深水环境下钻井面临的难点与解决对策

2018-03-18张俊成李忠慧胡尹凌李志强

山东化工 2018年14期

张俊成，李忠慧，彭昊，胡尹凌，李志强

(1.长江大学石油工程学院，湖北武汉 430100； 2.油气钻井技术国家工程实验室防漏堵漏研究室，湖北武汉 430100)

海洋中有着大量的石油天然气资源，在全球油气资源总储量中占比高达70%左右，而500m以上的深水海域油气田在其中所占比例极高。因此对于海洋油气特别是深海油气全球已达成共识，其将是未来世界油气资源来源的重要区域[2]。可是，深水环境和浅部地层情况复杂与常规陆相钻井作业有很大不同，这给深水钻井作业带来了巨大挑战。对于海洋深水钻井工程而言[3],水深的增加使得钻井环境更加复杂 ,造成了许多技术难题，严重制约着海洋油气开发的发展。笔者在调研的基础上，对我国南海深水条件下的钻井所面临的问题及挑战进行了分析，并提出了一些解决方案，以此为我国南海深水油气未来开发研究提供依据。

1 南海深水开发所面临的挑战

1.1 在环境方面的挑战

在环境方面，深水开发当下主要难题是地质灾害带来的问题和恶劣的海洋环境带来的问题。

1.1.1 浅层地质灾害

主要包括三类：浅层气、浅层水流动(Shallow Water Flow，简称 SWF[4])、天然气水合物。此类灾害一般在钻完井作业时泥线下约1500m的地层内有发生，影响井的安全性。浅层气和浅层流具有高压力，容易高速井喷、要求压力波动低和处理困难的特点[5]，易造成井塌,井喷。而在我国南海，浅层气主要分布于大陆架区，而且甚为广泛[6-7]。SWF 存在使得高质量的套管尾管无法建立，影响井壁稳定。天然气水合物分解将引起地层承载力的不均匀，对海洋工程的安全有影响。而且，突然释放的气体会对运输管道产生破坏作用，特别是在高压浅层气体释放的时候，轻则侵蚀套管，重则引起井喷[8]。除此之外合物的形成还会堵塞管线，钻进器具。

1.1.2 恶劣的海洋环境

(1)海底高压、低温环境；深水环境下,液体的温度变化见图1[1]所示。深水海底温度一般在3～5℃,海水的低温可影响到海底泥线以下450 m[9]处的岩层，使该区域岩层具有低于正常地温梯度的温度[10]。

(1) 低温环境下难以井控。在温度很低的情况下，钻井液存在凝胶效应，对凝固时间有很大影响，不利于深水环境窄密度窗口下安全钻井,也影响钻井液的携沙能力和悬浮能力[1]，同时高粘度、小直径节流管线导致高压力摩擦压力损失，也使得井控更加困难[11]。

(2) 钻井液的液柱压力在低温条件下会增高。已有研究表明，深水钻井中井口的钻井液密度通常小于井筒内钻井液密度，井口钻井液液柱压力的当量密度小于井筒的钻井液密度[12]。

(3) 低温会使得固井更加困难[9]。

(4) 在低温情况下更容易行成天然气水合物[13]。天然气水合物一般稳定存在于低温环境下(0～10℃)和高压条件下(约为10MPa以上)，在深水环境下，水合物会在0℃以上形成，会造成钻井循环液体系的堵塞[10]。

(2)波浪流：浮式平台和钻井船是在深水钻井作业中主要使用的工具，会因波、浪、流以及风吹产生摇晃，这会对其锚泊系统以及动力定为造成影响，使结果产生误差。

(3)台风：台风破坏力极强，当海上钻井平台或者钻采设备碰上台风时会被严重破坏。

(4) 内波流：部分流体发生密度变化使流体内部不连续的现象，会导致大幅震荡。较大的内波会严重缩小钻井作业窗口使钻井作业无法正常开展开[14]。并且如果钻井平台的立柱或着隔水管等结构遇到内波流时会受到较大的作用力使平台发生一定距离的偏移。

1.2 地层压力窗口狭窄

深水钻井压力存在两个特征：一是存在异常高压，二是窄地层压力窗口。异常压力对深水钻井的影响和常规陆地钻井一样,主要为导致井涌、井喷、井漏等复杂情况[15]。地层压力窗口狭窄是由于深水井上覆岩层压力相比于浅水井低，导致破裂压力降低，地层孔隙压力与破裂压力窗口变窄[16-18](图2)。

在深水钻井作业中,往往由于地层压力窗口窄而无法将套管位置设置的尽能的深。地层压力窗口窄给钻井工程带来诸多难题。作业过程中需选用合适的钻井液密度并选用合理的钻井参数[3]，既要防止压漏地层，又要防止压力不平衡引起地层坍塌。

1.3 溢流监测困难

溢流监测困难是由钻井液的溶解性和水下防喷器结构的特点所引起[20]。

(1)钻井液的溶解性：在深水钻进中，由于多方面的原因，大多情况下用的油基钻井液。油基钻井液较水基钻井液更能溶解油气，当溢流时，侵入的油气容易溶入钻井液中，钻井液上返时体积变化不大，观察到溢流需要的更长时间。

