钻井井筒屏障技术初探及在南中国海深水井的应用

张玉山　赵维青　张星星

摘 要：石油钻井是高风险行业，世界范围内由于井筒的完整性问题，导致严重的财产和人员损失的事件时有发生。最近几年，国内的深水领域的钻井活动开始，深水钻井的安全性给钻井技术和管理提出了更高的要求，井筒完整性技术给高风险的深水作业提供了技术和管理手段。目前国内深水井筒完整性技术刚刚起步，参考井筒完整性技术标准，结合南海一口实钻深水井，完成屏障图，给待钻井的准备和实钻提供一条技术管理思路。

关键词：深水井 井筒屏障 屏障识别与建立 屏障图

中图分类号：TE58 文献标识码：A 文章编号：1674-098X（2015）12（a）-0069-02

海洋钻井是一个高风险行业，近年来频繁出现重大的油气井事故，大部分事故调查报告指向了井筒的完整性的缺陷，深水钻井逐步在国内兴起，作业量也在稳步增加，但随着海洋钻井进入深水，风险也大大地增大，除了环境因素外，水深的增加，也给深水井井筒完整性带来了巨大的挑战，对深水井井筒相关技术和设施稳定性的要求更加严格。

1 井筒屏障的发展

早在1977年BP公司就开始了有关井筒完整性的研究，最早发布井筒完整性标准的是挪威石油标准化组织（NORSOK），1993年该组织发布了第一版；1998年该组织发布了第二版；2004年8月发布了第三版；2004年11月，Statoil北海SNORRE A P31A井在注完水泥塞起钻准备侧钻时发生井涌，幸运的是最终安全处理了，未造成人员的伤亡；该事故引起了行业的大量关注，第三部井筒完整性标准才陆续得到重视和应用。

深水地平线事故后，该组织于2013年再次更新至第四版。此外，挪威油气、OGP以及英国油气等组织也制定了自己的井筒完整性标准。

2 屏障识别

2.1 屏障识别原则

屏障是阻止油气从油藏流动到地面的物理或者机械部件，其识别的原理是：油气从油藏到达地面的所有可能的通道需要有屏障来阻止它，通常要求至少有两道屏障来确保安全，双屏障原则的主要思想是我们可以允许一个屏障组件失效后，仍然能阻止油气释放到环境中。

2.2 屏障识别与建立

钻井过程中不同的阶段需建立不同的井屏障图，钻井过程中屏障图有：表层钻井、有隔水管钻井（钻进、起下钻、电测、下套管）、弃井；每一阶段屏障图中由于钻井阶段屏障较多，下面以南中国海一口实钻井作为案例，分析有隔水管目的层段钻进的屏障建立。

案例井基本数据：水深600 m，井深2 300 m，钻井液密度1 174 kg/m3，使用半潜式钻井平台承钻，采用水下井口和水下防喷器，该井井身结构：762 mm导套+339 mm套管+311 mm裸眼，见图2。

有隔水管目的层段钻进如下所述。

（1）主要屏障。

钻井液是平衡地层压力的最重要的因素，在前期钻井液设计阶段，按照标准制定钻井液性能参数；井实施过程中，保持钻井液性能与设计一致，并按照企业标准监控钻井液，确保主要屏障有效。

（2）次要屏障。

地层：技术套管鞋处地层强度是保证正常钻进过程中钻井液密度窗口的重要因素，同时也是在发生井控时确定最大关井套压的基础，地层破裂实验需遵循企业标准，最大程度上得到精确地层强度。

套管：套管设计是一口井核心，由于套管设计选取的工况不同的石油公司存在差异，材质选择和安全系数也有不同，所以井的设计者不需按照该公司的标准进行套管设计。

水泥：根据待钻井情况，设计水泥浆性能参数，同时进行实验室实验，密切关注在施工过程，必要时进行固井质量评价，把控设计、施工、结果评价3阶段，确保屏障可靠。

防喷器：水下防喷器配置、功能实验、试压要求必须遵循企业标准。

3 结语

（1）井筒屏障是技术和管理综合的安全理念，是贯穿石油公司技术体系的一条线，国际上该项技术已经发展几十年，体系已成熟，各个大石油公司形成了各自的体系，最近几年国内石油公司也在陆续关注到，并尝试着借鉴和引进，但都还没有形成一套成熟的井筒屏障体系，给生产过程中采用该项技术带来不少困扰。

（2）深水钻完井作业风险大幅增加，笔者在南中国海一口深水井井控设计中引进屏障概念，取得不错的效果，为参与生产者提供了直观的保障井筒安全的依据，作为保障井筒安全的屏障技术是很好的技术和管理的手段，加快屏障技术的引进和消化势在必行。

（3）相对于后期生产，井筒屏障在钻井阶段较为简单，一口井的全生命周期中，生产过程中屏障出现故障的频率大大增加；深水井后期的修井成本很高，所以国内深水井大开发必须在前期做好完整性的问题，因此目前屏障技术要尽快储备；另外国内陆地和浅水老油田也急需技术的支持，保证降低修井频率和稳产的目的。

参考文献

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