缅甸深海钻井作业面临的风险和技术挑战

迟愚周大强史海东李善云朱丽军

(1.中国石油海外勘探开发公司;2.中油国际缅甸凯尔公司;3.中国石油勘探开发研究院)

缅甸深海钻井作业面临的风险和技术挑战

迟愚1周大强2史海东3李善云1朱丽军1

(1.中国石油海外勘探开发公司;2.中油国际缅甸凯尔公司;3.中国石油勘探开发研究院)

随着世界石油工业不断走向深海(1 372～2 286 m)和超深海 (＞2 286 m),钻井方面也遇到了众多的挑战。结合世界其他地区深海和超深海钻井存在的普遍问题和经验教训,分析了缅甸西海岸 Rakhine海域深海钻井作业将遇到的主要作业风险和技术难点,例如,钻井船定位和恶劣海况的挑战,泥浆密度窗口窄,海底低温,浅层地质危害,水合物等问题,并简要介绍了克服这些难题的相关技术和方法,希望能为国内深海钻井作业提供一定的借鉴。

缅甸 深海 探井 密度窗口动力定位 隔水管

1 前言

在未来几年,中石油将作为作业者在缅甸西海岸Rakhine海域进行深水钻探,作业水深为1 800～2 000 m,井深4 500 m左右,储层以天然气为主。由于世界上深水浮式钻井平台日费比较昂贵,综合钻井日费极高,因此,最大限度地优化钻井周期和减少停工时间已成为深水钻井的主要挑战。

目前该深海的钻井仍是空白,可以掌握的海况、邻井资料和地质信息都比较有限,而深海钻井会遇到诸如恶劣的气候、海底低温、水合物、孔隙压力和破裂压力间隙小及浅层地质危害等特殊的问题,这些都将给风险预探井的设计和作业的每个环节带来挑战,也是导致钻井事故和周期延长的主要原因。另外,动力定位系统、超长的隔水管、海底应急断开系统、水下井口和防喷器等设备故障及后勤保障等方面的问题也是导致长时间停工的潜在因素,因此,前期的精细研究和周密计划显得非常重要。

2 钻井船定位问题及海况的挑战[1-2]

深海钻井平台一般采用“锚泊定位”和“动力定位”两种定位方式。通常1 500 m水深为锚泊定位的极限,因为巨大而笨重的锚和锚链会给锚泊作业带来很多限制,虽然目前采用纤维锚链等技术,使锚泊定位可以达到2 000 m以上,但这种锚泊定位的半潜式平台极少,主要用于恶劣的海况条件下作业。

而动力定位安全问题涉及到人员技能、设备及气象等多个方面,历来受到作业者和钻井承包商的重视。动力定位失效形式主要有两种:被动漂移(Drift-off)和动力偏移 (Drive-off)。被动漂移是指平台在强大的风、浪和洋流的作用下发生的移位。动力偏移主要是由于DGPS系统产生了错误的定位数据及其他设备或人为等原因使平台在推进器的作用下发生速度较快的移位。如果平台移出红色警戒线 (图1),需立即断开隔水管 (表1)。如果应急断开不及时,会导致隔水管和井口装置等设备损坏,甚至导致钻井失败。如果在试油 (气)过程中应急断开时,井口和防喷器出现问题或没有完全关闭还可能引发海底井喷,给作业海域的安全和环境等造成重大的损害。

图1 动力定位安全警戒线示意图

缅甸Rakhine海域处于孟加拉湾热带气旋盛行的地区,热带气旋活动的颠峰时期为季风开始前的4～5月份和季风结束后的9～10月份,其形成之后可以引发14级以上的强台风和10 m以上的巨浪,具有惊人的破坏力。这种恶劣的气候对钻井船定位等海上钻井作业构成了极大的威胁。

影响钻井船定位等作业的另一个因素是各种各样的洋流。当洋流的速度超过2节时,便会对作业产生较大的影响。洋流作用于隔水管和防喷器上的侧向应力,使其在下入、起出或悬挂等作业过程中发生摆动和震动,增加了作业的难度和风险。当侧向应力超过隔水管的极限载荷或使隔水管发生疲劳破损时,还会引起隔水管断开或掉落海底等事故。

