自升式钻井平台精就位技术实践

彭巍 管申 张超 邓文彪 刘智勤 张智

(1.中海石油(中国)有限公司湛江分公司， 广东 湛江 524057； 2.西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室， 成都 610500)

为了快速实现增储上产及降本增效的目标，南海西部石油管理局计划进一步利用A油田S平台南块未动用地质储量。但周边密布的多条海底管缆给钻井平台就位带来重重困难，面临就位作业过程中钻井平台桩腿挂碰海底管缆、老脚印滑移风险大、锚位布置难及就位精度要求高等问题，稍有不慎将会造成后续作业无法实施，甚至导致海管破损溢油等严重事故。面对这些技术挑战，南海西部油田钻完井技术人员通过充分调研、探讨及论证，设计了一套复杂工况自升式钻井平台精就位技术方案及配套风险管控措施，有效地解决了涠洲某油田自升式钻井平台调整井精就位的技术难题。现介绍技术实践情况。

1 精就位难点及风险

A油田由平台S、M、L 组成，平台之间通过栈桥连接。该油田先后经历了2次调整井作业，钻井平台均就位于S平台西侧同一位置，再次就位时踩老脚印容易滑移而导致平台失稳，而且2次调整井作业资料中S平台坐标位置及艏向数据也不一致，对精就位技术方案的设计产生重大影响。2015年5月的海底调查图显示，该油田周边共密布23条海底管缆，且部分管缆未埋设。受2015年10月超强台风“彩虹”影响，部分海底管缆产生移位，给抛锚及精就位作业埋下安全隐患。该油田S平台采用预钻井模式，其修井机及吊车等设施避让空间有限，对钻井平台就位产生严重干涉。利用自升式钻井平台再次就位S平台的难度极大，主要体现在以下方面：(1) 就位过程中钻井平台桩腿必须跨越海底管缆，挂碰海底管缆风险大；(2) 同一位置重复就位，踩老脚印滑移的风险大；(3) 周边密布海底管缆且位置不够精确，锚位布置困难，实现精就位的要求极高；(4) S平台设施多，且无避让空间，井槽覆盖困难[1-4]。

2 精就位技术方案

2.1 方案内容

自升式钻井平台就位S平台过程中，当跨越海底管缆时，要求桩腿离泥面5 m以上，这样才能保证跨越过程中在竖向平面内无挂碰海底管缆的风险。但精就位过程中，为在设计井位处实现快速点桩、稳定钻井平台，避免在横向平面上出现碰撞海底管缆的风险，在调整期须将桩腿放至泥面以上1 m左右。点桩需求与高度安全的要求相互矛盾。自升式钻井平台就位S平台时只能在横向面内采取安全距离规避的方式，多次精确靠近，不断确认安全距离，直至成功就位[5]。

首先，根据S平台空间分布、尺寸特征及周边海底管缆分布情况，结合钻井平台悬臂梁结构尺寸及载荷分布特性，按照一次性覆盖所有低效井槽口的要求优选钻井平台就位的具体位置，形成初步就位方案。其次，分析难点及风险点，有针对性地制定相应的风险管控措施。最后，优化钻井平台就位方案，细化操作步骤，进一步控制就位精度，采用多次就位措施完成就位作业[6]。

2.2 风险管控措施

2.2.1 挂碰海底管缆风险管控

为细化多次就位方案，保证就位过程中横向面内无碰撞海底管缆风险，就位作业前必须完成以下准备工作：(1) 复测S平台位置和艏向，提高就位精度；(2) 通过海底声纳扫描成像，得到S平台、老脚印和附近海底管缆的相对位置图，优化多次就位位置；(3) 调查海底大型金属垃圾及周围海底5条管缆1 km范围内的情况，确保抛锚锚位及就位位置绝对安全；(4) 切割S平台周边影响钻井平台就位的部分未使用海底管缆，减少挂碰风险。

2.2.2 插桩滑移至老井眼风险管控

为避免重复就位同一位置踩老脚印产生滑移而导致钻井平台失稳的风险，就位作业前进行海底声纳扫描，掌握S平台西侧老脚印的详细情况。就位设计时，根据钻井平台桩靴不踩老脚印或者完全踩入老脚印的原则优化就位位置；对于无法避免部分踩入老脚印的桩靴，就位插桩时采取多次点桩破坏老脚印的措施，当确保无滑移风险后再进行下一步就位作业[7-10]。

2.2.3 S平台设施干涉风险管控

S平台采用预钻井方式，修井机和吊车无避让空间,会影响钻井平台就位，且S平台的燃烧臂热辐射较强，不利于钻完井施工作业。经过多次论证，决定放倒修井机井架，临时拆除S平台左舷吊车，同时将钻井平台升船气隙改造至38 m以解决槽口覆盖干涉问题。在钻完井作业期间，可将S平台燃烧臂消耗气转至M平台火炬进行燃烧处理，以解决热辐射干涉问题。

