海洋石油深水钻完井技术概述

海洋石油深水钻完井技术概述

摘要：深水区海洋环境恶劣，台风和孤立内波频发，深水钻完井工程设计和作业难度大、风险高。在充分借鉴我国浅水钻井设计和国外深水钻完井设计及施工经验的基础上，研究并提出了深水钻完井设计的技术流程与工作方法，逐步形成了深水技术、深水科研、深水管理的三大体系，克服了深水特殊环境条件下的技术挑战和作业难题，满足了深水油气钻完井安全、高效的作业要求，具备了国内外深水自主作业能力。

关键词：深水；钻完井；作业实践；超深水跨越

目前，世界各国高度重视深水油气的勘探与开发，以BP、Shell、Petrobras 等为代表的油公司和以Transocean等为代表的服务公司掌握了深水钻井完井关键技术，主导着深水油气勘探开发作业。我国南海是世界四大油气聚集地之一，其中70%蕴藏于深水区。深水是挑战当今油气勘探开发技术和装备极限的前沿领域，尤其是在恶劣海洋环境下，如何安全、高效地开展深水钻完井作业成为了业界极为关注的焦点[1-3]。因此，研究深水钻完井所具有的特点，把握其发展趋势，对于促进我国石油工业可持续发展、增加油气产量、保障能源安全具有重要意义。1深水钻完井设计面临的挑战

在深水环境钻完井难度很大，深水钻完井设计不同于常规水深的钻完井设计，主要面临以下几个方面的挑战：

2.1深水低温

海水温度随水深增加而降低，深水海底温度通常约为4℃，海水的低温可以影响到海底泥线以下约数百米的岩层[4]。低温带来的问题主要包括：海水低温环境使隔水管中的钻井液流变性发生变化，在该温度下容易形成水台物，而且这样低的温度的对于钻井液和水泥浆的物理性质有很大的不利影响。会使钻井液的黏度和密度增大，钻井液的黏度增大可产生凝胶效应，在井筒流动中产生较高摩擦阻力，增大套管鞋处地层被压开的风险。容易引起钻井液稠化，使其流变性变差。低温还会延缓水泥水化导致水泥胶凝强度和水泥石抗压强度发展缓慢，流体易侵入水泥基体，容易造成油、气、水窜，后续作业无法顺利进行，影响固井质量。

2.2浅层气和浅层流

浅层气、浅层流是深水钻井作业经常遇到的挑战之一，特别是在墨西哥湾和中国南海，都曾经钻遇浅层气、浅层流[5]。浅层气、浅层流易造成井口倾斜倒塌，井喷失控。浅层气、浅层流具有压力高、易发生井喷、井喷速度快、允许波动压力低及处理困难的特点。主要原因是埋藏太浅，不容易被发现，或者发现时还没有安装井口，无法正常压井，因而浅层气、浅层流井控是深水钻井的一大难题。

2.3天然气水合物

天然气水合物是由于天然气和水在低温高压环境条件下形成的一种笼型化合物。随着深水油气勘探开发步伐的逐步加快，深水钻完井中水合物带来的危害已被人们认识到。在深水钻完井作业中当天然气和自由水的同时存在时，就有可能在井筒、阻流压井管线和防喷器等部位形成水合物，造成井筒、管道堵塞和井控困难等风险，给生产作业带来危害[6]。此外，如果在钻井过程中钻遇水合物层，由于钻井破坏了水合物藏的温度、压力环境，会导致水合物层中水合物的分解，影响井筒稳定性等。

2.4风浪流影响

深水一般采用浮式平台或者船，受风、浪、流的影响会发生漂移、纵摇、横摇运动，对锚泊系统和动力定位系统造成不利影响。深水环境中海流速度一般较大，随之产生一系列不利影响，包括增大隔水管曳力、造成隔水管涡激振动以及限制隔水管起下作业窗口等，因此对其疲劳强度设计提出了更高的要求。环境载荷超出隔水管作业极限载荷时，需要断开隔水管系统和水下防喷器的连接[7]。悬挂隔水管的动态压缩也可能造成局部失稳，增大隔水管的弯曲应力和碰撞月池的可能性。强烈的海洋风暴对钻井平台具有灾难性的破坏作用，因此深水钻井对海洋风暴的预测及钻井平台快速撤离危险海域提出了更严格的要求。

2深水钻井关键技术

2.1浅层地质灾害预测与控制技术

浅层危害物预测与控制是确保深水钻井作业安全的关键技术之一。浅层危害物的预测最直接有效的方法是采用钻领眼井和动态压井技术来应对浅层地质灾害，建立了一套适合于深水浅层钻井作业的浅层地质灾害控制技术。该技术通过将加重钻井液与海水以一定比例混合得到不同密度的钻井液，迅速泵入井筒，结合环空摩阻的作用控制井底压力，防止浅层井涌并控制井漏与井壁坍塌，可实现

井底压力的自动控制，降低浅层作业风险[8]。另外，研究人员还提出了应用高精度地球物理技术识别评价浅层危害物的方法，该方法的核心是利用多道数字地震剖面调查等技术并与地貌调查，浅、中、深地层剖面调查相结合，综合利用亮点识别法、相面法、声速度谱识别法等从地震资料中识别浅层气，采用反射地震识别和反演识别方法来识别浅水流。

2.2井身结构及套管设计

深水钻井井身结构设计应根据地层压力预测研究结果、地质必封点情况和钻井液密度窗口，结合孔隙压力、井眼稳定性、可能的浅层灾害和邻井实钻情况，并考虑易坍塌层、易漏层、特殊流体层、特殊岩性层、井眼轨迹要求等因素，在保证“压而不死，活而不喷”的前提下，设计各层套管的下入深度和尺寸。

综合考虑这些因素与作业特点，以安全优先并降低作业成本为原则，提出了井身结构优化思路：导管与表层套管井段用海水钻进，采取喷射方式下入导管，表层套管井段采用开眼循环方式钻进等。井身结构优化设计方法主要包括基于导管及水下井口承载能力的导管喷射下入深度确定方法，基于开眼循环钻进的表层套管下入深度和水力参数确定方法，压力不确定条件下套管层次及下深确定方法和井身结构风险评价与优选方法[9]。探井采用“自上而下”井身结构设计方法，生产井常采用“自下而上”的方法。然后根据井口系统、平台设备能力及地质油藏要求，确定井眼尺寸。对于探井，除考虑预留一层备用套管及备用井眼外，还应考虑套管与地层之间、套管与套管之间密闭环空压力在温度变化情况下对套管完整性的影响。此外，表层导管应根据井口稳定性校核结果确定。

2.3深水钻井液技术

深水钻井液面临的技术难题主要有低温引起的流变性控制困难、含气砂岩所引起的气体水合物生成、泥页岩稳定、井眼清洗困难、隔水管段携岩能力差以及环保要求高等。必须在处理剂单剂优选的基础上，优化出适合于深水钻井的钻井液体系，其性能须满足以下要求：切力受温度影响较小，流变性合理，滤失量较小，抗温抗污染能力强，能够有效拟制水合物的形成，而且环保。经研究并借鉴国外主要钻井液承包商的技术成果，提出除导管和表层段采用海水钻进外，其他井段均采用合成基钻井液体系钻进，因为合成基钻井液既具有油基钻井液的优良性能，又能较好地解决油基钻井液对环境的污染问题[10]。合成基钻井液体系主