自升式钻井平台防台风井口安装探讨

江 岩，王 林

（中石化海洋石油工程有限公司上海钻井分公司，上海 201206）

中国是世界上少数几个受台风影响严重的国家之一，其中南海北部、台湾海峡、东海西部和黄海都是台风通过的高频区域。每年影响中国沿海的台风平均有20.2个，登陆7.4个，时间主要集中在6月份到10月份[1]，台风的等级最高可达到17级，对于在海上进行生产作业的钻井平台来说，无疑是具大的挑战。

而对于自升式钻井平台，因为其自身结构设计原因，在探井作业中的表开隔水套管都是靠平台配备的导管张紧器去承重支撑，这就使得台风来时，平台无法正常回收悬臂梁，而井口相关的设施，也只能维持和钻井时状态一样。而由台风引起的强风巨浪，将通过隔水管给井口相关装置带来具大的冲击，这就要求平台在进行井口安装时，要充分考虑该冲击力带来的影响，结合钻井工艺利用好井口相关设备自身的功能与能力，减少台风对平台设备及井下安全造成的影响。

1 自升式钻井平台井口装置概况

对于自升式钻井平台井口装置，除了通用的防喷器组和不同尺寸的套管头外，还配有缓冲隔水管浮沉升降的一级张紧器（即导管张紧器（Conductor Tensioning Unit），以下简称CTU）和保证防喷器组垂直不偏斜的二级张紧器，下面简要介绍两者的结构和功能原理。

CTU系统（图1）由承重盘、隔水管补心和补偿液缸组成，并配有液压泵站和储能瓶。隔水管下入至最后一根时，安装补心，将最后一根隔水管的接箍坐于补心上。通过调整液缸进油压力伸长液缸，使隔水管在海里的自由段受到向上的拉力，减少隔水管因海浪冲击造成的横向上的晃动，以确保隔水管的连接及密封受到保护。进油压力则可通过折算在控制面板上以吨位显示。储能瓶则用于维持液缸内的油压，使得CTU液缸能够随着因涌浪造成的隔水管浮沉而上下动作，从而起到补偿作用。

图1 CTU系统

1.1 二级张紧器

二级张紧器（图2）结构相对简单，主要由固定在钻台底部的两个补偿液缸及配套的不同长度的钢丝绳组成，一般与CTU共用一套液压泵站及控制面板（图3）。其主要作用为给防喷器组一个向上的拉力，从而减轻防喷器组及每层套管作用于导管张紧器上的压力，同时保证防喷器组不会因井口管串的晃动发生倾斜。

图2 二级张紧器示意图

图3 导管张紧器和二级张紧器控制面板

2 现场作业描述及台风过后井口状况

在东海某井生产作业过程中，下入13-3/8＂套管后进行三开前的组装井口作业，在安装21-1/4＂套管头时，发现其下部只有支撑环板，并没有防止其横向晃动的定位块，为了提高作业时效，现场商议决定先继续进行安装井口，后期再加工定位块进行安装。

13-3/8″套管采用坐底固井，其在30＂隔水管内有相当长度的自由段，后期防喷器坐上后，13-3/8″套管及21-1/4″套管头由于受压，整体有些偏向船首左舷侧，此时整个井口管串已经连接完毕，无法将其再拉至居中，且后期加装的定位块局限于材料及焊接环境，其焊接强度和定位能力有限。受台风“派比安”影响，平台人员进行撤离，撤台前井口状况如图4所示。

图4 “派比安”台风撤台前井口照片

复台后井口照片如图5所示，很明显由于风浪原因，井口已发生了偏移，部分加工的定位块已经损坏。

图5 “派比安”台风复台后井口照片

受台风“玛利亚”影响，本井进行第二次撤台，撤台前井口拍摄照片如图6所示。

复台后，21-1/4＂套管头下部环板已经变形开焊，且套管上有泥浆渗漏流出，说明13-5/8＂套管头的BT密封已经失效。现场组织讨论后，决定重新拆装井口，更换BT密封，以保证后期作业井控安全，复台后井口照片如图7所示，更换下来的损坏的BT密封照片如图8所示。

