深水地平线事故三级井控技术应用分析研究

李梦博， 许亮斌， 耿亚楠， 李迅科， 李根生， 罗洪斌

[1. 中海油研究总院，北京 100028； 2. 中国石油大学(北京)石油工程学院，北京 102249]

深水地平线事故三级井控技术应用分析研究

李梦博1,2， 许亮斌1， 耿亚楠1， 李迅科1， 李根生2， 罗洪斌1

[1. 中海油研究总院，北京 100028； 2. 中国石油大学(北京)石油工程学院，北京 102249]

深水钻井井喷被认为是深水油气勘探开发过程中最严重的威胁之一。在发生深水钻井井喷后选择合适的三级井控技术至关重要，深水地平线井喷事故先后采用多种三级井控技术进行控制，其中前五种方式均失败。针对深水地平线事故中采用的顶部压井法和压回法等非常规压井作业开展研究，给出了顶部压井法作业失败的原因，对不同压井模式的作业参数和优缺点进行了分析，并提出了在方案优选过程中需考虑的其他因素，以期为后续三级井控技术设计和成功作业提供理论指导。

深水钻井；三级井控；顶部压井法；压回法；方案优选

0 引 言

2010年4月20日美国墨西哥湾深水地平线钻井平台发生严重井喷失控事故，造成泄漏原油400万桶，直接经济损失680亿美元。BP公司尝试多种三级井控技术进行控制，最终通过下入封井器，采用压回法和底部压井法实现永久封井[1]。事故发生后，国际上诸多研究单位和学者对事故开展研究和分析，但主要集中在井喷事故发生原因的调查和分析，而对井喷失控后三级井控技术的研究与分析相对较少[2]。深水地平线事故作为深水三级井控典型的案例，有必要针对现场作业情况开展详细的分析。

本研究基于深水地平线作业数据，针对作业过程中采用的顶部压井法和压回法等非常规压井作业，开展了作业参数的对比分析，研究不同压井方式的作业参数特点及需考虑的其他因素，以实现最终压井方案的优选，该研究为后续三级井控技术设计和作业提供理论指导。

1 深水钻井三级井控技术

三级井控是指二级井控失败，井涌量大，最终失去控制导致井喷(地面或地下)，需要使用额外的特殊技术与设备才能恢复对井的控制[3—6]。目前主要的三级井控压井方法包括置换法、压回法、顶部压井法和动态压井法等，根据作业模式，可将这些压井方法分为动态模式和静态模式，如表1所示。静态模式是指在深水井喷失控后，通过下入封井器等手段重新建立井口，利用重新建立的井口进行压井作业；动态模式是指井喷失控无法关井，在地层流体持续喷出的条件下进行压井作业。

表1 深水钻井三级井控非常规压井方法分类

在深水地平线事故三级井控作业过程中，作业者分别采用动态模式(顶部压井法)和静态模式(压回法)进行压井作业，其中动态模式压井作业失败，静态模式压井作业成功。本研究将针对该井所采用的不同压井模式作业进行详细的分析。

2 深水地平线事故顶部压井作业分析

顶部压井法作业是在井口持续有地层流体喷出的情况下，通过向井口或井筒上部泵入重压井液进行压井，其目的是通过向井喷流动通道中泵入足够多的压井液，其产生的压力使井筒内的流体停止流动，并强迫压井液向井筒流动，最终通过压井液的静液柱压力来平衡地层压力，该压井模式属于动态模式压井。在该井井喷事故中，作业者采用顶部压井法与泵入封堵材料相结合的技术进行作业，其目的是通过封堵材料限制或封堵防喷器(BOP)附近的井喷流动通道，实现最终压井作业成功。具体作业流程如图1所示。