表1 动力定位状态表 (图1)

因此,必须采取一定的措施来保证定位作业的安全,主要包括:

要配备有经验的定位工程师并制定详细的动力定位作业操作规程,确保及时识别出偏差和定位的异常;正确处理位置参考系统失效等问题,确保在紧急状况下采取有效的应急措施;避免由于人为错误导致的定位问题。

钻井船配备准确的天气预报系统,以便提前采取应对措施。

确保推进器、动力系统、DGPS系统 (平台须配备两套以上)和声纳位置参考系统等设备工作的可靠性和连续性,并且这些设备都应有备用设备。

动力定位软件要有很好的纠错功能,保证DGPS数据的质量。

确保有多套基于不同原理的位置参考系统,降低噪音和环境等对参考系统的干扰。

确保应急脱开系统和井口关断系统的可用性和完整性。

选择最佳的开钻时间,避开4～10月的季风窗口,按计划周期完成作业,尽量避免由于钻井时间延长而带来的额外风险。

3 孔隙压力和破裂压力的间隙小,泥浆密度窗口窄[1,3,4]

在深海环境中,大段的上覆岩层被海水取代,这直接导致地层压实程度降低,即上覆地层压力梯度减小,从而导致地层更容易破裂,使孔隙压力和破裂压力非常接近。如果按照相同孔隙压力附加量来设计泥浆比重,在深海钻井时将会压漏地层 (图2)。在缅甸Rakhine海域缺少深海钻井经验的情况下,如果泥浆密度设计偏低,在发生井涌时,当通过提高泥浆密度压井时,由于超过了地层的破裂压力又会引起井漏,使井下变得异常复杂。另外,固井时也更容易发生水泥浆严重漏失,导致固井失败,这也给深海固井带来了挑战。

图2 上覆地层为岩石和海水两种情况下孔隙压力和破裂压力变化示意图

较窄的孔隙压力和破裂间隙使泥浆密度窗口变得极小,采用增加套管柱层数的方法来解决这一问题,通常深海钻井的套管程序要达到6层以上,但这样会使井深结构和作业程序更加复杂,增加了设计和作业难度 (图3)。

图3 泥浆密度窗口窄和套管柱设计依据示意图

作为这一地区的第一口风险预探井,前期要通过研究缅甸勘探区块的地震资料或周边浅海邻井数据进行相对准确的地层应力 (上覆岩层压力、孔隙压力、破裂压力等)预测,从而为井身结构设计和泥浆设计等提供依据,并要设计1～2个备用井段,作为提前下套管的应急措施。但由于地震资料质量等原因使压力预测存在不确定性,这也给作业带来了风险。

作业时要进行地漏试验 (LOT)或地层整体性试验 (FIT)来建立破裂压力梯度剖面,作为泥浆密度选择的上限,并采取一定的措施保证泥浆当量静态密度和当量循环密度在压力窗口内,具体包括:使用随钻测压工具 (PWD/LWD/MWD)等进行井筒压力和循环当量密度的监测;配备高敏感的监测系统来监测井涌和井漏;优化水力参数设计;制定合理的作业程序,避免压力激动和抽吸等。另外,也可以采用双梯度钻井、控制压力钻井或膨胀套管等先进技术来解决密度窗口窄的问题。

4 海底低温的影响[1,5,6]

随着水深的增加,钻井环境的温度也越来越低,通常深海海底的温度只有2～3℃或更低 (图4),受其影响海床和浅部地层的温度通常也比较低,这会给钻井作业带来很多问题。当钻井液遇到低温时,其流变性会变差,黏度和切力上升,甚至发生低温胶凝,使当量循环密度变大,从而限制了泥浆循环速度,导致井眼清洁情况变差。开泵或起下管柱时也会产生过大的激动压力和抽吸压力,在密度窗口窄的情况下更容易引发井漏、井涌等事故。另外,由于过大的激动和抽吸压力也限制了起下钻速度,延长了作业时间。一般油基或合成基泥浆对温度的敏感性要高于水基泥浆。