2.2.4 钻井平台靠S平台时锚拉力不足风险管控

受周边海底管缆路由影响，抛锚位置受限，一旦左后与右后2个锚之间夹角过大，则就位时锚拉力有可能不足。针对此情况，可在钻井平台井口区安装2台气动绞车，精就位时气动绞车系S平台主桩腿辅助提供拉力，以满足作业需求。

3 现场应用及其效果分析

鉴于复杂工况自升式钻井平台精就位S平台的作业难度和风险极大，现场作业时使用厘米级高精度定位设备，动用3条工作船、1条主拖船、1条副拖船及1条抛锚工作船共同牵引，依照优化后的抛锚就位方案进行，历时35 h，最终成功完成精就位作业。

3.1 就位前准备

为将MS1000声纳测得管线和平台相对位置转变成实际位置，提前在S平台安装DGNSS和全站仪等设备，采用观测太阳法确定S平台艏向角为72.64°，同时采集S平台A5井井口位置坐标作为基准点(见图1)。后续使用MS1000声纳对S平台西侧桩靴和周围海底管缆进行扫描成像(见图2)。使用ROV携带USBL水下定位系统，Didson成像声纳与TSS440管线电缆探测器对S平台西侧多条管线及电缆周边1 km范围内进行调查(见图3)。根据复查结果优化就位方案设计。

图1 S平台最终采集位置示意图

图2 海底MS1000声纳扫描成像结果

3.2 技术措施

结合槽口完全覆盖要求及相应风险管控措施，最终设计就位完毕后,1#桩腿距离海管21 m，2#桩腿距离海管7.7 m，3#桩腿距离海管18 m。根据S平台周边海底管缆路由分布情况，采用多次就位方式完成作业，计划在S平台西北侧200 m左右空旷海域完成点桩初就位，调整钻井平台艏向后将4个锚抛至设计锚位后开始精就位作业。

注：红色线为海管复测结果； 蓝色线为海管电缆原始路由；绿色线为电缆复测结果。

图3海底管缆调查及复测结果

为进一步规避作业风险，项目组和拖航组又对作业思路和操作进行细化，制定相应风险控制方案：(1) 就位过程中ROV在海底实时监测桩靴与海底管缆距离，现场配备1名潜水员待命，随时复查海底情况；(2) 抛锚顺序为1#、2#、4#、3#，1#、2#锚正常抛，3#、4#锚交叉抛，减小2#、4#锚之间夹角；(3) 跨越S平台西北侧海底管缆前，钻井平台各桩腿与泥面距离必须满足高度安全要求；(4) 利用钻井平台井口区2台10 t启动绞车系S平台主桩腿提供拉力，辅助就位；(5) 到达设计井位后，先放3#桩腿点桩破坏老脚印，确认安全后再插1#、2#桩腿。

3.3 操作过程与实施效果

钻井平台由3条拖轮共同牵引进场。按照就位设计，进场线抵达S平台西北侧海底管缆以北50 m进行软插桩，调整钻井平台艏向至252.64°，钻井平台3个桩同时点桩并升船至抛锚吃水，按照1#、2#、4#、3#锚的顺序依次将4个锚抛至设计锚位，4#锚最大出链长度767 m，各锚与周边海底管缆距离均达到100 m左右。待海况良好，在锚缆及拖轮辅助下进行就位作业，在跨越海底管缆前，将钻井平台桩腿提离泥面5 m以上，到达设计就位井位后，先点桩3#桩腿，破坏老脚印，再点桩1#桩腿，调整艏向偏移3°，增加2#桩腿与周边海管距离至7.7 m，最后点桩2#桩腿。最终现场实现精就位：艏向249.64°(设计允许误差±1.5°)，就位距离11.2m(设计10.5～11.5m)，横向左偏差0.5 m(设计允许误差±0.5 m)，完全达到设计要求，就位过程无挂碰海底管缆情况。

4 结 语

随着海上油气田不断开发调整，周边海底管缆呈现密集化、复杂化的趋势，给后续自升式钻井平台就位作业带来很大困难。针对A油田复杂工况自升式钻井平台精就位难点及作业风险问题，采用多次就位技术，优化布锚方案并提出一系列风险管控措施，配合高精度定位设备、3条工作船辅助就位，成功完成高难度精就位作业，现场应用效果良好。

在自升式钻井平台就位生产平台过程中，插桩、压载时钻井平台位置有可能产生偏移，严重影响就位精度。在后续就位方案设计中应该充分考虑该不可控因素带来的风险，并预留容忍余量。

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