图6 “玛利亚”台风撤台前井口照片

图7 “玛利亚”台风复台后井口照片

图8 损坏的13-5/8＂套管头BT密封照片

在此次复台后下钻作业过程中，钻头经过套管头处有刮碰现象，但并不严重，初步怀疑是由于井口偏斜，导致13-3/8″套管打磨的坡口露出形成一个台阶面，阻碍钻头通过。一周后，台风 “安比”形成，根据气象预报，该台风等级并未达到撤台条件，现场组织进行抗台工作。但当台风抵达工区时，现场实测台风等级高于预报等级，涌浪达到7～8 m。虽然此前已对井口区域进行多次加固，但经过此次台风后，井口损坏严重，21-1/4″套管头下部环板彻底变形，失去支撑和套管居中的作用，整个井口管串偏向左舷侧，照片如图9所示。

图9 台风“安比”过后井口照片

台风过后虽然尝试了多种办法，但无法将13-3/8″套管拉正。在之后的下钻过程中，套管头处阻挂现象明显。进行9-5/8″套管下入作业时，浮鞋经过套管头处便被搁住无法下放，需转动管串才勉强通过，每根套管的接箍都会在套管头处发生阻挂。后期安装套管密封卡瓦时，发现13-3/8″套管端面已被刮碰变为台阶面，说明由台风造成的井口偏斜导致13-3/8″套管坡口端面已经偏出13-5/8″套管头BT密封处的腔体（图10），形成台阶面阻碍钻头及套管的下放。

图10 13-3/8＂套管坡口端面偏出

3 原因分析

由上可知，在三开井口组装时，21-1/4″套管头未配备扶正定位块，为了保证施工时效，在安装好21-1/4″套管头后未立刻加工并焊接具有相应强度的定位块。而13-3/8″套管下入后通常采用坐底固井方式[2]，套管存在相当长度的自由段。防喷器连接安装后，除去二级张紧器提拉的部分载荷，仍有30t到60t左右重量压在13-3/8″套管上，而13-3/8″套管与30＂隔水管之间环空间隙较大，受压后自然会倒向一边，且受压越大，侧向分力也就越大，对扶正块强度要求也越高。21-1/4″套管头下部环板与隔水管端面接触，隔水管则坐在CTU（导管张紧器）上，虽然CTU已经撑起隔水管自由段的重量，从而起到缓冲风浪作用，但当风浪大时隔水管依然会有横向和纵向的伸缩晃动，从三次台风过后的井口照片可以看出，每经历一次大的风浪，井口的偏斜程度就逐步增加，直到最后环板被彻底压变形。井口管串倾斜严重，13-3/8″套管端面偏出21-1/4″套管头腔体，导致BT密封损坏，若正在油气井段进行钻进作业，井控工作无法保证。

4 作业总结

根据上述井口偏移问题和原因分析，结合自升式井口设备原理、参数和目前国内海上钻井的常规做法，提出组装井口时的建议和需要注意的问题如下。

4.1 二开井口安装

二开井口示意图如图11所示，一开为海水开路钻进，在下入最后一根30″隔水管并将接箍坐于CTU补心上，将CTU液缸先伸出15cm左右。根据以往的观察和经验，即使风浪再大，隔水管的升降都不会超过5cm，液缸伸出太多会使裸露在外的液缸被海水和泥浆腐蚀，且横向摆动幅度加大，不利于液缸保护。30″隔水管固好井后，根据水深即隔水管自由段长度，算出CTU应撑起的吨位，以东海作业为例，通常为100千磅（Kips）左右。

图11 二开井口示意图

4.2 三开井口安装

三开井口示意图如图12所示，二开17-1/2″井眼完钻后，下入13-3/8″套管坐底固井，一般采用单级双封方式，但为了保证后期回收套管作业正常，固井首浆返高一般不会太高[3]，因此13-3/8″套管存在较长的自由段。

图12 三开井口示意图

在安装21-1/4″套管头后，将套管及套管头拉正使其在30″隔水管内居中，安装高强度定位块，防喷器组自身重量通过套管头压在隔水管上，确保其坐上重量后不发生偏移。装好井口后，尤其在台风季节，要再加焊定位块，并对环板支撑进行加固，以确保隔水管摇晃产生的横向切力不会对环板及定位块造成损坏。

