深水钻井技术（通用8篇）
深水钻井技术 篇1
1 技术现状
20世纪50年代, 石油钻井技术在我国开始发展。60年代引进苏联技术后的发展迅速, 为我国能源行业的腾飞提供了非常大的支持, 同时促进了我国整体经济的大力发展。
1.1 钻井经济数据实时采集与处理技术
石油钻井技术有很多种, 中国之前主要采用的是旋转式钻进方法。这种技术自然有其优势存在, 但在实际工程中发现, 因为受到下面岩层的影响, 使用旋转式钻进技术很容易导致钻头受损。后来通过对技术进行改进, 加入微电子与传感检测2项技术, 问题就得到解决。这样不仅可以远程操控钻头, 减少钻头受损的程度, 并且还会提高整个工作过程的效率, 对深水钻井提供了很大的帮助, 使之高效、顺利地进行。
1.2 大位移井与水平井技术
水平井是与直井相对的, 与之相比, 水平井技术有很多的优势, 其中最主要的是可以明显提高效率, 同时大大提高产量。另一种是大位移井技术, 由于摩擦阻力对工程进行有很大的阻碍, 而且钻屑的清除也是一项很困难的事, 大位移井技术可以有效解决这类问题, 因此, 这种技术在中国应用很广泛。
1.3 多分支井技术
多分支丼技术是在钻井过程中先钻出一个分支井眼, 分支井眼的位置为井眼的底部位置, 在对该分支井眼完成的基础上, 通过对地质结构和岩层情况的研究完成分支过程, 从而实现单井多靶立体式开采过程, 这对于油气开采产量以及质量的提升都有着极为重要的意义。
分支井在很多方面也体现着其优越性, 产量高、效率高, 并能够使得泄油面积能够得到提升, 并可以对余油潜力进行充分挖掘, 这对于油田开发效果的改善有着极为重要的意义。此技术的使用能够让2个或2个以上的油层实现共同开发, 这对油田开发成本的降低是极为重要的。
2 问题现状
2.1 对成本要求相对较高
目前成本问题已经成了一个不得不认真考虑的问题, 尤其对于深水钻井技术而言, 相对于陆地开采, 不管是从设备上, 还是从技术上乃至管理上, 对成本的需求都大大增加。我国在这方面起步较晚, 要发展深水钻井技术就更需要加大相关投入, 引进先进设备, 培养我国这方面的高级人才, 这些都加大了我国在此方面的资金投入。
2.2 人才资源不足
我国此前相关方面的专业人才较少, 人员的素质尤其是专业素质平均水平较低。而深水钻井技术对人员的专业水平及综合素质都有较高要求, 没有较高水平的专业人员, 发展新技术更是无从谈起。因此, 我国应该在专业人才培养方面多加重视, 同时注意人员综合素质的培养, 未来世界的发展将是多元化的, 专业之间的联系越来越紧密, 这对专业人才的综合素质同时也提高了要求。
2.3 缺乏合作意识
缺乏合作意识包括行业之间的沟通合作和国家之间的沟通合作。 (1) 我国行业之间缺乏沟通合作的意识, 包括专业人才之间的合作。各行业如果加强合作对行业的发展速度的提升是很重要的, 甚至还会取得相关领域上的巨大突破。 (2) 国家之间的合作。我国目前在深水石油开采方面属于孤军奋战, 国际上的恶意竞争都对我们的发展造成了很不利的影响。
3 发展趋势
根据我国在深水钻井技术方面的发展历史及发展现状, 结合世界上相关技术的发展进程, 可以看出我国深水石油钻井技术今后的发展方向。从总体上看, 随着石油开采程度的不断推进, 石油开采所面临的地质环境将更加不稳定, 这将加深石油钻井施工的难度, 因此迫切需要进行钻井关键技术及其配套技术的创新, 降低综合成本。
3.1 3G视频监控技术应用
通讯业发展实践表明, 仅仅依靠有线网络信号传输对地域广、监控点分散、网络基础薄弱的地区实现动态监控是不可能的, 不仅是因为基站搭建困难, 而且运营和维护成本很高, 只有充分利用移动运营商搭建的3G移动网络, 实现网络视频监控才能最大限度地节约工程建设和运营成本。也正因为3G视频监控技术具备这一特点, 被试探性地应用到海洋石油钻井施工现场监控。3G信号的稳定可以将现场的施工状况以视频的方式及时地呈现在上级局域网的大屏幕上, 从而为野外作业的安全施工和应急处理提供有效的监督和管理。
3.2 石油钻井技术智能化
目前, 智能化已经是国际上行业发展的大趋势, 智能化优势明显, 应用到钻井技术上能够大幅度提升效率, 提高产量, 同时降低各种包括人员、设备等的风险。在缩短周期方面, 智能化主要采取的是优化施工工艺, 这样可以提高整体发展水平。石油钻井的智能化能够实时监测钻井进展, 有效地穿越油藏并提高油井质量。智能化技术的运用还能拓展钻井施工环境, 提高复杂地质条件下钻井的效率。钻井技术智能化发展的关键技术主要包括地面计算机智能专家系统、井下智能工具、井下供电装置和提供高速双向数据传输的通讯网络系统。加大智能化在深水钻井技术上的应用将会是未来的发展趋势。
3.3 石油钻井技术管理
技术是理论的, 而管理是实践上的。只有理论结合实践, 即技术配合良好的技术管理, 技术才能充分发挥其作用。科学、规范的管理是必需的, 可以充分发挥技术的作用, 大大提高生产效率, 同时节约成本。相信未来在石油钻井技术上, 加强管理也将会成为中国乃至世界上的一种大的趋势。
4 结语
深水石油钻井技术在石油开采过程中起到非常重要的作用。深水石油钻井技术的大力发展有助于我们对石油资源的开采利用。我国储存于深水的石油资源占未开采石油总量90%, 能大大缓解了资源短缺问题。我国六十多年来在深水石油钻井技术的发展发面积累了较多经验, 但与一些国家还有较大差距。今后的发展方向主要是朝着技术智能化发展, 并注意技术管理方面的改革创新。相信我国在未来的深水石油钻井技术上一定会有大的突破。
参考文献
[1]师璟, 吴萍, 罗坤.我国石油钻井技术现状及发展趋势初探[J].企业技术开发, 2014 (12) :3-5.
[2]赵洪山, 刘新华, 白立业.深水海洋石油钻井装备发展现状[J].石油矿场机械, 2013 (8) :14-15.
[3]侯福祥, 张永红, 王辉, 等.深水钻井关键装备现状与选择[J].石油矿场机械, 2013 (14) :6.
深水钻井技术 篇2
关键字：深水钻井；表层导管；喷射法；入泥深度；排量；钻压
深水喷射法下入表层导管技术的主要参数为入泥深度、喷射排量和钻压，合理的钻井参数可以在保证导管高效施工的同时满足水下井口稳定性和作业安全性要求。目前，工程上实际施工时常通过作业经验确定表层导管入泥深度、喷射排量和钻压参数，施工盲目性和安全风险较大。本文通过对表层导管喷射法施工理论分析和实验研究，对深水表层导管喷射施工导管入泥深度和钻井参数进行优化研究，以指导现场施工作业。
1、喷射法下表层导管技术优点
5、现场应用
深水表层导管喷射钻井参数优化研究成果已在我国南海荔湾3-1的多口深水钻井作业中得到了成功应用，平均每口井节约作业时间25小时，平均每口井节省作业费用1000万元，取得了显著的应用效果和经济效益。
6、结论及认识
深水喷射下表层导管技术中钻井施工参数的选择对钻井作业时效和水下井口稳定性都有重要影响。本文基于表层导管喷射施工机理分析和模拟试验研究，提出了深水表层喷射施工钻井参数的优化模型。
深水表层喷射施工钻井参数优化模型已在我国南海荔湾3-1区块多口深水水井的浅层作业中取得了显著的应用效果，提高了浅层作业时效，并达到了作业安全要求。
参考文献：
[1] Yang Jin， Liu Shujie， Zhou Jianliang， Research of Conductor Setting Depth Using Jetting in the Surface of Deepwater[C]. Society of Petroleum Engineers. SPE-130523. 2010.
