双密度钻井技术

王焕平

【摘要】针对目前国际石油开采的发展形势，大力开发海洋油气资源势在必行。本文主要介绍了适合我国深水安全钻进的双梯度钻井——采用双密度方案的双梯度钻井技术。双密度钻井技术共有3种方式，即注空心球双梯度钻井技术、隔水管气举双梯度钻井技术和隔水管稀释双梯度钻井技术。文中还对我国发展双密度钻井技术提出了看法和建议。

【关键词】双密度 双梯度 隔水管 稀释 钻井技术

尽管近年来我国原油产量有较大幅度的增长，但与需求相比，仍不能满足国民生产的需要。因此，除大力发展我国中西部油区及海外油气资源的勘探开发力度外，加快海洋尤其是深海油气资源的勘探开发、大力发展海洋石油装备与技术产业已成为一项重要举措。目前，我国已经掌握300 m水深的油气勘探开发成套技术体系，深水钻井技术的研究与应用尚处于起步阶段。要想在全球深海油气勘探开发的国际竞争中处于有利地位，必须研制、开发适合我国深水油气钻井的自主装备和技术。

1 常规深水钻井存在的问题

与陆地和浅海钻井相比，深海钻井环境更复杂，容易出现常规钻井装备和钻井方法难以克服的技术难题。由于上覆岩层压力下降，地层孔隙压力与破裂压力之间的差幅变小，要同时保持井眼压力的平衡和井眼的稳定就会引起问题，限制了钻达目标深度的能力。如果使用常规方法，就需要用增加套管层数的方式来最大程度地减小作业风险、换取继续钻进的可能。地层孔隙压力与破裂压力之间的差幅小，给钻井作业带来了困难，在某些情况下，采用从常规隔水管上返钻井液的方法难以将油气井钻到目标深度。深水钻井如何控制钻井液密度、在钻进过程中将井下压力维持在一个合适的范围内，一直是困扰海上深水钻井作业的一个难题。

图1 Maurer注空心球双梯度钻井系统

2.1.2 空心球的设计及其物理性能

空心球的材质可以是玻璃、塑胶、合成材料、金属等。Maurer最初做试验用的是由3M公司制造的直径10～100 μm的空心玻璃微球，其密度为0.38 g/cm3。添加体积为50%的这种空心球可以将1.68 g/cm3的钻井液密度降至海水密度（1.02 g/cm3）。

工业用空心玻璃球的主要化学成分见表1。选用空心玻璃球作为钻井液的轻质固体添加剂（LWSA）是基于其良好的物理性能及其在油气井中高温高压条件下仍能保持其良好物理特性的能力，其中最主要的是空心玻璃球较低的球体密度和较高的破裂压力。

2.1.3 空心球的海面分离技术

Maurer最初做试验用的是由3M公司制造的直径10～100 μm的空心玻璃微球。为了节约钻井成本，到达经济钻井的目的，空心球需要回收再利用。但是，MTI、贝克休斯和其他公司进行的大量试验表明，在双梯度钻井的高循环速度下（50.47～88.32 L/s），用常规的离心机或者水力分离器不可能100%的将空心球从钻井液中分离出来并回收再利用。为了解决把小直径空心球从钻井液中分离出来比较困难的问题，Maurer进行了使用大直径（大于100 μm）空心球的试验，证明大直径空心球可以用普通的振动筛从钻井液中分离出来。

空心球的分离过程见图2：空心球在海底混合到钻井液并注入隔水管后，与从环空返回的、携带钻屑的钻井液混合在一起。当携带空心球和钻屑的钻井液返出井眼后先通过振动筛进行分离，分离出的空心球和钻屑进入一个海水容器（池），因为钻屑比较重所以沉入底部，而空心球比较轻则漂浮在水面，可以将其重新收集利用。通过振动筛后，大部分钻井液进入循环池，小部分钻井液与分离出的空心球重新混合形成低密度流体，泵送到海底注入隔水管内继续循环。大直径空心球除了具有用普通振动筛可以很容易地从钻井液中分离出来的优点外，由它配置的钻井液的黏度也比较低。