BP公司共进行了三次顶部压井作业，均以失败告终。顶部压井作业情况如表2所示。在整个作业过程中，从未达到停止地层流体喷出所需要的压力，主要原因是泥浆泵排量已达到上限。在排量为80bpm(1bpm≈2.65L/s)的条件下进行顶部压井作业时，BOP处压力从6300psi(1psi≈6.895kPa)下降到5600psi，而此时，已达到现场作业泥浆泵所能提供的最大排量，压井液排量无法再增加。该井顶部压井法作业设计的压力曲线与实际压力曲线对比如图2所示。

图1 深水地平线事故顶部压井法作业流程图Fig.1 Operation process of top kill in the Deepwater Horizon accident

图2 深水地平线事故顶部压井法作业设计压力曲线与实际压力曲线对比Fig.2 Comparison between design pressure curve and actual pressure curve in top kill operation in the Deepwater Horizon accident

日期作业参数作业情况2010⁃05⁃26>53bpm初始阶段井口压力降低，随后趋于平缓，作业失败2010⁃05⁃2725bpm+封堵材料作业失败2010⁃05⁃2880bpm+封堵材料达到泵工作能力极限，无法增加压井液排量，作业失败

由于顶部压井法是在地层流体持续喷出的情况下进行压井，常规的数值模拟软件无法准确模拟，我们将顶部压井法作业时的井口流动通道简化成一个节流阀来进行分析，则井口处的压力和流量的关系可表示为

ΔpBOP=C(αqkill+βqblow)2(0≤α,β≤1),

(1)

式中: ΔpBOP为井口处的压降，MPa；C为流量系数，表示元件对液体的流通能力；α和β为比例系数；qkill为压井液排量，m3/s；qblow为地层流体井喷流量，m3/s。

在顶部压井法作业过程中共存在三个状态: 作业之前，作业初期，作业成功。不同状态下顶部压井法井筒流动情况如图3所示。

(a) 作业之前

(b) 作业初期

(c) 作业成功

在顶部压井法作业之前，通过井口的流体全部为地层流体，此时α=0，β=1，式(1)可转化为

(2)

式中: ΔpBOP1为顶部压井法作业之前井口处的压降，MPa；C1为顶部压井法作业之前井口处的流量系数。

在顶部压井法作业初期，通过井口处的流体为压井液和地层流体，此时式(1)可转化为

(3)

当顶部压井法作业成功后，通过井口处的流体全部为压井液，此时式(1)可转化为

(4)

将式(2)与式(4)联立，整理可得顶部压井作业成功所需的压井液排量为

(5)

将式(3)与式(4)联立，整理可得顶部压井作业成功所需的压井液排量为

(6)

图4 深水地平线事故顶部压井法作业过程中井口压力与排量的关系图Fig.4 Diagram of wellhead pressure and pump rate in top kill operation in the Deepwater Horizon accident

表3 深水地平线事故顶部压井法作业参数

此外，由式(5)和式(6)可知，对井喷流量的预测直接影响压井液排量的计算。如果井喷流量预测过小，则计算的压井液排量无法满足成功作业的要求。通过以上分析可得，对井喷流量预测值过低，在设计过程中未考虑冲蚀效应，而泵工作能力又已达到极限是该井顶部压井法作业失败的主要因素。

3 深水地平线事故压回法作业分析

该井压回法的主要步骤为: 将作业船中的重泥浆通过钻杆泵入海底，重泥浆通过与水下防喷器连接的压井管线流入井筒，重泥浆迫使井筒内的原油和天然气流回地层，当确定重泥浆的静液柱压力能够平衡地层压力时，重复该步骤，泵入水泥，实现永久封固油井，作业情况如图5所示。

图5 深水地平线事故压回法作业示意图Fig.5 Schematic diagram of bullheading operation in the Deepwater Horizon accident

(7)

式中: dp为压力变化，Pa； dV为流体体积变化，m3；Vi为流体初始体积，m3；Cl为流体等温压缩系数，Pa-1。

将流体体积的变化转换成流量与时间的关系，上式可转化为

(8)