[2] 刘书杰，杨进，周建良．深水海底浅层喷射钻进过程中钻压与钻速关系[J].石油钻采工艺，2011，33（1）：12-15
深水钻井技术 篇3
元坝气田是中国石化天然气增储上产的一个重要勘探开发区域,为我国埋藏最深的大型海相气田。为加快元坝气田开发力度,开发方案以钻水平井为主,实现在储层中更多钻进以保证单井产能最大化。元坝超深水平井设计造斜点在6400m左右,完钻井深8000m左右,采用常规滑动定向存在到轨迹控制难度大,施工摩阻、扭矩大,施工泵压高等钻井难题。为确保元坝超深水平井的顺利实施,采用了贝克休斯的旋转导向钻井技术。
旋转导向钻井技术是20世纪90年代初期发展起来的一项钻井新技术,可以实现井眼轨迹的连续控制,代表了钻井技术发展的最高水平。与传统的滑动导向钻井相比,旋转导向钻井技术由于井下工具一直在旋转状态下工作,因此井眼净化效果更好,井身轨迹控制精度更高,位移延伸能力更强。在国外和中国海上油田开发中,旋转地质自动导向钻井技术得到了广泛应用,取得了良好的经济效益。
1 旋转导向钻井系统组成及工作原理
1.1 系统组成
旋转导向钻井技术包括地面监控系统、井下旋转导向钻井工具系统和随钻测量系统。地面监控系统用来完成旋转(地质)导向二维建模、定向井水平井剖面设计或修正设计、底部钻具组合受力分析、井下信号解释处理、井眼轨迹参数计算等工作。井下旋转导向钻井工具系统包括导向装置、双向通讯和动力模块、无磁模块稳定器等等井下工具。随钻测量系统包括传感器模块、优化旋转密度仪和动态与压力模块等随钻地质特性和钻具特性测量工具。旋转导向钻具组合主要由导向装置、传感器模块、双向通讯和动力模块、模块马达以及其他配套工具组成。
1.2 工作原理
导向装置(Steering Unit):导向装置造斜率的大小与每个造斜肋块在单位进尺中的伸缩次数无关。在导向造斜模式下,液压系统可以对导向装置提供7500个动力矢量,使其按照给定工具面和给定动力进行导向钻进,而且,可以随时通过下传指令重新定向。
除造斜功能外,导向装置还有稳斜功能。通过井下自动控制的闭回路,在地面指令通过另一回路发至导向装置后,自动控制功能开始接管,将每秒测得的井斜数据与指令比较并进行调节控制,从而达到平缓光滑的井眼轨迹。在稳斜模式下,导向装置自动向靶点井斜角进行平滑导向,在新指令到达之前,将靶点井斜角保持在±0.2°之内;而且稳斜过程中也可以随时通过下传指令改变井眼方位。
传感器模块(OnTrak):该模块主要提供旋转(地质)导向钻井所需要的基本参数。首先,该模块中安装有用于地层岩性识别的伽马射线和多频电阻率,是随钻测井的基本项目,帮助完成地质导向任务;其次,该模块中安装有用于井眼空间位置控制的磁通量计,可以计算出井眼方位角,配合近钻头井斜角来完成井眼空间的导向任务;最后,该模块中还安装有用于钻井参数优化的环空泥浆当量密度、振动和粘滑系数等测量装置,帮助地面定向井工程师识别井下工具的工作状态。
双向通讯和动力模块(BCPM):该模块主要由涡轮发电装置和正压脉冲发生器组成,向导向装置和随钻测量工具提供电源动力,并为下传指令和上传测量数据提供通道。
模块马达:结合马达钻井和旋转钻井优点,钻头高转速有效提高机械钻速;同时地面低转速减少套管和钻具的磨损,降低井下风险。
其他配套工具:无磁模块稳定器、无磁柔性短节、无磁承压钻杆、随钻震击器和浮阀等工具。
1.3 旋转导向钻井系统优点
(1)只需使用一套钻具组合完成定向造斜、增斜、稳斜和水平段施工。而采用滑动定向时需根据不同定向工况需更换不同钻具组合,因此采用旋转导向减少了起下钻时间,同时一套钻具组合保证了井眼的连续性,降低了复杂和事故率。(2)在进行定向造斜、增斜、稳斜等井眼轨迹(或地质)导向指令时,不需要停止钻进,实现了井眼轨迹的平滑、连续钻进;(3)导向装置的近钻头井斜测量单元离钻头只有1.0米距离,测量的及时性有利于提高井眼轨迹控制精度。(4)通过闭环控制可以对钻头倾角、导向矢量的方向和幅度进行自动导向控制,确保向靶点井斜角进行平滑导向,将靶点井斜角控制并保持在±0.2°,A、B靶点纵向距离控制并保持在±0.4米之内,确保精确中靶。
2 现场应用情况
2.1 前期工况
YB103H井于2009年10月29日开钻,第一次开钻使用Φ660.4mm钻头钻进至井深570米,下入Φ508mm套管;第二次开钻使用Φ444.5mm钻头钻进至井深3071m,下入Φ346.1mm套管;第三次开钻使用Φ314.1mm钻头钻进至井深4894m,下入Φ273.1/279.4mm套管;第四次开钻使用Φ241.3+215.9mm钻头钻进至井深7050.74m,斜导眼完钻。测井评价储层,确定靶点垂深后回填水泥塞,至井深6595m开始侧钻水平井。
2.2 旋转导向钻井施工概况
2.2.1 Φ241.3mm井眼造斜段施工概况
从井深6595m(井斜33.97°/方位290.02°)采用旋转导向钻井侧钻,共计四趟钻钻至A靶点完成四开造斜段施工(6595-7047m),共完成进尺452.00m,纯钻时间347.91h,平均机械钻速1.30m/h。
2.2.2 Φ165.1mm井眼水平段施工概况
从井深7047m采用旋转导向钻井进行小井眼水平段施工,钻具组合中加入了模块马达,一方面可使顶驱低转速而井底高转速,减少钻具及套管磨损;另一方面避免了水平段施加钻压困难影响机械钻速。共计五趟钻完成五开水平段施工(7047-7729.8m),共完进尺682.80m,纯钻时间405.5h,平均机械钻速1.68m/h。
2.3 轨迹控制及中靶情况
YB103H井采用旋转导向钻井技术,实钻井眼轨迹与设计符合程度高。在施工过程中依靠导向短节(能近钻头测斜)对井斜、方位控制精度高,尤其在水平段施工过程中根据实钻地质情况多次调整轨迹,依靠旋转导对轨迹的精确控制确保了精确中靶。井眼轨迹圆滑未出现较大狗腿,造斜段最大全角变化率6.11°/30m,水平段最大全角变化率2.57°/30m,造斜段及水平段起下钻摩阻稳定10-18吨,扭矩基本在8-12KN·m,有效地保证了钻井施工顺利。YB103H井完钻井深7729.8m,垂深6727.61m,水平位移1133.39m,水平段长682.80m,全井最大井斜93.91°,是目前世界上垂深最深水平井。
3 运用效果分析
3.1 有效提高钻井速度,缩短钻井周期。
一方面旋转导向钻井不存在滑动钻进,最大程度上减少了托压现象,保证了钻压能有效传递到钻头上,提高机械钻速;同时旋转导向系统中的传感器模块能在钻进过程中随时监测井下工具状况,适时的优化钻井参数,最大程度地提高机械钻速。
3.2 井眼轨迹平滑,保障了钻井施工顺利。