图3 气举法双梯度钻井系统的组成

2.2.2 气举法双梯度钻井的优势

气举法双梯度钻井具有如下优势：

（1）气举法和欠平衡钻井在实现机理上有一定的相似性，而欠平衡钻井技术的研究与应用目前已经成熟，所以气举法在技术原理上具有较为成功的参考依据；

（2）它与传统单梯度的隔水管钻井相比，不需要对钻井设备作太多的改动，只需要添加一套氮气分离设备、一套注气附加管线和一台注气泵，对于成本高昂的深水钻井来说，这就大大节省了设备改造上的资金投入。据估计，应用隔水管气举法时，至少能降低9%的成本，大部分情况下可以降低17%到24%。

2.3 隔水管稀释双梯度钻井技术

将低密度流体注入隔水管底部，使隔水管环空内的流体密度降低，接近海水密度，从而在隔水管环空和井眼环空形成两个不同的流体密度，国外把采用这种方式进行的双梯度钻井称为“隔水管稀释”。

2.3.1 隔水管稀释双梯度钻井系统的工作原理

在隔水管稀释双梯度钻井系统中（图4），密度“较高”的钻井液从钻柱被泵送到井下，通过钻头后从钻柱与裸眼或钻柱与套管之间的环空上返。在隔水管环空接近海底或海底以下的某一个点，密度“较低”的稀释流体（即低密度流体）通过注入管线从隔水管底部或海底以下注入隔水管环空，在注入点以下的隔水管内形成“被稀释的”的、接近海水的流体密度，而注入点以下不断增加的总体钻井液梯度则变得类似于或更接近于自然产生的孔隙压力-破裂压力梯度剖面。被稀释的钻井液返回海面后，要采用特制的高规格离心机连续进行分离，将其分离回原来的“钻井液密度”和“稀释流体密度”两种组分。这一分离方法是隔水管稀释双梯度钻井的核心技术之一。隔水管稀释钻井系统使用的另一个重要工具就是钻柱断流阀（即钻柱阀）。该阀安装在靠近钻柱底部的位置，其作用是在必要的时候阻挡钻柱内较重的钻井液进入环空。

图4 隔水管稀释双梯度钻井的循环系统（采用海底防喷器组时）

2.3.2 钻井液与低密度流体的类型与配方

为了使隔水管稀释双梯度钻井系统正常工作，要求钻井液在井眼内和在隔水管内都能悬浮固相并能有效地携带岩屑，钻井液即使被未加重流体高度稀释后也应能发挥这些功能。

因为合成基钻井液在墨西哥湾深水钻井中应用较多，所以将其选为隔水管稀释钻井中最具代表性的钻井液类型。贝克休斯和Baroid公司各自提出用于墨西哥湾深水钻井作业的合成基钻井液性能要求（见表2 和表3）。

静切力分别取自10 s，10 min和30 min。2.3.3 隔水管稀释双梯度钻井技术的优势

（1）隔水管稀释通过调整钻井液的各种性能，提供一种稳定而又容易控制的工艺过程，不必安装大型、昂贵、复杂而又难以处置的海底组件。

（2）隔水管稀释双梯度钻井系统适合在现有的许多钻井平台（船）上使用，不必对平台进行大的改造。如果该技术与小井眼钻井配合，则非常适于在早期的移动式钻井平台上使用，因为与现代深水钻井平台相比，这些平台的钻井液泵送和处理能力更适合实施这项技术。

（3）通过对实例井的研究表明，与常规作业相比，隔水管稀释双梯度钻井至少可降低钻井成本7%，如果加上采用较小直径隔水管和小型钻井平台节省的费用，隔水管稀释法降低的作业成本还要多。

（4）对于地层压力剖面类似于深井的大陆架地区（如墨西哥湾）来说，尤其是在需要钻过盐丘的情况下，采用隔水管稀释双梯度钻井技术也许是最适宜的选择。

（5）由于其独特的双密度特性，该技术还非常适合钻进衰竭油藏，在钻进水平井的水平段时也具有一定优势。

3 我国双梯度钻井技术的研发现状

双梯度钻井技术的研究在我国还处于起步阶段，前期工作主要是跟踪国外双梯度钻井各种方案的最新进展，研究其技术原理和相关配套技术，以期能提出适合我国深水油气开发的双梯度钻井技术方案以及装备方案，研发一套具有自主知识产权的深水双梯度钻井技术和装备，为双梯度钻井技术在我国深水油气田的应用提供必要的技术支持。