图4 水深与温度的关系图

低温还会对固井产生影响,在顶替和候凝过程中水泥浆温度会变低,低温导致其水化速率降低,抗压强度发展变慢,从而使固化候凝时间延长,在存在地层流体的情况下更容易发生窜流,使固井质量变差。如果水泥没有达到一定的抗压强度而释放表层套管,会导致套管下陷等问题。另外,在低温环境下还会形成水合物,对泥浆性能和固井施工都会有不同程度的影响。所以,前期要建立准确的海水和地层温度剖面,并选择适应低温的钻井液和固井水泥浆体系,要针对低温环境进行严格的数值模拟和室内模拟试验,优化流变参数,使其各种性能满足低温环境及深海钻井的要求。

5 浅层地质危害[3,5,6]

深海浅部地层由于缺乏上部压实作用,以及沉积速度和含水量的不同,通常胶结性很差;疏松的海床和浅部地层,容易引起井漏、井塌、套管下陷、井口或防喷器组偏斜问题。如果选用水力喷射下表层套管,土壤的抗剪切强度可能较低,将无法给套管提供足够的支撑力,导致喷射钻井失败。

浅水流也是深海钻井遇到的比较普遍的问题,通常存在于泥面以下100～750 m,钻遇时易发生井涌,在不压漏地层的情况下,可以通过提高泥浆密度进行控制。浅水流进入井眼后,会破坏地层的强度并导致井塌或砂埋井眼,上窜到泥面会对井口海床造成冲蚀等破坏,使地层无法支持井口和导管结构。浅水流会严重影响浅层固井作业,容易引起水窜,使固井质量较差,甚至会导致井眼报废。

通过对缅甸海上邻井资料和地震资料的分析,发现该区域地质情况比较复杂,存在不同程度欠压实和泥火山现象,所以要对浅层地质危害格外重视。确定初步井位后,应加强对地震资料的分析,并实施井位海底勘察,包括海底测绘、海底取样和地震调查等,对浅层地质危害进行评价和风险评估,为钻井设计提供依据。如果证实浅层存在浅层气、浅水流及水合物等危害,须变更井位。钻井施工时可以通过提前钻小尺寸领眼来检验是否存在浅层地质危害;钻井设计时在浅部地层考虑备用一层套管,封隔浅部异常地层;浅层钻进时还要使用MWD/LWD/PWD监测地层情况,及时判断是否钻遇浅水流和水合物地层,以便采取有效措施;并随时用水下机器人 (ROV)在海底检查浅层水流和浅层气情况。浅层固井时要使用低密度 (1.4～

1.6 SG)水泥浆,防止压漏地层,设计阶段和施工前都要对水泥浆进行严格的室内试验;另外,要进行顶部补注水泥作业,从而保证浅层固井质量。

6 隔水管、防喷器系统和井控相关问题[2,7,8,9]

6.1 隔水管、防喷器及控制系统

深水钻井中隔水管几乎占井身结构的一半,是连接钻机和井口的“桥梁”(图5)。由于隔水管的尺寸较大,隔水管中的泥浆循环和岩屑清洁都存在问题,需设置增压管线,而压井管线等辅助管线在紧急切断过程中也经常会带来额外的问题。隔水管需连接挠性接头,防止其本体发生过度弯曲而损坏,而其中底部的挠性接头往往发生弯曲程度最大,是最薄弱的环节。所以,作业时要在挠性接头位置安放角度探测器,在挠性接头发生损坏之前要断开隔水管。隔水管还要连接伸缩接头,从而适应升沉运动所引起的隔水管长度变化。在恶劣海况下,伸缩接头会由于承受过大的冲击载荷而发生损坏。作业时要安装升沉运动监测器,保证伸缩接头和隔水管的安全。另外,隔水管悬挂和起下是比较复杂和危险的作业,如果可能,尽量在比较平静的海况下进行。

隔水管通过LMRP(下部隔水管连接总成)接头与水下防喷器相连,整个防喷器框架结构又大又重,在起下的过程中,容易出现送入设备或隔水导管松动及断开等安全问题,安放到海底后,松软的海床也可能无法给防喷器提供足够的支撑。防喷器上部的LMRP接头要具备可靠的应急断开的功能,如果断开功能失效,经常会造成隔水管损坏,甚至井眼报废等严重后果。