旋转导向钻井能在旋转钻进的同时进行定向作业,所钻成的井眼轨迹平滑,造斜段最大全角变化率6.11°/30m,水平段最大全角变化率2.57°/30m。同时良好的井眼轨迹也使超深水平井完井作业顺利,本井完井采用泵出式电测未进行通井作业一次性测井到底,下衬管进行三趟带扶正器通井作业均顺利到底。
3.3 能满足轨迹调整,中靶精确。
采用旋转导向钻井技术利用近钻头测斜,能真实、及时地反映轨迹情况,同时通过对井斜和方位精确控制保证了井眼轨迹按地质要求在优质储层中钻进,满足了地质中靶要求,完井测试无阻流量751.61×104m3/d。
3.4 小井眼水平段施工旋转导向钻进需配合模块马达。
本井模块马达使用并不顺利,按说明能承受160-170℃高温及使用寿命应在100小时以上,但在本井实际施工过程中马达在循环温度136℃条件下,使用时间未超过100h,且在使用后期出现不同程度的胶皮脱落。第三趟钻更由于模块马达无工作压降,钻进无明显进尺而起钻检查马达轴向间隙为3mm。
3.5 旋转导向工具的耐高温性还需进一步提高。
工具标定额定循环温度可达到175℃,但在实际使用过程中每趟工具入井都需要多次分段循环降温至130℃左右,在整个施工过程中循环降温时间共计52.5小时。同时在定向施工过程中工具共计入井9趟钻,其中5趟钻由于故障未达到其使用时间而起钻影响了钻井周期。
3.6 旋转导向工具对钻井液清洁度要求较高。
使用旋转导向工具,不能使用铁矿粉等有磁性的加重材料,不能使用纤维状堵漏材料,块状堵漏材料的粒径大于1mm易堵塞脉冲发生器,大于3mm易堵塞涡轮发电机等。
3.7 旋转导向钻井的成功实施带来一定的经济和社会效益。
本井定向段和水平段钻井周期仅为52.5天,较设计提前了47.5,钻井成本大幅度减少;其次,高产井的提前投产也带来了可观经济效益和社会效益。
4 结论及建议
4.1 YB103H井采用旋转导向钻井保障了该井的成功、顺利实施。
本完钻井深7729.8m,垂深6727.61m,是目前世界上垂深最深水平井。为该地区后续超深水平井钻井方式提供了一种新的技术途径。
4.2 旋转导向钻井能根据实钻地质情况及时调整轨迹,并保证井眼轨迹平滑,中靶精度高。
YB103H井完井测试无阻流量751.61×104m3/d,创中石化单井天然气产量记录。
4.3
旋转定向方式能提高携砂能力,减少了岩屑床的形成,良好的井眼条件保证了起下钻摩阻及扭矩较小,减少了井下复杂情况和事故率。
4.4
YB103H井最深垂深达到6761.52m,井底最高温度达到155℃。本井所用旋转导向工具勉强能适应本井应用,在循环温度130℃左右仍多次出现故障情况。
4.5
在小井眼水平段施工中建议配合模块马达,一方面可提高PDC钻头转速提高机械钻速;另一方面配合顶驱低转速复合钻进,既满足了导向工具定向所需高转速,也降低了地面设备负荷及套管和钻具磨损。
4.6
针对旋转导向工具无法通过大颗粒堵漏材料情况,在水平段钻进过程中制定应对井漏、溢流复杂情况的技术措施,保证井控安全。
4.7
国外公司的旋转导向技术费用高,建议在该区块超深水平井进行常规滑动定向试验,尽早实现国产化,降本增效。
摘要：本文介绍了旋转导向钻井技术的工作原理,分析了旋转导向钻井技术具有井眼轨迹平滑、中靶精确、提高机械钻速、减少复杂事故等优点,也存在抗高温性能不佳等缺点。旋转导向钻井技术在YB103H井取得了成功应用,取得了较好的经济及社会效益,也为元坝地区后续超深水平的实施提供了新的技术途径。
关键词：元坝,超深井,水平井,旋转导向,井眼轨迹
参考文献
[1]顾占宇等.旋转导向钻井技术HJ203H井的应用[J].西部探矿工程,2010(11):125-128.
[2]唐国新等.旋转导向在高压高含硫气井的成功应用[J].钻采工艺,2011,34(6):109-111.
深水钻井技术 篇4
1.1 窄密度窗口钻井
Ф215.9mm井眼压力系统复杂, 存在低压漏失层, 为保持压力平衡钻井, 易发生漏、喷同存的复杂局面, 处理难度大。Ф215.9mm井段气侵、气测异常达55次, 发生井漏25次, 发生溢流2次。在层位栖一组井深6520.77m、6555.44m发生溢流, 钻井液密度由1.61g/cm3↑1.77g/cm3↑1.81g/cm3, 发生井漏9次, 从而导致Ф215.9mm井段漏层不清, 同时井漏诱发后效严重, 导致井漏、溢流、卡钻风险同存, 为继续钻进至石炭系顶 (6619m) 带来很大风险。
1.2 定向难度大, 井眼轨迹控制要求高
第一造斜点井深4400m, 第二造斜点井深达5300m。井筒摩阻大, 滑动钻进困难。加之地层倾角变化大, 造斜能力差, 龙潭组地层倾角由30°增加到80°, 茅口组地层、栖霞组地层又降至14°。同时井底温度较高, 容易造成仪器失灵和损坏, 增加定向难度。同时该井Ф215.9mm井段长达2464.82m, 设计地质目标斜深达6619m, 井斜最大67°, 井眼轨迹控制和监测难度较大。
1.3 井筒摩阻扭矩大
5300m以下稳斜段采用￠213m m双扶正器钻至井深6428.31m, , 扭矩极大 (以120KN钻压钻进扭矩最大26KN.m, 正倒划眼时扭矩最大35KN.m) , 易导致钻具事故和卡钻。井段6200m-6619m后, 钻具负荷重, 上提摩擦阻力达到65吨, 钻具上提最高吨位275吨, 接近钻具提拉强度极限。
2 主要技术措施
2.1 实时调整钻井液密度, 长兴组~茅一采用近平衡钻进
该井长兴组~茅一设计钻井液密度1.67~1.80g/c m3。在井深6229.19m发生键槽卡钻后, 处理过程中总结出了长兴组~茅一安全钻井泥浆密度为1.57~1.61g/cm3, 降低了井漏、压差卡钻的风险, 也提高了长兴组~茅一的机械钻速。
2.2 优选钻井参数
Ф215.9mm井段从井深4400m开始造斜, 5300m后井斜超过50°时, 为克服井下摩阻, 牙轮钻头钻压160KN~180KN, 避免不合理钻压时钻头掉牙轮和外排齿提前损坏。采用大排量 (22~25L/S) 循环、钻进, 有效清洁井底, 消除沉淀床现象。
2.3 钻井液维护处理
2.3.1 控制钻井液粘切, 使其具有很强的携砂能力, 防止岩屑床形成