式中:qkill为压井液的排量，m3/s；qleak为流体进入地层的流量，m3/s。

由式(8)可以看出井筒内压力变化主要取决于压井液排量、流体进入地层的流量以及流体等温可压缩系数。在该井压回法作业过程中，由于井筒与地层连通性好，在作业初期井筒流体便流入地层，降低了井筒内流体的压力变化，井口压力仅升高35psi便开始下降，大大降低了井口压力以及带来的井筒完整性风险。

图6给出了不同水深不同压井管线尺寸条件下压回法作业泵压的变化，由图可知，泵压随压井管线尺寸的增加而明显降低，以1000m水深为例，6-5/8英寸管线泵压比3英寸管线泵压降低了32%。因此，在水深和泵功率一定的条件下，采用大尺寸泵入管线可大大降低泵压，提高泵排量，降低作业安全风险，提高作业成功率。深水地平线事故的压井作业均采用6-5/8英寸钻杆作为压井管线。

图6 深水地平线事故泵入管线尺寸与泵压的关系Fig.6 Relationship between pump line size and pump pressure

4 深水钻井三级井控技术方案优选

深水地平线事故在下入封井器后，曾考虑置换法压井，但由于井筒内流体可压缩性过低，最终放弃该方案而采用压回法压井。由此可见，深水钻井三级井控不同压井方式其作业参数均有不同的特点，适应于不同的条件，选择最优的压井方案对于成功压井至关重要。

表4给出了深水地平线事故不同压井模式作业参数对比，通过对比分析可知，采用静态模式压井，其压井液密度、压井液排量和压井作业时间等参数均小于动态模式，但是，由于静态模式实现了井口封闭，井口承压要大于动态模式，这给作业过程中的井筒完整性问题带来了巨大的风险，容易引起地层的漏失。因此，在两种模式都能保证压井成功的前提下，需综合分析作业参数和相关的作业风险，优选最终的压井方案。

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表4 深水地平线事故不同压井模式作业参数对比

*1ppg≈0.1198g/cm3。

表5给出了压回法、置换法、顶部压井法和动态压井法的作业参数对比。由于置换法存在多轮次的泵入、置换和放喷，所需的作业时间最长，此外由于气体运移置换到井口，最大井口压力比压回法更高。顶部压井法虽然无需打救援井或下入封井器，作业最易实现，但所需要的泵压、排量和压井液用量最大，对泥浆泵工作能力要求最高，且作业时间长，作业风险高。基于救援井的动态压井作业由于是在井口有流体持续喷出的情况下压井，所需的排量和压井液用量均较大，但由于大排量导致压井液可迅速在井筒建立井底压力，因此，除去打救援井的时间，动态压井的作业时间较短。

表5 深水钻井三级井控不同压井方法优缺点对比

除了进行作业参数优选和对比之外，还需根据特定的现场作业条件进行综合的分析，从而确定最终的压井方案。现场作业主要考虑以下几个因素。

(1) 压井液用量。作业方法的选择应考虑压井液的用量，在现场应急救援船压井液储量较小时，则应考虑下入封井器，采用静态模式压井。

(2) 泥浆密度窗口。置换法由于存在多轮次的泵入、置换和放喷，所需的泥浆密度窗口较大，不适合窄泥浆密度窗口的作业。压回法则应考虑泵入速度的影响，以防止泵排量过大压漏地层。动态模式压井也应合理地设计泵入排量，防止过大排量产生的摩擦压降压漏地层。此外，在下入封井器后应进行井筒完整性测试，保证作业不会压漏地层。

(3) 压井泵工作能力。固井泵由于泵入排量的限制，不适合动态模式的非常规压井作业。而采用泥浆泵进行压井应考虑计算泵压是否会超过其额定泵压。

(4) 流动管线压力等级。目前泵入管线的压力等级大部分为15000psi，能够满足现场非常规压井的作业要求。如果管线压力等级不够，则需考虑优选其他的压井方法。

(5) 井口情况及压力等级。当井口不适合下入封井器时，则应考虑动态模式进行压井。静态模式的井口压力等级主要取决于封井器的井口压力等级，目前大部分封井器的井口压力等级为15000psi，能够满足压回法和置换法的作业要求。