若采用正规做法，13-3/8″套管也应该通过密封卡瓦坐挂在21-1/4″套管头内，从而保证13-3/8″套管的自由段处于拉直的状态[4]。具体施工方案为固井结束后，先粗切割13-3/8″套管，安装就位21-1/4″套管头，等待水泥完全凝结（以保证水泥凝固过程中充分释放上顶的作用力）后，将13-3/8″套管上端径向对称割孔，使用卸扣吊索或专用工具，用顶驱将套管上提20～40t（具体吨位根据套管自由段重量确定），然后坐挂密封卡瓦，放松吊索具，进行精割套管。

但上述做法等待时间较长，由于海上作业成本高，现场实际操作时，13-3/8″套管通常不坐密封卡瓦，这就要求在安装井口时要尽量保证13-3/8″套管不受压而偏向一边。以水深100 m为例，安装好13-5/8″套管头后，进行BT密封试压，连接防喷器及二级张紧器。此时整个井口管串的载荷为隔水管自由段100Kips和防喷器组重量220Kips，总计320Kips。根据CTU和二级张紧器能力，建议CTU承重170～200Kips，相应的二级张紧器承重150～120Kips。

还需注意的是，在安装13-5/8″套管头时，精割13-3/8″需注意打磨坡口角度不要太大，在保证不切到13-5/8″套管头下部腔体内BT密封的同时，尽量保留13-3/8″套管上端面的厚度，以防止套管上端面从套管头下腔内滑出，从而避免对下钻工具产生刮碰影响。

4.3 四开井口安装

四开井口示意图如图13所示，三开12-1/4″井眼完钻后，下入9-5/8″套管，为了保证固井质量，通常9-5/8″套管密封卡瓦坐挂40t左右重量在13-5/8″套管头内，此时整个井口管串的载荷为隔水管自由段100Kips、防喷器重量220Kips和9-5/8″套管坐挂重量90Kips，总计410Kips。为保证各层套管所受拉力不变，建议CTU承重250～280Kips，相应的二级张紧器承重160～130Kips。

图13 四开井口示意图

对应前文正常做法，若13-3/8″套管也有30t左右重量坐挂在21-1/4″套管头内，则此时整个井口管串的载荷为隔水管自由段100Kips、防喷器重量220Kips、13-3/8″套管坐挂重量70Kips和9-5/8″套管坐挂重量90Kips，总计480Kips。根据CTU和二级张紧器能力，理论上建议CTU承重290～320Kips，相应的二级张紧器承重190～160Kips。以“勘探七号”平台为例，其配备的CTU额定载荷为600Kips，二级张紧器额定载荷为300 Kips，满足上述作业能力要求。但现场操作时，还要结合设备的实际功能状况和每口井不同的钻井设计，找到最适合最优化的作业方案[5]。

在安装好密封卡瓦释放9-5/8″套管剩余悬重时，要有专人观察21-1/4″套管头下部环板情况，若发现环板有损伤或变形，应及时焊接支撑加固环板后再下放悬重。安装防喷器时，应先连接好二级张紧器并上提一定吨位（180～150Kips），在下放使其坐在套管头上的过程中，要有专人观察21-1/4″套管头下部环板和CTU液缸情况，从而及时做出调整[6]。在打磨9-5/8″套管坡口时，与前文提到的13-3/8＂套管一样，尽量保留上端面厚度。

5 结束语

为了确保自升式钻井平台在台风期的井口作业安全，需预先设计好各开次的井口套管坐卡吨位，并通过井口张紧装置作业能力合理分配载荷，保证整个管串处于受拉状态，由CTU和二级张紧器的液缸伸缩来补偿海上风浪纵向上的影响。同时，可对井口套管头扶正装置进行加固，以抵消管串因横向受力而发生偏斜；对套管头内的套管端面坡口精细打磨，以便于后续下钻作业的顺利进行。在实际作业过程中，该文提到的一些作业方式和操作细节，都需要结合现场具体的设备和工具的实际情况进行适当调整。