(2)水下防喷器结构特点：深水井作业防喷器组大多位于海床，当地层流体侵入井筒后，哪怕关闭防喷器组，油气也会快速继续上行，造成泄露、喷发的严重后果。

1.4 压井难度大

(1)无法准确测算无隔水井段的压井液密度，导致需要大量钻井液。在深水井无隔水段井段钻进时，钻进液不回收，如果钻进时出现溢流，就需要加入大量压井液。而且无法获得地层压力，会导致压井液密度无法准确确定，只得按估测值的钻井液进行压井，这会增加压井难度，也会加大井漏风险。

(2)节流管线内径小，长度长，作业时间长[20]。在压井时由于管线长、内径小，存在气体交换及回压效应。而且深水低温高压环境下钻井液黏度会增大，致使阻流、压井管线中的压力损失增大，在压井时易压漏地层使压井失败，因此圧井作业所用排量小。在井眼容积大而圧井排量小的情况下，循环一周所需的钻井液量较大，因此每次压井作业都会需要很长时间来完成。

2 应对南海深水钻井难点的对策

虽说南海深水开发有着这么多的难点，但其油气的储量决定了这必然是进军方向。在上述挑战中南海面临的三浅问题、深水低温、深水井控技术、深水作业经验少等是尤为突出的。要实现南海油气的高效开发必须针对这些难点进行攻关。

2.1 三浅问题：浅层气，浅水流，浅层天然气水合物

(1)在选择井位时尽量避开，在开采中控制抽汲，钻井过程中携带监测工具，避开此类问题；

(2)研制相关试剂解决天然气水合物分解带来的灾害；

(3)通过研究南海深水海况环境和地质特征来预测“三浅”产生，避免灾害。具体研究“三浅”的组分、压力等参数变化在地震声波物理特性上的响应机理[21]。

2.2 钻井液

(1)针对低温环境开发低温早强防窜水泥浆体系[22];

(2)选出合适的深水作业的钻井液体系。作为优选钻井液，要有以下性能:,在黏土含量及高聚物的作用下流变性要合理[23],滤矢量较小,抗温且不易被污染, 能有效抑制水合物形成,而且环保。在此基础上可以选用高盐PHPA聚合物钻井液体系，该体系有以下优点：对生物毒性小，能较快降解，能有效克制水合物生成。或者选用合成基钻井液，主要优点：使钻速快、有效抑制水合物合成、避免钻屑下沉、润滑能力强、使井壁稳定、降低卡钻的发生率、性质稳定。用该钻井液体系还可减少事故发生，降低钻井成本。

2.3 应对窄压力窗口

可采用膨胀管技术。它可用于多项钻探、开采作业过程,被认为是21世纪石油钻采的核心技术之一[24]。膨胀管技术的优点:(1)复杂地层情况下能维持井壁稳定;(2)减小井眼锥度，使套管下入更深,尽量以大尺寸完井;(3)让套管层数和上部井眼尺寸减小。所以膨胀管技术也是一种具有吸引力的解决泥浆密度窗口小的方法[10]。

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2.4 深水固井

(1)注水泥时的循环温度可采用数学模拟方法或者随钻测定的数据确定[1]；

(2)优化固井工艺，准确掌握地层三压力剖面；

(3)针对性的开发出可以克服或减弱神水环境所产生的不良影响的深水固井新材料[25]；

(4)发展钻井液固井液一体化技术[26]。

而在钻采上可“Jetting in”，即喷射下管技术。相比于常规的表层钻进方法，该技术有以下优势[27]：减少了起钻下导管的步骤；解决了导管造成井壁塌陷导致的井口难找的问题；完成作业后无需固井减少了常规的程序；避免井口下沉；配合使用钻进工具 CADA，可减少一趟起下钻的步骤，有效减少钻井作业的时间，节约成本。

2.5 深水井控

(1)安装流量计,结合MWD和LWD的实时监测数据，提高早期检测溢流的精度,以便及时发现溢流[22];

(3)根据地漏试验和随钻压力测量、钻前预测研究等方法来比照前后地层压力，判断井筒内是否出现溢流。

(4)采用有效的压井技术；

(5)减少呼吸效应降低井控风险[20]。

要很好的井控就必须掌握足够多且精确的地层参数。随钻测井技术是满足多参数、高采集频率和精度及至少同时采用 2套不同数据采集方式要求的现场实时数据测量和采集系统,还具有专家智能分析判断功能[28]。随钻测井(特别是声波全波)技术还可以预测钻头下方地层信息,评价岩石信息,更新钻前模型,划分超压及欠压地层[29],进而及时修正泥浆密度,防止井涌及井漏,又能达到降低成本、提高效益的目的。随钻温度测量可实时监测井底温度,以此判断能否安全进行下一步施工作业,避免设备损坏。

随钻环空压力监测 (DRPWD)也同样适用于井控。随钻环空压力监测系统能及时监测井底压力和温度，有助于钻井技术人员了解井下情况，掌握钻井液岩屑携带情况及钻头水功率大小[30]，进而更准确掌握井底压力。除此外，使用该系统可有效提高钻井效率、降低成本、避免井下环境复杂化和减少事故发生。

井下防喷器是一种井控工具，在井下能起到关闭钻杆内外环空的作用,并在关闭环空后能配合其他设备进行钻井液的循环。而且在加入重泥浆使井下压力平衡后,开启井下防喷器还能继续正常作业。能有效防止溢流及溢流带来的复杂情况。