(6) 储层特性。储层特性尤其是渗透率的值也对压井方案的优选产生重要的影响。压回法往往适合于高渗储层的压井作业。如果溢流气体为酸性气体，对人和设备可能产生很大危害，建议采用压回法作业。

基于以上分析，深水钻井井喷后三级井控压井方案的选择，不但需对不同方案进行精确的数学分析，对比不同方法的作业参数，还需综合考虑压井液用量、作业时间、装备压力等级以及地层特性等因素，优选最终的压井方案。

5 结 语

(1) 本研究基于节流阀模型建立了顶部压井法数学模型，并对深水地平线事故顶部压井法作业进行了分析，计算结果表明井喷流量预测值小于实际值、未考虑冲蚀效应的影响、泵工作能力达到极限是作业失败的主要因素。该模型可用于顶部压井法井喷流量的计算和作业参数的设计。

(2) 在水深和泵功率一定的条件下，采用大尺寸泵入管线可大大降低泵压，提高泵排量，降低作业安全风险，提高作业成功率。

(3) 静态模式压井的压井液密度、排量和压井作业时间等参数均优于动态模式，但井筒完整性风险更大。在实际作业过程中需综合分析不同压井方法的作业参数和压井液用量、作业时间、装备压力等级以及地层特性等因素，优选最终的压井方案。

[1] BP. Deepwater horizon accident investigation report [R]. 2010.

[2] Morten E. Summary and conclusions: deepwater horizon accident [R]. 2011.

[3] 董星亮,曹式敬,唐海雄,等.海洋钻井手册[M].北京: 石油工业出版社,2011.

Dong Xing-liang, Cao Shi-jing, Tang Hai-xiong, et al. Offshore drilling handbook [M]. Beijing: Petroleum Industry Press, 2011.

[4] Robert G. Blowout and well control handbook [M]. Oxford: Gulf Professional Publishing, 2003.

[5] David W. Advanced well control [M]. Richardson: Society of Petroleum Engineering, 2003.

[6] Abel W. Kill operation requires thorough analysis [J]. Oil & Gas Journal, 1995,93(20): 32.

ResearchonApplicationofDeepwaterDrillingTertiaryWellControlTechnology:TakingDeepwaterHorizonBlowoutAccidentasanExample

LI Meng-bo1,2, XU Liang-bin1, GENG Ya-nan1, LI Xun-ke1, LI Gen-sheng2, LUO Hong-bin1

(1.CNOOCResearchInstitute,Beijing100028,China; 2.CollegeofPetroleumEngineering,ChinaUniversityofPetroleum,Beijing102249,China)

Deepwater drilling blowout is considered to be the most serious threat in the process of deepwater oil and gas exploration and development. Choosing an appropriate tertiary well control method plays an important role when deepwater drilling blowout happens. For the Deepwater Horizon accident, a variety of tertiary well control technologies have been adopted to control the blowout, while five of them failed. In this paper, we conduct a research based on the top kill method and bullheading method used in the Deepwater Horizon accident. The reason of failure of top kill method is given, and the operation parameters and the advantages and disadvantages of different pressure well kill pattern are analyzed. Furthermore, we put forward the factors that should be considered in the process of plan optimization, which will provide theoretical guidance for subsequent design and successful operation of tertiary well control technology.

deepwater drilling; tertiary well control; top kill; bullheading; plan optimization

2017-03-19

第七代超深水钻井平台(船)创新专项

李梦博(1987—)，男，博士，主要从事深水钻井、井控、控压钻井等方面的研究。

A

2095-7297(2017)03-0125-06