Ф215.9mm井眼使用排量25~28L/S, 控制井浆坂含25~20g/l, 加入足量的JD-6、S R P、S M P-1、配合使用C a O、K PA M、CMC-7, 混入柴油加OP-10, 使井浆显示出低剪切速率下的初始凝胶强度, 高温高压流变仪3转/分, 可较好低实现弱凝胶转化特性, 清除井下的岩屑床。在井段5156~5946m水平位移达到1000m时, 水基钻井液粘度低于43s, 初切/终切 (Pa) 1/8-9, 有阻卡出现, 考虑是否有岩屑床形成, 能基本满足井下要求。在井段5946~6157m水平位移达到1300m, 水基钻井液粘度高于48s, 初切/终切 (Pa) 1~2/10~12, 原钻具起下钻无明显阻卡情况, 能较好地满足井下要求, 防止井下形成岩屑床。另外本井段通过加入足量的JD-6、SRP、SMP-1、配合使用Ca O、KPAM、CMC-7混入柴油加OP-10, 以高浓度碱比胶液维护, 达到控制井浆粘、切, 满足井下要求, 钻井液有较强的携砂能力。
2.3.2 控制聚磺-聚合醇钻井液的高温高压失水, 提高抑制能力及高造壁能力
龙谭、梁山组, 岩性复杂、夹层多, 层理微裂缝发育, 易引起双重坍塌的关键是透过微裂缝渗进地层的水。采取的措施为:一是尽量降低滤失量, 二是改变渗入水的性质。依据“屏蔽封堵”原理, 选用各种处理剂, 务求封严封实, 尽量减少滤液进入地层, 控制薄而韧的的滤饼, 提高防塌造壁能力。性能为HTHP/K (130°) 控制在10m l/2m m内。钻进中岩样代表性好, 保证了井眼的稳定, 特别是在钻进龙谭 (密度1.60g/c m3) 、梁山 (密度1.80g/cm3) 过程中未发现有垮塌物;起下钻每次均到底, 开泵畅通, 无沉砂;在换顶驱过程中, 在井深6014m, 井温130℃, 静止240h后, 下钻通井都顺利到底, 而且泥浆性能几乎未变化性能。说明井内钻井液热稳定性好。
2.3.3 强化本井段钻井液润滑性能。
在该井段钻井液技术的关键是控制Kf小于0.10, HTHP控至在10ml内, 坚持每趟起下钻在井底垫入0.5%~1%的固体润滑剂 (RGJ) 。
2.4 井眼轨迹及井身质量控制技术
(1) 四开井段, 定向结束后采用单、双扶正器通井, 确保井眼畅通。稳斜段采用短棱双扶正器很好地控制井眼轨迹, 为7″尾管固井提供基础, 确保单扶通井后顺利将7″尾管送入井底。
(2) 严密注意侧钻点、漏层、垮塌层、气漏同层的复杂情况, 在钻头及扶正器通过该井段时严格控制起下钻速度 (120s/柱) , 严格控制遇阻卡吨位, 遇阻卡后耐心、精心划眼, 防误操作, 防压差卡钻故障。
(3) 钻至井深6520m发生溢流, 加重密度发生井漏后, 采取近平衡钻进, 钻进中全烃保持10%以下, 每次接单根有后效, 同时通过短程起下钻, 控制钻井液密度, 确保起下钻在安全周期内。同时为了防止井漏, 采取分段循环排后效 (循环井段要错开井漏、垮塌、石膏层等复杂井段) , 循环时控制排量降低环空压耗。
3 认识与建议
(1) 上部地层倾角达51°, 建议使用VTK垂直钻井技术, 以解决直井段的防斜问题, 同时提高机械钻速。
(2) 采用针对性强的钻井液体系防止上部地层垮塌以及膏岩溶解。
(3) 215.9mm井段井漏频繁, 要严格控制好钻井液密度, 溢流压井防压漏地层。
(4) 要充分认识地质复杂带的地层特性, 超深定向井的井眼轨迹必须严格控制, 确保井眼平滑。
摘要：YUNAN002-7井是目前川渝地区Ф215.9mm井眼最深的一口定向井 (井深6619米) 。该井Ф215.9mm井眼井段长达2463米, 是一口Ф215.9mm井眼井段超深超长的高难度井, 对该井钻井技术进行了分析总结, 为今后该区块的开发和Ф215.9mm井眼超深超长钻井技术积累了宝贵的经验。
关键词：Ф215.9mm井眼,超深超长,定向钻井,井眼轨迹控制
参考文献
[1]张德军, 等.四川超深井定向井龙岗8井钻井技术实践[J].钻采工艺, 2009, 32 (2) :6-8[1]张德军, 等.四川超深井定向井龙岗8井钻井技术实践[J].钻采工艺, 2009, 32 (2) :6-8
海洋石油深水钻井作业风险分析 篇5
海洋石油勘探开发各阶段所面临的风险及侧重点不一样, 下面就结合近几年的实践工作对深水勘探钻井的风险做一概述。
实践中深水钻井主要面临的风险包括:作业场所远离大陆导致的后勤补给及应急反应慢的风险;复杂的风、浪、流带来的特殊海洋环境;水深, 低温高压;不稳定海床和浅层的疏松地层, 浅层气, 天然气水合物 (可燃冰) , 地层破裂压力梯度低, 井喷失控及动力定位失效等风险。
1 作业场所远离大陆导致的后勤补给及应急反应慢的风险
根据大陆海洋的特点, 水越深, 离大陆一般会越远, 相对离后勤补给基地远, 以某作业者最近打的一口深水井, 水深2 4 5 4米, 离路岸基地4 0 0公里, 直升机飞行单程1小时40分钟, 需要在海上设施上加油, 才能安全地返回;供应船航行18小时才能到达作业设施。这样的条件就给后勤补给造成很多困难, 海上钻完井所需材料, 食品供给都需要拉长计划时间;海上人员倒班及应急医疗撤离都需要很长时间, 一旦发生任何应急情况, 动用各类应急物质需要的时间很长。
2 深水带来的各种问题
水更深要求钻井使用的隔水管更长、钻井液容积更大以及设备的压力等级更高, 隔水管与防喷器的重量等均大幅增加, 所以必须具有足够的甲板负荷和甲板空间。另一方面, 水深增加, 加之深水恶劣的作业环境, 使得钻井非作业时间增加, 对设备的可靠性要求苛刻。选择深水钻井装置、设备和技术时都要针对水深进行单独校核。
3 复杂的风、浪、流
3.1 风、浪、流等环境条件对选择作业窗口的影响
风、浪、流等环境条件对钻井装置及钻井作业选择窗口有重要影响, 特别是钻井装置定位系统以及隔水管等水下系统, 需要根据作业区域的风、浪、流等条件对选择的钻井装置和设备进行校核, 针对具体的风、浪、流条件进行动力定位设计以及隔水管设计, 并进行系统整体分析评价。
3.2 季风或热带风暴等因素的影响,
南海地区的冬季季风和夏天的热带风暴等对深水钻井有很大的影响。每年夏季 (5月至10月) 南海地区宜受到西北太平洋的台风影响, 虽然一般的钻井平台设计都是按照百年一遇甚至两百年一遇的台风强度设计, 但是考虑设施及人员的安全, 在台风来临之际都会将设施撤离出台风风区, 同时要将设施上不必要的人员撤离到路岸, 这一切都给在深水作业的钻井平台代来了困难, 因为台风来临, 深水钻井平台需要从深海中回收隔水套管及防喷器, 以便能够从容撤离, 但是, 1千多米至2千多米的隔水套管要完全提上来需要几天的时间, 这就给钻井平台远程台风预警提出了更高的要求, 必须在台风形成的初期即西北太平洋上的热带低压出现时就要考虑台风测离的问题。2006年某公司在中国南海钻井作业过程中遭遇台风, 平台撤离不及时, 平台拖着未解脱的隔水管躲避台风, 由于移动速度缓慢, 台风外围扫过钻井平台, 导致隔水管断裂防喷器组落入海底, 相关的打捞作业耗时约1个月, 造成了巨大的经济损失, 表1是某深水钻井平台在钻井设计阶段三口井推算的台风应急撤离时回收隔水套管需要的时间,