深海的防喷器控制系统要求快速、精确,所以一般采用电动液压多元控制系统。该系统非常复杂,通常液压部分的故障要多于电力部分。所以,一般在海底安放两套独立的控制系统,其中一套作为备用,并安装ROV启动的应急控制盘,特殊情况下可以启动防喷器闸板的应急开关。对于深海钻井,最大的停工事件是因为故障把隔水管和海底防喷器完全提出水面,这种故障的损失是巨大的,所以要确保隔水管和防喷器设备工作的可靠性和安全性。要对隔水管系统、防喷器组及控制系统进行严格的出厂测试、模拟环境测试和地面试压等测试,这是保证其在水下能正常工作的前提。

图5 隔水管主要部件示意图

6.2 井控

深海钻井的井控问题历来是困扰作业者和承包商的难点。对于气井钻井来说,气体的上升速度快,井控反应时间短,所以井涌的早期发现显得特别重要。而随着水深的增加,隔水管更长,船体也会存在较大的起伏,在这种情况下,使井涌监测的准确性降低。如果地层存在“反吐”现象,这容易和真正的井涌发生混淆,必须根据经验进行有效的区分。

如果采用油基泥浆,地层气体还会溶解在泥浆中,运移的过程中不容易检测到,当运移到海面附近时体积会突然增大数百倍,会造成井喷等恶性事故。当发生井涌并关井后,也很难避免气体进入防喷器和隔水管,这些气体难以清除和控制,只能允许其在隔水管内膨胀;当循环到海面以上,气体的体积将增大数十倍或上百倍,容易引起气体爆炸等事故。当隔水管中存在大量气体时,隔水管内外巨大的压力差也可能会挤毁隔水管。所以,需要有丰富深海井控经验的人员进行前期的井控设计,制定适合深海的井涌监测程序、井控作业程序、防喷器测试程序,以及井控应急计划等。

7 水合物问题[5,10]

水合物是在高压和低温条件下由水和轻质气体形成的冰状混合物。如果压力足够,它们甚至可以在20～30℃的温度条件下形成。深海海底较高的静水压力和较低的环境温度增加了生成气体水合物的可能性 (图6)。通常有两种形式的水合物会对深海钻井产生影响,一种是地层中已存在的水合物,另一种是由地层中的气体在高压低温条件下与水结合生成的水合物。

图6 深海中生成水合物的潜在区域

当钻遇含水合物的浅部地层时,在钻进过程中或下套管固井后水合物都有可能分解 (1体积的水合物可以分解为170体积的气体),水合物分解后会导致井涌、卡钻、固井气窜,并会破坏地层强度,引起井眼冲蚀、井塌等井眼稳定性问题,甚至会破坏地层对井口系统的支撑,导致井口及防喷器偏斜或下陷。

当井筒中的气体在高压和低温的环境中形成水合物后,这些水合物会堵塞节流压井管线、钻头水眼及井眼环空等,并会使防喷器和海底断开系统失效。当泥浆停止循环时,泥浆中的气体会与泥浆中的水分结合生成水合物,这将严重影响泥浆流变性能等,在固井过程中也容易形成水合物,将引起水泥提前凝固等固井问题。

所以,作业前要通过研究地震资料和海底调查检验是否有水合物地层存在,如果存在,可以变更井位避开这些地层。因为水合物一旦形成,将很难清除,所以最好要避免水合物形成。目前防止水合物形成和减小水合物影响的方法主要有:

◇在钻井液和固井水泥浆中添加热动力抑制剂。传统的抑制剂是NaCl和乙二醇等。

◇使用纯油基泥浆或高含盐抑制性水基泥浆可以限制水合物的形成。

◇通过泥浆循环产生的动力和井眼热量及泥浆泵的机械热量来抑制水合物的形成。

◇可以对井口系统和防喷器组合等连接部分进行特殊设计,减小天然气渗入的可能性。

8 物流和后勤支持问题[3,5,11]

