深海高压井口系统浅析

张兴元

摘 要：深海井口系统是海上油气开采的重要装备之一，15000PSI高压井口系统适宜更高的工作水深及更大的油藏压力，为一体两挂式，全部为金属材料，适用于卧式采油树，与连接器接口型式通用，下放工具与套管挂上有大流体通道，可减小井间压力。

关键词：深海井口;套管挂密封总成结构

一、概述

深海油气开采主要依靠海底生产系统将采集的油气输送至水面，其中与油气最先接触的井口系统，则是海底生产系统中必不可少的组成部分。深海井口头系统是支持内部套管柱的基础，处于海底泥线之上，其安装过程复杂，工作环境恶劣，同时要承受多种外部荷载。由于其高压密封性，及在深水环境工作的特点，导致深海井口设计与陆地井口差别很大。根据API规范，水下井口系统根据其工作的水深和油藏压力，可分为六个等级。其中工作压力等级>5000PSI的井口系统为高压系统，适宜更高的工作水深及更大的油藏压力，其功能及结构有更严格的要求。

二、深海高压井口系统

（一）井口系统应具备功能

由于井口系统是保护油气钻采生产安全的第一道屏障，是在海底泥线安装钻井工具的刚性基础，是安装防喷器和采油树的基础，是通过安装防喷器与采油树实现油气钻采过程中的防喷、放喷和压井过程，所以将平台和海底井口连接起来，引导钻具进入井眼，能够隔绝油气与海水，在钻柱外形成环形空间，以便在钻进时循环钻井液。

本文以15000PSI工作压力等级的井口系统为例，介绍深海井口系统的基本组成及工作特性。15000PSI深海井口系统包括：30"导管头、18-3/4"高压井口头、13-3/8”套管挂、9-5/8”

套管挂、金属密封总成、防磨补芯及相应下放工具。

（二）18-3/4”高压井口头本体

18-3/4"高压井口头装配在30"导管头内部，是所有套管挂的支撑基础，也是整个井口系统的关键设备。本文介绍高压井口系统为一体两挂式，适用于卧式采油树，所用材料需满足API规范要求，抗H2S腐蚀。其外部锥台与30"导管头的内部锥面配合;接触锥面上部安装有锁环，防止弃井上提高压井口头时，高压井口头与30"导管头脱离;下面的锁环支撑导管头上的圆锥凸台。井口头下部扶正环开设流体通道，以便于泥浆和钻井液流出。其本体上端外壁齿面与H-4连接器锁块啮合，内壁端部镀有镍合金堆焊层，为与H-4连接器VX密封面配合时起到防腐防磨的作用。内壁齿面与下放工具锁块啮合，内壁有防转键槽，防止与下放工具发生相对旋转。其本体内壁密封槽通过与密封总成配合，起到隔绝压力的作用。

（三）13-3/8”与9-5/8”套管挂

套管挂材料需满足API规范中15000PSI等级要求，抗H2S腐蚀。套管挂依靠坐放斜肩与井口头承载环或者上一层套管挂坐放面配合;其外壁开有流体通道，用于下放和固井时泥浆返流;流体通道上端有密封环支撑面，其外壁为倾斜面，与密封总成配合，达到密封的作用;套管挂上端外壁设计环槽与密封总成内锁紧环配合，起到轴向固定密封总成的作用;下端开有API偏梯形螺纹与相应的套管连接;上端内壁设计有凹槽和防转槽与下放工具配合用。由于9”套管挂上端要回接其他油气开采用的套管挂，故为防腐防磨，上端内壁需要堆焊625镍基合金。

（四）金属密封总成

金属密封总成主要是隔绝高压井口头与套管之间的压力，故对其尺寸和表面粗糙度要求较高。对于高压井口系统，密封总成全部采用金属材质，为金属对金属密封，抗H2S腐蚀。金属密封总成可适用于各种标准套管挂，16”套管挂除外。

金属密封总成主要分为上端驱动部分和下端密封部分，上下两部分可以相对转动。密封总成内壁有四个轴向槽，便于下放工具上的销钉进入密封总成的卡槽内，起到悬挂密封总成，实现下放与回收的作用;其驱动环挤压密封环，使密封环产生塑性变形，与井口头内壁和套管挂外壁接触面产生较大的接触应力，从而达到密封的效果;其外圈有外鎖紧环，内圈有内锁紧环，分别与高压井口头和套管挂的卡槽配合，起到轴向固定密封总成的作用;驱动环上开有垂直的流体通道，便于下放时泥浆返流。

