的作业时间；对隔水管张力器、水下井口、水下机器人等设备的要求更高。此外，对于在次深水区（300～500 m）作业的浮式平台而言，将增加动力定位管理难度。

2 主要关键技术及应用效果

为应对深水表层建井作业时遇到的技术挑战，从保障作业安全和提高作业效率角度出发，基于技术调研、理论分析和自营深水作业实践，形成了深水浮式平台动力定位技术、深水表层导管喷射设计及作业技术和深水二开大参数钻井技术，实现了深水表层安全高效建井的目标。

2.1 深水表层导管喷射设计及提速技术

表层导管喷射钻井工艺通过组合钻具和表层导管的方式，在钻头喷射钻孔的同时下入表层导管，且表层导管下入至一开设计深度后，钻具组合能与低压井口头上的送入工具解脱，继续进行二开井眼钻进作业。该工艺相比常规钻孔后下入导管再固井的方式，避免了在海水中多趟起下钻作业，大幅度提高了作业效率，且避免了在海底低温和海床疏松的条件下进行导管固井作业，在深水建井作业中具有很好的适用性［3］。南海自营深水作业中，创新采用以508 mm×339.7 mm 复合套管代替508 mm表层套管和339.7 mm 技术套管的井身结构优化方案，减少了一层套管，大幅度节省了工期和费用。针对优化后的井身结构方案对水下井口稳定性带来的下沉和失稳的风险，进行了设计和作业优化研究。设计方面是基于最危险的作业工况进行导管入泥深度设计，这个最危险的作业工况是二开套管固井水泥浆达到井眼底部时的情况，此时水下井口承担的轴向荷载最大，导致井口下沉风险最高。因此，根据此二开套管固井最危险工况确定表层导管安全入泥深度。作业方面是基于最危险工况的大钩悬重作业动态控制技术，根据表层套管固井前循环和泵注水泥浆作业流程，分析施加在井口的径向载荷变化情况，制定表层套管固井期间大钩悬重动态控制模板，通过实时调整固井大钩悬重，避免增加的径向载荷作用到井口上，提高了水下井口的稳定性。此外，通过采用大排量参数进行表层导管喷射作业、适当增加喷射时钻头伸出量以及提高导管上下活动频次和幅度等措施，实现了深水表层导管喷射的提速增效。

近年来南海自营深水井表层导管喷射作业数据对比如图2 所示。从图2 可知，单井喷射耗时逐步降低，从A井的4.75 h降低至F井的1.75 h，作业效率创新高；喷射速度逐步提高，A 井喷射速度仅17.07 m/h，F井喷射速度达到了39.35 m/h。

图2 南海自营深水表层导管喷射作业数据

2.2 深水二开钻井提速技术

随着井身结构优化技术的推进和作业经验的增加，深水二开钻井深度从之前的入泥500～600 m增加至800～1 000 m。入泥深度的增加，导致地层强度增加、可钻性降低，为提高二开钻井效率，使用285.75 mm 大尺寸高扭矩马达取代以往使用244.48 mm 马达作为随钻工具，可以最大程度保证机械破岩能量和表层钻进效率，弯角设定为0.5°～1.15°，可以尽可能提高顶驱转速，兼顾井下提速和纠斜作业能力。285.75 mm 大尺寸高扭矩马达同时兼顾了效率和稳定性，钻井泵最大排量由4 000 L/min增大至5 000 L/min，最大扭矩从10 kN·m增大至13 kN·m，充分释放钻井参数。近年来深水井二开机械钻速逐步提高，最高机械钻速达到了129.56 m/h，刷新了历史纪录，具体如图3所示。

图3 南海自营深水二开钻井机械钻速

2.3 深水浮式钻井平台动力定位技术

深水作业中，尤其是水深超过1 000 m 后主要使用动力定位浮式钻井平台。动力定位系统的出现对于突破作业水深限制和提高平台机动性方面进行了提升，不仅减少了复杂的抛锚工序，而且工作的水深亦不受锚系长度的限制，在应对台风环境和特殊作业时更加灵活[4]。然而，水深较浅时，如400～500 m 作业水深使用动力定位浮式钻井平台，将面临应急反应时间不够、应急解脱的概率增加、扰性接头和隔水管等设备磨损概率增加等问题。相对于深水井位，水深较浅的井位的下部挠性接头偏移角度、船位允许偏移量将减少；漂移限制中对应的绿圈、黄圈、红圈相对减小，预解脱和解脱的反应及采取相应措施可支配的时间都相应减少[5]。应对技术包括以下3 个方面。①获取准确的应急反应时间。模拟不同作业工况和海洋环境的应急反应时间，对比在钻进、下套管和下防喷器组等作业工况下所需的应急解脱时间，以确定水深能否满足深水钻井装置的安全作业要求。此外，对深水动力定位钻井装置进行漂移试验，获取漂移速度，为模拟计算应急反应时间提供基础数据。②进行严格的设备选择和系统测试。选用合适的结构套管，保证足够的强度和抗弯能力，同时对套管和井口系统进行校核，确保满足详细的隔水管分析；对动力系统进行彻底地检查；建立一个差分全球定位系统天线，以确保吊车工作时不会有信号被遮蔽；确保声学定位系统安装和运作期间的精度。③建立完备的动力定位安全操作规程。建立通用深水浮式平台偏移范围计算方法，制定深水井特殊操作规程（WSOG），明确在平台漂移范围达到限值、失去动力、断电和失去通信联络等多种情况下的应急操作方案。

南海某深水井，作业水深465 m，由海洋石油982 深水钻井平台作业，该平台配置第三代动力定位系统，配备6台发电机，每台最大功率6 400 kW，总功率约38 400 kW；配备6 台推进器，每台推进器可以提供约80 t推力，总推力约480 t。经过理论分析和模拟计算，确定了平台偏移警戒圈半径分别为：解脱点65 m、红圈16.2 m、黄圈9.7 m、绿圈5.8 m。作业过程中，通过加强对动力及定位系统进行测试，进行定位系统应急演练，以及恶劣海况天气时与守护船配合加强预警，平稳顺利度过了5 个台风和热带风暴、16次内波流袭击，平台最大偏离距离8.4 m，保证了现场的作业安全。

3 结语

台风、内波流、深远海风浪流、巨厚水深是深水钻井表层作业面临的挑战，不稳定和疏松的海床条件增加了深水浮式动力定位平台定位能力和表层导管及水下井口系统安装及稳定性风险。对于动力定位而言，受隔水管球接头转角限制，水深减小平台应急解脱概率增加，需要精确计算平台偏移范围，制定并认真执行深水井特殊操作规程。针对疏松的海床条件和优化的井身结构设计，严格进行表层导管入泥深度设计和水下井口稳定性分析，并关注二开表层套管固井作业期间管串重量的变化，及时调整大勾载荷，避免发生井口下沉。