所以在选择钻井平台作业时要考虑台风对作业的影响, 要制定适合台风期作业环境窗口的应急预案及应急措施。
4 海底低温及高压力
4.1 海底低温对钻井液的影响
随着水深的增加, 环境温度会降低, 水深导致海底高压, 这两种因素都给钻井作业带来很多问题。如在低温环境下, 钻井液的黏度和切力大幅度上升, 会出现显著的胶凝现象, 在钻井液设计、固井水泥浆设计以及测试设计中都要考虑海水温度的影响。
4.2 海底低温及高压力容易形成天然气水合物
海底低温及高压力还有一个主要的后果是在海底容易形成天然气水合物, 由于天然气水合物绝大多数分布在300至3000米水深的沉积物中, 有些还分布在未固结的淤泥中, 天然气水合物还会和常规油气有一定的共生关系, 因此在钻井作业中, 天然气水合物会带来很多危害:例如:引起BOP堵塞无法正常工作, 天然气在一定的温度及压力 (0~10℃、高压>10MPa) 下在防喷器闸板腔内形成水合物, 将产生严重的井控问题, 还会导致压井管线及井筒的堵塞, 天然气水合物在油管及套管环空之间形成会导致油管卡住, 天然气水合物还会改变钻井液的流变性, 天然气水合物分解使得井径扩大, 影响井壁稳定性, 影响固井质量和测井质量。为规避以上风险, 在深水钻井中通过现场调节钻井液的密度来控制井筒中的压力来改变钻井液体系的冰点, 使其自身的冰点尽可能低, 这样就可以有效地避免深海钻进过程中气体水合物的生成。
5 不稳定海床和浅层的疏松地层
由于水深增加, 海底地形在越过大陆架后, 在陆坡处水深陡然增加, 造成海床的不稳定和大的坡度都促使海底极易形成滑坡和泥石流, 滑坡快速沉积形成较厚、松软、高含水且未胶结的地层。深水中通常遇到的海底疏松海床给钻井作业造成困难, 特别是对深水钻井导管和水下井口系统设计与施工有很大影响。
6 浅层气
浅层气, 是指埋藏深度比较浅、储量比较小、无商业开发价值的气层。在很多深水钻井中常会遇到浅气层。钻井过程中, 井越浅, 平衡地层压力的钻井液密度越小, 井底压力一旦失去平衡, 浅层的油气上窜速度非常快, 很短的时间就能到达井口, 而来不及做出反应。浅气层发生井涌后, 用常规的井控方法进行关井很容易憋漏上部浅层或表层套管鞋处, 而造成地层塌陷或钻机陷落的严重后果。深水钻井中, 钻遇浅层气的危害是大量的浅层气喷出挤开了桩腿处的水, 会使浮式平台的桩腿浮力消失, 直接沉入海底, 如果浅层气能量较高的话, 会造成地层压力不平衡, 在钻进中如果不针对浅层气合理调配泥浆性能, 极易造成溢流、井涌。因此, 深水钻井要把预防浅层气的出现作为考虑风险之一。
7 地层破裂压力低
海底的沉积岩层形成时间较短, 缺乏足够的上覆岩层, 所以海底地层结构通常是松软的、未胶结的。对于相同沉积厚度的地层来说, 随着水深的增加, 地层的破裂压力梯度降低, 致使破裂压力梯度和地层孔隙压力梯度之间的窗口较窄, 容易发生井漏、井喷等复杂情况。在深水钻井作业中, 将套管鞋深度尽可能设置较深的努力往往由于孔隙压力梯度与破裂压力梯度之间狭小的作业窗口而放弃, 结果是深水区域的井所需的套管柱层数, 常比有着相同钻进深度的浅水区域的井或陆上的井多, 有的井甚至没有可用的套管而无法达到最终的设计目的。
8 井喷失控
井喷失控是海洋石油钻井的主要风险, 2010年BP公司在墨西哥湾租用的深水地平线发生井喷, 继而导致井喷失控的一个重要原因是事故发生时, 传统的靠液控、电控信号关闭漏油油井的办法全部失效, 井喷失控导致了油气大量泄露, 进而引发巨大的环境灾难。在深水区域作业, 防止井喷事故的前期要做好井筒的溢流及井涌的充分监控, 做好各类防止井喷的前期安全工作, 同时从BP墨西哥湾事故吸取的教训是要在设备设施的系统安全性上做好预防工作, 在新的钻井设施上对防喷控制系统的设计上深度考虑。据了解, 2010年后新出厂建造的深水钻井平台都考虑采用了“本质安全型”防喷系统, 即在电、液信号丢失的情况下, 靠水下储能器控制防喷器, 在紧急情况下可自动关闭井口, 这就能有效防止类似墨西哥湾事故的发生。深水作业的井喷预防工作是一个系统工作, 要在钻井设计及平台管理的各个阶段都把井喷的预防工作做完善。
9 动力定位失效
新型的深水钻井平台都基本上是采用动力定位模式来定位钻井平台的漂移, 动力定位系统对钻井平台的作业安全至关重要。钻井作业过程中, 隔水管上部与下部挠性接头的角度必须保持在限制范围内, 从而防止钻杆与隔水管之间发生摩擦、损坏设备, 这就要求钻井平台必须保持动力定位的有效性, 使装置始终位于允许作业位置范围内。一旦动力定位系统失效, 就有可能定位失败, 造成动力定位事故。最严重的定位事故是驱离或漂移, 定位系统指引钻机离开既定位置或螺旋桨曲解指令时, 驱离发生;钻机失去动力时, 外界环境力驱使钻机离开既定位置, 漂移发生。在这种情况下, 必须在钻井平台位置超出允许范围之前断开与隔水管的连接并关闭井口, 从而保证井口装置与隔水管系统的完整性。一般来说对一个深水钻井平台都应建立一个动力定位失效风险分析与控制图来警示动力定位钻井平台偏移轨迹。在通常情况下, 可以通过直接界定平台的极限作业水深来控制隔水管与钻杆相碰的风险。
1 0 结论
伴随着深水钻井作业朝着设施大型化, 关键钻井设备自动化, 隔水管使用更长, 动力定位成本更高的趋势发展, 各类作业风险有增大的趋势。作业者及钻井平台应从系统上综合考虑深水勘探所面临的以上风险, 要在后勤支持及保障上克服作业区域远离陆岸的风险;要通过人员培训及执行严格的作业程序来克服各类地质风险, 环境风险, 以及自身作业带来的风险;同时作业者及钻井平台应制定应付各类风险失控的应急预案, 通过日常的演练强化各级作业人员的应急处置能力, 将各类险情事故控制在萌芽状态。
摘要：海洋石油深水钻井既有常规浅水区作业的所有风险, 又有水深增加的风险, 由于深水钻井平台本身设备的复杂性, 自动化程度增加, 平台本身存在人员操作不熟练, 关键设施动力定位失效的风险。海底低温及高压导致的对钻井液的影响, 天然气水合物的形成, 地质状况的特殊性等导致钻井作业的影响。水下防喷器的可靠性、钻井设计、后勤保障、人员培训及关键作业程序的执行是预防各类风险失控的关键。
关键词：海洋石油,深水,钻井作业,风险
参考文献
[1]胡伟杰.《浅析深水钻井中水合物的风险与防治措施》[中国新技术新产品]2012, 14[1]胡伟杰.《浅析深水钻井中水合物的风险与防治措施》[中国新技术新产品]2012, 14
[2]陈黎明等.《深水钻井平台动力定位失效风险分析与控制》[中国海洋平台], 2012, 2[2]陈黎明等.《深水钻井平台动力定位失效风险分析与控制》[中国海洋平台], 2012, 2