由于深海钻井的日费极高,所以对后勤保障提出了较高的要求,要避免由于后勤保障问题导致的组织停工。而缅甸深海钻井的后勤保障是一项长期而细致的工作,存在诸多的难度和挑战。井位附近没有可以提供作业支持的基地和码头,最近的仰光港距离钻井井位也有540 n mile(1 n mile=1.852 km)左右,而且基础设施比较落后,难以满足作业需要。如果选择新加波港作为作业支持基地,由于其距离井位约1 350 n mile,供给线太长,所以存在一定的风险和不确定性,另外其租用费相对较高。因此可以选择租用海上浮动仓库或选择载荷和仓储能力较大的钻井船来解决这一问题,但这将导致成本的增加。

深海恶劣的气候和超长的供给线是制约后勤保障的主要因素,所以要密切关注天气情况,选择马力大、载荷大、侧推能力强及生存能力强的船舶,并要制定详细的船行时间计划,从而保证钻井物资的供应。钻井材料、工具、设备等都要有充足的备用,应急工具要准备齐全,因为一旦发生损坏或短缺,会导致较长时间的停工。另外,如果选用油基泥浆,要考虑油基泥浆的运输、处理及回收等问题,所以,作业前要制定完备而详细的后勤保障策略,作业期间总监要负责后勤支持的管理和与基地的协调等细节问题,要防止由于管理的疏忽导致停工。

9 结论

由于缅甸深海没有钻井历史,缺少可供参考的邻井信息。深海钻井还会遇到恶劣的海况、超长的隔水管和特殊的地质条件等问题,并且这些问题都是相互关联、相互影响的,这都增加了深海钻井作业的难度。陆地和浅海钻井所遇到的问题在深海钻井中同样存在,而同样的技术问题或复杂情况,由于深海钻井的特殊环境和高成本,情况会变得更加复杂和严重。

因此,钻井准备阶段要进行详细的钻井设计、风险分析和应急预案等,充分考虑钻井的难度和众多的细节问题,并借鉴世界上其他地区深海钻井的成功经验,采取有效的规避和防范措施。例如,要加强地层压力预测的准确性,预留备用井眼和套管,使用PWD监测井底压力,加强前期的海底和海况调查,对设备、工具进行严格的第三方检验,加强对作业人员的资格审查和监督,避免人为的失误等。尽量减少各种原因导致的停工,从而保证钻井作业的顺利实施并降低钻井成本。

[1]John shaughnessy,et al.More ultra-deepwater drilling problems:SPE/IADC 105792[R].Amsterdam,2007

[2]陈海波.深海钻井平台动力定位作业的安全分析[J]. 2007.

[3]Luiz Alberto Rocha S et al.Overcoming Deep and Ultra Deepwater Drilling Challenge:OTC 15233[R]. Houston,2003.

[4]Cameron Charles B.Drilling Fluids Design and Field Procedure to meetthe UltraDeep WaterDrilling Challenge:SPE 66061[R].Abuja,Nigeria,2000.

[5]shaughnessy J M,et al.Problems ofultra-deepwater Drilling:SPE/IADC 52782[R].Amsterdam,1999.

[6]Stephen Rohleder A,et al.Challenges of Drilling an Ultra-Deep Well in Deepwater-Spa Prospect:SPE/ IADC 79810[R].Amsterdam,2003.

[7]James Brekke N Key Elements in Ultra-Deep Water Drilling RiserManagement:.SPE/IADC 67812[R]: Amsterdam,2001.

[8]Denison E B et al.A ComprehensiveApproach to DeepwaterMarine Riser Management:SPE/IADC 13339[R].Amsterdam,1985.

[9]James Brekke N et al.“Drilling Riser Management for a DP Drillship in Large,Rapidly-developing Seastates in Deepwater:SPE/IADC 87123[R].Texas,2004.

[10]Nimblett J N et al.Gas Hydrate as a drilling Hazard: Examplesfrom GlobalDeepwater Settings:OTC 17476[R].Houston,2005.

[11]Watson P A et al.Management Issues and Technical Experience in Deepwater and Ultra-Deepwater Drilling:OTC 17119[R].Houston,2003.

10.3969/j.issn.1002-641X.2010.11.08

2010-05-11)