最近几年，中国海洋石油总公司、中海石油研究中心、中国石油大学（华东）等单位的科研人员，对双梯度钻井的原理、水力学计算及实施方案等进行了研究，并申请了一些国家专利，其中包括以注空心球为手段的“一种实现双梯度钻井的方法及装置”、以注低密度流体为手段的“一种基于双梯度的控制压力钻井方法及装置”等。

4 对我国开展深水双梯度钻井试验研究的分析与建议

4.1 注空心球法是适宜于南中国海深水作业的双梯度钻井方案

注空心球双梯度钻井分离工艺简单，成本低廉，在中等深度的深水（600～1 500 m）中有较好的应用前景。综合考虑我国海洋油气开发工程装备能力、南海复杂的气候环境和油气藏特性，我国有关科研单位开展了适宜于南海深水的双梯度钻井方案的优选，优选结果表明，注空心球系统是最适宜于南海深水作业的双梯度钻井方案，有可能成为解决制约我国深水钻井技术发展的一个突破口，具有潜在的应用价值。但是为了实现注空心球双梯度钻井系统在我国深水油气开发中的应用，还需要对空心球注入方式、分离技术、分离设备等相关技术进行全面研究，并按照计划有针对性地进行探索型应用，形成一套适合我国深水油气开发特点的双梯度钻井技术体系，为我国深水油气勘探开发提供技术支撑。

4.2 隔水管稀释双梯度钻井系统相对简单但降低作业费用效果不明显

隔水管稀释系统主要依赖于对现有技术的扩展和延伸来获取双梯度钻井的经济效益。该方法通过调整钻井液的各种性能，提供一种稳定而又容易控制的工艺过程，不必安装大型、昂贵、复杂而又难以处置的海底组件。隔水管稀释双梯度钻井系统适合在现有的许多钻井平台（船）上使用，不必对平台进行大的改造，实施起来也较为简单，安全性较强。但应当指出的是，隔水管稀释方案降低作业费用的效果不是很明显，试验证明与常规系统相比大约可节省7%（不包括采用较小直径隔水管等节省的费用）。

4.3 隔水管气举方案降低费用效果明显但安全风险问题需要考虑

隔水管气举双梯度钻井方案主要利用现有的工艺设备，但要增添压缩机、现场制氮设备或氮气供应等，与常规工艺（假设没有事故处理费用）相比，至少能降低9%的作业成本，大部分情况下可以降低17%到24%，如果加上使用小直径隔水管和小型钻井平台节约的费用，总成本有可能降低50%左右（估算的无故障成本）。但该技术遇到的主要问题是较高的压缩机费用、氮气费用、腐蚀问题、气体的可压缩性导致的压力梯度的非线性、难以将氮气从钻井液中重新分离出来等。而且，由于井控等安全风险问题同时存在，所以在决定采用该方案时应当慎重，应当根据作业环境、钻井装置的类型、设备条件等诸多因素认真进行特定环境条件下的可行性研究。

4.4 加强对国外双梯度钻井技术最新发展的跟踪、研究与借鉴

双梯度钻井是一项正处于发展中的新技术，随着理论研究与模拟实验的不断深入、水下与海底设备的不断改进、操作参数的不断优化、工艺流程的不断完善、局限性的不断克服、深水钻井装置及其配套设施的不断升级与改造，双梯度钻井的各项技术方案将更加成熟，优势将更加突出，推广应用效果将更加明显。为加快我国深水油气资源的勘探开发步伐，有必要针对我国海深水区块的实际情况，及时跟踪和研究国外双梯度钻井技术的最新发展，借鉴其成功经验，开发适合我国国情且具有自主知识产权的深水双梯度钻井技术，形成一套能指导我国深水油气开发的钻井技术体系。这不但能为我国深海油气勘探开发提供技术支撑，而且对于全面提升我国深水钻井技术水平、使我国在全球深海油气勘探开发的国际竞争中处于有利地位，具有重要的战略意义。

参考文献

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