[3]廖谟圣编著.《海洋石油钻采工程技术与装备》中国石化出版社, 2010, 6[3]廖谟圣编著.《海洋石油钻采工程技术与装备》中国石化出版社, 2010, 6
深水钻井隔水管可靠性研究 篇6
以隔水管可靠性为研究对象, 建立隔水管连接模式和悬挂模式下的力学分析模型, 形成隔水管系统连接钻井、下放与回收、硬悬挂和软悬挂模式下的作业窗口和可靠性计算方法;同时, 研究了隔水管单根可靠性评估、风险分析及完整性管理方法。相关研究成果为隔水管可靠性评估、海上钻完井作业和隔水管完整性管理提供参考。
1 深水钻井隔水管系统力学分析模型
1.1 连接模式下隔水管系统力学分析模型
连接模式下隔水管系统力学分析模型如图1所示。深水钻井隔水管系统受到顶张力、海流载荷等作用力, 其变形常微分方程为[6]:
式中:z为隔水管任一点的垂直高度;E为材料弹性模量;I为隔水管截面惯性矩;y为隔水管水平位移;T为隔水管轴向力;W为隔水管单位长度重量;F为沿水平方向作用于隔水管单位长度上的波流联合作用力。
由于T沿着隔水管长度方向线性变化, 任一高度处的轴向力为:
式中:Ttop为隔水管顶部张力;L为隔水管全长。
波与流的联合作用十分复杂, 不能认为波流联合作用就是将波和流分别作用的拖曳力简单线性迭加。采用修改形式的Morison方程近似计算作用于单位长度隔水管上的波流联合作用力:
式中:FD为波流产生的拖曳力 (由水质点的水平速度引起) ;FI为波流产生的惯性力 (由水质点的水平加速度引起) ;Dr为隔水管外径;ρ为海水密度;CD为拖曳力系数;vw为波浪引起的水质点速度;vc为海流引起的水质点速度;Cm为惯性力系数;aw为波浪引起的水质点加速度。
1.2 悬挂模式下隔水管系统力学分析模型
隔水管悬挂模式包括隔水管下放及回收作业和隔水管悬挂作业。下放与回收作业一般发生在每口井的开始和结束阶段, 需要把BOP安装至井口或回收至平台。钻完井过程中由于环境载荷恶劣或其他原因需要解脱隔水管进行撤离时, 此时LMRP和BOP发生解脱, 隔水管悬挂LMRP撤离, 称之为隔水管悬挂作业。隔水管悬挂在平台张紧器上为软悬挂, 直接悬挂在平台上为硬悬挂。隔水管下放与回收作业和隔水管悬挂作业的力学分析模型如图2所示。
悬挂模式下, 隔水管顶部的平台运动是导致隔水管振动的主要原因, 隔水管波动方程为[7,8]:
式中:m为隔水管单位长度质量;u为时间t时隔水管z位置处的轴向位移;v为轴向应力波在隔水管内部的传递速度;λD为阻尼系数。
将钻井平台升沉运动视为简谐运动施加于隔水管顶部, 钻井平台升沉运动形式设为:
式中::u0为平台升沉运动幅度;ω为平台升沉运动角频率。
2 隔水管系统作业可靠性分析
2.1 连接模式下的隔水管系统作业可靠性分析
以南中国海1 500m隔水管系统为例, 连接模式下的隔水管系统作业限制准则见表1, 主要包括上、下挠性接头转角, 井口弯矩, 隔水管、导管最大等效应力和伸缩节冲程等限制条件[1,2,9]。
建立隔水管、井口、导管整体有限元模型, 计算不同海流流速下的隔水管极限偏移, 根据连接模式下的隔水管系统作业限制准则确定的窗口如图3所示[10]。图3中横坐标与纵坐标分别为进行连接作业模式的钻井平台极限偏移和表面海流流速。绿色区域内可进行正常钻井;当钻井平台偏移和表面海流流速参数达到黄色报警线时, 需要停止钻井并进行解脱准备, 此时隔水管处于连接非钻井模式;当钻井平台偏移和表面海流流速参数达到红色报警线时, 需要启动解脱程序;当钻井平台偏移和表面海流流速参数超出红色区域时, 解脱作业应当已经完成, 隔水管处于悬挂模式。蓝色竖线为伸缩节冲程极限, 此界限是固定值。
由于海上钻井高额的费用, 钻井作业者特别关注正常钻井作业窗口, 以提高钻进效率, 节省钻完井作业成本。由图3可知, 在表面海流流速小于1.1m/s的范围内通过调整钻井平台偏移可以正常钻井, 则钻井作业可靠度为:
式中:u为表面海流流速;f (u) 为海流流速的概率密度函数。
2.2 悬挂模式下的隔水管系统作业可靠性分析
悬挂模式下的隔水管系统作业限制条件主要包括: (1) 隔水管最大等效应力小于0.67倍屈服应力; (2) 下挠性接头转角小于挠性接头转角物理极限的90%。通常下挠性接头转角物理极限为10°; (3) 隔水管不能出现动态压缩; (4) 最大动态张力小于卡盘极限承载能力; (5) 隔水管不能与月池发生碰撞[1,2,8,10]。由此确定的隔水管下放与回收作业限制准则见表2。
建立隔水管悬挂分析有限元模型, 计算不同海流和波浪组合工况下的隔水管响应。结合隔水管悬挂模式作业限制准则, 确定隔水管悬挂模式下的作业窗口如图4所示。图4中绿色区域为安全作业区域。
由图4可知, 当进行隔水管悬挂作业时, 软悬挂作业窗口比硬悬挂作业窗口大, 即软悬挂大大提高隔水管悬挂作业性能。悬挂模式下隔水管作业可靠度为:
式中:h为波高;f (u, h) 为海流流速和波高的联合概率密度函数。
3 深水钻井隔水管单根可靠性分析及完整性管理
深水钻井隔水管单根的主要失效模式包括疲劳、磨损和腐蚀等。其中疲劳又分为海流引起的涡激疲劳以及波浪载荷;一阶波频钻井平台运动和二阶低频钻井平台运动引起的波激疲劳。以隔水管疲劳为例, 进行隔水管疲劳可靠性研究。
3.1 隔水管疲劳及其可靠性分析
隔水管波激疲劳分析方法主要分为时域波激疲劳分析法和频域波激疲劳分析法。其中时域波激疲劳分析法可以考虑波浪载荷的非线性以及隔水管系统的几何非线性, 分析精度较高;频域分析法要比时域分析法快得多。由于Morison方程中的拖曳力项正比于水质点速度的平方, 而采用频域分析法时必须将拖曳力线性化, 造成精度上的误差, 所以一般采用时域法进行隔水管波激疲劳分析。其分析流程如图5所示[3,4,12,13]。
深水钻井隔水管涡激疲劳一直是国内外学者研究的热点与难点。隔水管涡激振动研究方法包括涡激振动试验、半经验模型和数值模拟方法 (CFD方法) , 一般采用半经验模型进行隔水管涡激疲劳计算。半经验模型最具代表性的当属麻省理工大学的SHEAR7、VIVA和挪威科技大学的VIVANA软件。其中SHEAR7的应用较为广泛。基于SHEAR7的隔水管涡激疲劳分析流程如图6所示[14,15,16,17]。
隔水管综合疲劳损伤为隔水管波激疲劳损伤Dwave和涡激疲劳损伤DVIV之和。同时, 考虑到隔水管疲劳性能的随机性以及疲劳载荷的不确定性, 隔水管的综合疲劳损伤为:
式中:Δ为隔水管极限疲劳损伤的随机变量;A和m为S-N曲线表达式中的参数, 其中A是随机变量;B为描述疲劳载荷计算过程中的随机变量;Swave、fwave分别为波激疲劳的等效应力幅和频率;SVIV、fVIV分别为涡激疲劳的等效应力幅和频率。
则隔水管的综合疲劳寿命为:
那么单次钻完井作业隔水管单根的疲劳可靠度为:
式中:Tdrilling为单次钻完井作业时间的随机变量;f (Δ, A, B, Tdrilling) 为各随机变量的联合概率密度函数。
3.2 隔水管风险分析
完成隔水管疲劳失效概率计算后, 可以结合隔水管疲劳失效后果计算失效风险。如果失效概率 (Probability of Failure, 简称Po F) 和失效后果 (Consequence of Failure, 简称Co F) 的重要性相同, 认为可以将两者相乘计算失效风险, 即Risk=Po F·Co F。如果失效概率和失效后果的重要性不同, 应分别对2种因素进行定性或定量评价并建立风险矩阵。如图7所示[18]。
图7中绿色范围表示低风险区域, 其失效概率和后果均较低, 可以认为隔水管状态良好, 安全、经济、环境后果均能够接受, 可以将低风险区域作为风险接受极限。中风险区域 (黄色范围) 已经超过了风险的可接受水平, 需要对隔水管进行检测并采取适当的维护措施。高风险区域 (红色范围) 的风险过高, 必须立刻采取措施降低或控制风险, 并对失效概率和失效后果进行详细分析。
3.3 隔水管完整性管理
深水钻井隔水管完整性管理 (Riser Integrity Management, 简称RIM) 贯穿隔水管及其附属设备从设计、施工、运营、维护直到退役结束整个寿命周期全过程, 是指隔水管运营商持续地对隔水管潜在的风险因素进行识别和评价, 并采取相应的风险控制对策, 将隔水管风险水平始终控制在合理的和可接受的范围之内。隔水管完整性管理方案如图8所示。
由图8可知, 隔水管完整性管理方案分为3个步骤:首先进行风险评估, 识别潜在的风险;其次通过检测或监测手段验证风险评估结果, 并确定准确的隔水管风险等级;最后针对存在的风险制定一套完整性管理方案降低风险, 确保隔水管安全。此外, 数据库在深水钻井隔水管完整性管理中起到至关重要的作用, 它存储隔水管单根的设计数据、加工记录、作业记录、失效风险、检测及监测结果、完整性管理方案等。同时, 又为隔水管的风险评估、检测及监测方案的制定以及完整性管理方案的形成提供有用数据。实际现场应用时, 对每一个影响隔水管结构完整性的操作都要将相关信息录入到数据库中, 实现数据库的实时更新。
4 结束语
深水钻井技术 篇7
三维浅层地质灾害分析可以解释、分析深层的自然地质灾害, 尤其是深部断层、深层古河道、深层高压水流、深层高压气等灾害, 同时可以根据三维资料的时深转换可以对整个区域的海水水深有一个比较粗略的刻画。至于海底以下100m以内的地层, 可能存在的浅层气, 浅部断层、埋藏古河道、沉船等灾害是三维浅层地质灾害分析不出来的, 还有一个重要的一点就是深水钻井的导管喷射深度分析, 如果不做井场调查, 由于没有任何数据, 只能参考邻近井的数据;利用三维数据分析也难以识别海底的人为目标, 如海管、电缆、井口、沉船等目标。井场调查与三维浅层地质灾害分析不能互相代替, 为进一步评价浅层地质灾害的风险, 亟需开展井场调查。
1井场调查作业方法
目前深水井场调查, 国际上多采用三种系统:深拖 (deep tow) 系统、遥控水下机器人 (ROV) 系统和自主水下机器人 (AUV) 系统。对比深拖系统、R O V和A U V三种设备中, 前两者具有可进行实时数据传输、实时控制、没有动力限制等优点, 但是需配备大型绞车、工作速度较慢、技术要求高和操作的灵活性不够。后者作业因没有拖缆的约束而范围较大, 工作更加灵活、方便。
2 井场调查作业流程
本次调查野外作业分三个阶段实施, 第一阶段为踏勘调查进行多波束水深测量;第二阶段为深拖调查 (包括水深、地貌和浅地层剖面调查) ;第三阶段为重力取样/箱式取样作业。
第一阶段:踏勘调查。此阶段主要对预定井场周围的水深情况进行调查, 主要目的是获取预定井场周围一定范围内的水深变化趋势, 为下一步的深拖调查和海底表层取样提供依据。
第二阶段:深拖调查。多波束水深测量、地貌调查、浅地层剖面 (0~30m) 调查均搭载在深拖系统内一次性完成;深拖调查时速度保持在1.5kn~3kn, 深拖高度保持在海底以上70~100m。调查项目包括:多波束水深测量、地貌调查和浅地层剖面 (0~30m) 调查。
第三阶段:海底表层取样。为了海底浅层土取样, 可使用一个6m长的重力取样器。当重力取样不理想的时候, 可使用箱式取样器。
3应对浅层地质灾害的措施
若钻井过程遇到浅层气时, 使得综合录井仪上显示的出口泥浆的气测值就有以下的变化:出口的电阻率增大, 气测值增大, 出口流量增加;若是钻遇浅层流时, 综合录井仪上变化为电阻率减小, 出口流量增加。
在钻井的过程中应加强浅层地质灾害的监测, 针对目标井, 可对潜在的深水钻井浅层地质灾害用以下几种方法进行监测。
(1) 钻井之前需通过对地层进行二维或三维地震勘探以确认其性质, 处理地震数据后判断潜在的深水钻井浅层地质灾害的危险区。
(2) 调研目标井附近已钻井的多方位随钻测量数据, 通过对地层层位及结构的比对, 借鉴附近已钻井的资料, 详细地分析待钻区域是否会存在钻井浅层地质灾害。
(3) 可先钻一口领眼来评估施工区域是否存在钻井浅层地质灾害。
(4) 利用水下机器人ROV监测海底井口的状况。
(5) 对于监测已安装隔水管后存在的闭路循环的浅层地质灾害, 可用随钻录井仪和环空随钻压力测量仪 (Gamma曲线、气测以及电阻率) 等工具作为监测手段。钻井过程中, 密切关注MWD/LWD所测量的ECD值的变化趋势, 若ECD变小, 则可能是在该过程遇到浅层气或浅层水流 (由于浅层气或浅层水流使得环空返速增加, 故ECD降低) 。若钻井过程遇到浅层气时, 使得综合录井仪上显示的出口泥浆的气测值就有以下的变化:出口的电阻率增大, 气测值增大, 出口流量增加;若是钻遇浅层流时, 综合录井仪上变化为电阻率减小, 出口流量增加。
(6) 密切关注计量罐液面变化情况, 如钻进过程中液面非正常上升, 则可能钻遇浅层水。
(7) 在海底浅层钻井阶段, 接单根检查溢流, 如果有溢流发生, 可能钻遇浅层水或浅层气。
4 建议
海底调查中重力取样是获取海底土质参数的最直接有效的途径, 准确的土质参数是深水表层导管入泥深度设计和锚泊分析的关键。
浅层地质灾害是深水钻井面临的风险之一。借助井场调查, 可以有效解决三维浅层地质灾害无法辨析海底以下100m以内的地层浅层地质灾害的难题, 对于保证深水作业安全具有重要意义。
深水钻井技术 篇8