（五）13-3/8”与9-5/8”防磨补芯

防磨补芯依靠坐放台肩与相应套管挂配合;外壁装配有密封圈，通过与高压井口内壁的摩擦作用，防止在钻井过程中防磨补芯与高压井口头发生相对旋转;防磨补芯内壁上端有与下放工具配合的凹槽。

三、15000PSI高压井口下放步骤

（一）下放导向基座及导管头。首先在海底泥线附近下放导向基座，然后下放导管头，一般先将导管头预先装入导向基座内，然后利用导管头下放工具，一起下放导管头与导向基座。下放前需要钻36寸井眼，下放后需用水泥固井，然后再钻26寸井眼。

（二）下放18-3/4”高压井口头。钻好26寸井眼后，下放18-3/4”高压井口头，井口头下端焊接20寸套管。为了下放方便，先将防磨套筒装入井口头内，下放到位后，固井，再连接防喷器、隔水导管，有时也需要下放采油树，此时需要进行BOP试压，然后再钻17-1/2”井眼，井眼完成后，回收防磨套筒，提出下放工具。

（三）下放13-3/8”套管挂及密封总成。继续下放13-3/8”套管挂及套管，然后固井，再下放密封总成。为减少操作步骤，同时也便于密封总成与套管挂的对中，一般将密封总成与套管挂使用一个下放工具下放，即单程下放工具。使用单程下放工具下放时，将套管挂与密封总成同时连接到下放工具的相应位置，然后先坐放套管挂，固井，再下放密封总成，其下放原理与单独下放时相同。金属密封总成下放完成后，提出下放工具，进行BOP试压，试压完成确保满足压力要求后，再使用防磨补芯下放工具下放13-3/8”防磨补芯，并钻12-1/4”井眼，回收防磨补芯。

（四）下放9-5/8”套管挂及密封总成。9-5/8”套管挂下放时重复13寸套管挂下放步骤，即下放套管挂及密封总成，固井，试压，下放9-5/8”防磨补芯，再钻8-1/2”井眼，回收防磨补芯。至此井口头安装完毕。

四、总结

（一）15000PSI井口系统总体特点：金属对金属密封，密封性能可靠性高;下放工具与套管挂上有大流体通道，可供泥浆返流，减小井间压力;安装步骤简单易行;下放工具具有多用途，可有效减少下放安装步骤。

（二）18-3/4”高压井口头本体特点：额定工作压力15000PSI（103.5MPa），抗H2S腐蚀;一体二挂式，配有两层套管挂;井口头连接器可用FMC连接器或客户指定形式;井口内壁底部坐放台肩可承受所有套管重量;外壁底部的扶正环可以向30”导管头传递弯曲载荷。

（三）13-3/8”与9-5/8”套管挂特点：所有套管重量可以通过套管挂传递到经口头上;所有套管挂都可以居中悬挂于30°坐放台肩上;每个套管挂都有大流体通道;每个套管挂额定工作压力15000PSI（103.5MPa），抗H2S腐蚀;每层套管挂均配有密封装置;每层套管挂均有回接结构。

（四）金属密封总成特点：在井口头和套管挂之间建立金属对金属密封;密封总成靠重力坐封;与套管挂通过单程下放工具，同时下放，无需冲洗过程;密封总成可在必要的时候直接上提回收，不需要扭矩和左旋，上提下放工具可使用多用途工具;在同一尺寸的井口头中，密封总成适应于13-3/8”或更小尺寸套管挂;密封总成额定工作压力15000PSI（103.5MPa），抗H2S腐蚀。

结语：总之，深海高压井口系统是海上油气钻采的重要设备之一，是保护海上油气生产安全的第一道屏障。但深海生产装备制造技术长期被欧美国家垄断，至今未能完全实现国产化制造，因此掌握深海高压井口系统的设计及制造技术，逐步实现深海油气装备国产化，对进入国际深海油气装备市场具有重要的战略意义。

参考文献：

[1] FMC Technology：Subsea Drilling Systems [M]：2008.