关键词：深水,钻井船,钻机,校核,海洋
1 概述
深水钻井作业时, 通常采用浮式钻井平台。受海洋环境因素的影响, 深水钻井平台与浅水钻井平台的钻机配置有很大的区别。同时, 考虑到深水油气田开发的高风险和高投资, 更加需要在前期设计阶段, 对钻机性能进行更加细致和全面地分析和校核。本文结合中海油在中国南海的多年作业经验和现有深水钻井标准规范, 对深水钻井平台钻机选型方法进行深入研究, 总结出一套切实可行的分析评估方法。
2 钻井装置主要参数校核方法
2.1 钻机资源调研
浮式钻井平台主要包括钻井船和半潜式钻井平台, 在考虑选择浮式钻井平台时, 主要影响因素主要包括:钻井方式、完井方式、海洋环境条件、钻井平台的技术性能、经济效益, 等。
通过对现有浮式钻井平台资源的调研, 可以了解可动用的钻机资源, 为后续进行钻机技术参数校核和经济比选积累技术资料。目前, 主流的钻机资源数据库主要包括:Rigzone、ODS-Petrodata、infield Rigs, 等。以Rigzone为例, 该数据库可以支持从钻机名称、所属公司、钻机类型、额定水深、当前所在地区、作业状态、作业者等条件进行检索, 得到符合条件的钻机。
2.2 作业水深
深水钻井作业选用浮式钻井平台时, 需要确保与工作水深相适应, 性能可靠。定位方式可以是锚泊定位, 也可以是动力定位。
2.3 最大钩载
校核最大钩载需要根据钻井专业的设计数据, 分析各井段钻进过程中的钩载最大值, 同时, 在深水钻井作业中, 还需要考虑下防喷器作业的钩载要求。钻井作业中, 钻机最大钩载的计算公式如下:
Qmax≥K×Kadd×max (F管柱)
式中, K为钩载储备系数, 取1.2, Kadd为动载荷系数, 取1.15, F管柱为提升管柱载荷。
2.4 钻井液池
在深水钻井作业中, 表层钻进采用的是喷射钻进方式, 即喷射下入Φ914.4mm导管, 使用继续钻进的钻具组合继续进行下一井段 (Φ660.4mm井眼) 的钻进, 在此过程中没有隔水管。而后续井段的钻井作业, 如:Φ444.5mm井眼, 等, 需要先行下入隔水管, 才能进行相应的钻井作业。因此, 在计算钻井液用量时, 计算方法也有相应的区别。同时, 深水钻机的泥浆池配置通常包括日用泥浆池和备用泥浆池, 在进行校核计算时, 也需要分别进行相应工作。
2.4.1 无隔水管段钻井液用量
根据中海油在中国南海的深水钻井作业经验, 无隔水管段钻井液主要包括井底清扫液、钻井清扫液、顶替液、压井泥浆, 其各自的用量需要根据钻井工艺的具体要求分别进行测算。具体情况如下:
·井底清扫液:在钻至Φ914.4mm井眼井深时, 注入31.8m3, 进行清洗井底;
·钻井清扫液:在Φ660.4mm井眼每钻1柱注入15.9m3;
·顶替液:用于Φ660.4mm井眼, 其用量主要考虑Φ660.4mm井眼最大体积 (附加50%) , 同时, 附加地面管汇的钻井液用量;
·压井泥浆:用于Φ660.4mm井眼, 按照200m3进行准备。
2.4.2 隔水管段钻井液用量
隔水管段钻井液用量, 需要根据平台设计水深和最大钻井深度, 确定极限状况下的井身结构, 然后计算各井段需要的钻井液, 并根据设计经验选取相应的放大系数, 得到隔水管段钻井液的工程用量。
其中, 日用泥浆池容积配置计算公式如下:
式中, Va-日用泥浆池体积, m3;Vrh max-隔水管和井眼最大体积, m3;Ca-系数, 取1-1.5。
备用泥浆池容积配置计算公式:
式中, Vr-备用泥浆池体积, m3;Va-日用泥浆池体积, m3;Cr-系数, 一般要求大于等于1.5。
综合比较无隔水管段和隔水管段钻井液用量, 可以对浮式钻井船的钻井液池配置进行校核。
2.5 钻井泵功率
根据不同井段的泵压和排量可计算泵功率, 计算公式如下:
式中, NP为钻井泵总功率, 单位:W;Q为各井段的排量, 单位:Pa;P为各井段与排量相对应的压力, 单位:Pa;ηy为三缸单作用钻井泵的容积效率, 计算时取0.95;ηj为三缸单作用钻井泵的机械效率, 通常为0.90;j为三缸单作用钻井泵稳定工作的经验系数, 通常取0.80。
同时, 在深水钻井作业中, 还需要对隔水管段环空重泥浆的最大返回速度进行测算, 其计算公式如下:
V返≥Qmax/[ (D2-d2) ×10-3/4]
式中, V返为隔水管段环空中泥浆的最大返回速度, 单位为m/s, D为隔水管内径, 单位为mm, d为钻杆直径, 单位为mm, Qmax为最大排量, 单位为l/s。
2.6 转盘静载荷
转盘静载荷必须能够满足悬挂所有隔水管及防喷器、钻柱、套管柱的重量 (含动载荷) , 其具体数值可参考最大钩载的计算结果。
2.7 转盘开口直径
深水钻井用的转盘, 必须能够顺利通过大直径钻井设备、浮力隔水管、大尺寸导管和井口工具。应不小于126cm。
2.8 钻柱升沉运动补偿装置最大静载荷
钻柱升沉运动补偿装置最大静载荷须满足深水环境下的使用要求, 应大于计算的下套管最大重量。
下套管最大重量通过如下公式计算:
下套管最大重量 (T) =1.2×摩阻+60
2.9 顶驱扭矩
根据钻井专业的计算结果, 分析钻井过程中的最大扭矩, 进而校核顶驱扭矩需要满足钻井作业中的最大扭矩要求。
2.1.0顶驱静载荷
校核顶驱静载荷需要根据钻井专业的设计数据, 分析各井段钻进过程中的钩载最大值, 同时, 在深水钻井作业中, 还需要考虑下防喷器作业的钩载要求。钻井作业中, 钻机最大钩载的计算公式如下:
Qmax≥K×Kadd×max (F管柱)
式中, K为钩载储备系数, 取1.2, Kadd为动载荷系数, 取1.15, F管柱为提升管柱载荷。
3 具体应用
以中国南海某深水油气田开发前期设计为例, 其设计基础数据如下:
·所在海域水深:1340m;
隔水导管:Φ914.4mm (下深:泥线以下69m) ;
经对钻机主要参数进行测算, 可得到相应的计算结果如下:
4 结语
随着钻井技术的发展, 钻井施工要求也相应提高, 对钻井工程的科学性、经济性、时效性和HSE的要求日益凸显, 其中, 许多要求需要通过钻机来实现, 因此, 对钻机选型的科学性评估至关重要。通过深入分析深水钻井作业各种影响因素, 本文给出了校核深水移动式钻井平台的主要技术参数校核方法, 可用于深水油气开发中钻机选型的可行性研究和钻机能力评估。
参考文献
[1]郑利军, 段梦兰, 刘军鹏, 等.水下生产系统选型影响因素研究[J].石油矿场机械, 2012 (6) :67-71.
[2]许亮斌, 蒋世全, 谢彬, 等.深水钻井平台钻机大钩载荷计算方法[J].中国海上油气, 2009 (5) :338-342.