深水钻井技术的挑战与发展状况

  深水钻井技术的挑战.

 

  水深带来的挑战随着水深的增加,钻具、钻井液、隔水管用量和海洋环境复杂性都相应增加,这对平台承载能力、钻机载荷、甲板空间等提出了更高的要求。随着工作水深的增加,作为深水油气开发的主要装备)))浮式钻井平台已经开发出了六代产品。工作水深从几百米增加到超过3 000 m;载荷也从几千吨增加到上万吨。另外,随着水深的增加,隔水管需要具备更大的抗挤压能力,对钻井液、完井液的流变性也提出了新的要求,同时,海底的所有装备也要承受更低的温度和更高的压力。

 

  风浪流带来的挑战深水环境的风浪流会引起钻井船的移位,导致隔水管发生变形和涡激振动,因此对其疲劳强度设计提出了更高的要求。环境载荷超出隔水管作业极限载荷时,需要断开隔水管系统和水下防喷器的连接。悬挂隔水管的动态压缩也可能造成局部失稳,增大隔水管的弯曲应力和碰撞月池的可能性。强烈的海洋风暴对钻井平台具有灾难性的破坏作用,因此深水钻井对海洋风暴的预测及钻井平台快速撤离危险海域提出了更严格的要求。

 

  低温带来的挑战[5] 海水温度随水深增加而降低,海底温度(即使在热带)一般为4e左右,有些地区达-3e。海水的低温可以影响到海底泥线以下约数百米的岩层。低温带来的问题主要包括:海水低温环境使隔水管中的钻井液流变性发生变化,可使钻井液的黏度和密度增大。钻井液的黏度增大可产生凝胶效应,在井筒流动中产生较高摩擦阻力,增大套管鞋处地层被压开的风险。钻井液流变性的变化给井筒压力计算和控制带来了极大的困难。此外,海底低温延长了水泥浆的凝固过程,使水泥浆长时间处于胶凝失重状态,发生流体窜流的机会大增,导致水泥浆机械性能变差,强度降低。海底附近的低温高压环境给井筒形成水合物提供了适宜的条件,如果钻井液或压井液中携有一定量的天然气,那么在海底泥线附近的井筒及防喷器中极易形成水合物,导致井控设备失效等。

 

  水合物带来的挑战[6-7] 钻井过程中水合物的形成会带来以下影响:1)阻塞节流、压井管汇和钻井液(气)分离器,无法进行循环作业;2)在防喷器中部或下部造成阻塞,妨碍油井压力监测;3)阻塞物在井眼环空中形成,妨碍钻杆旋转和移动。深水固井过程中,水泥水化放热导致气体水合物分解,气体流动造成井壁不稳定或水泥浆气窜,环空水合物分解释放出大量气体可能憋漏套管鞋处地层。深水井测试中,关井、诱喷或节流效应导致井内温度降低,低温生成的水合物会堵塞测试管柱,造成测试失败。水合物分解出的气体进入井筒使钻井液密度降低,诱发井涌和井喷。此外,如果在钻井过程中钻遇水合物层(藏),由于钻井破坏了水合物藏的温度、压力环境,会导致水合物层中水合物的分解,影响井筒稳定性等。

 

  窄钻井液安全密度窗口带来的挑战[8-10] 深水造成的欠压实,使破裂压力梯度和地层孔隙压力梯度之间的窗口较窄。窄密度窗口地区钻井事故频繁,容易发生井漏、井涌、井塌、卡钻、涌漏同层等井下故障,窄钻井液安全密度窗口导致套管层数增加,甚至无法钻至目的层。窄钻井液安全密度窗口也给深水井控带来了很大的难题。

 

  深水钻井地质灾害[11-12] 深水地质灾害包括海底表层疏松、浅层流动等引起的灾害,其中浅层流动危害是重要的危害之一。海底浅层流包括浅层气流和浅层水流。浅层流冲刷可能造成水下井口、防喷器组和导管塌陷。浅层气流中的气体进入海水后,海水密度降低,钻井平台所受浮力减小,容易造成平台倾覆、火灾等事故。海床泥水分界面以下的地层大部分是易坍塌的疏松泥岩和页岩,易发生井壁坍塌,导致钻井故障或事故。

 

  112 国外深水钻井技术发展现状11211 深水双梯度钻井技术[13-18]

 

  在深水、超深水钻井中,由于破裂压力梯度和地层孔隙压力梯度之间的窗口较窄,如果采用常规钻井技术易出现井漏、井涌、井塌、卡钻和涌漏同层等井下故障,采用双梯度钻井技术可以从根本上解决这些问题。双梯度钻井技术大体以海底泥线为分界线,在井筒和隔水管之间使用不同的压力梯度,从而扩宽井底压力和破裂压力之间的钻井液密度窗口,因此可以减少套管层次,进而有效实施钻进作业,节约材料,并大幅度缩短建井周期。目前主要通过两种方式实现双梯度钻井:一种是钻井液通过安置在海底的钻井泵和小直径返回管线回到钻井平台,在这种设计中,如果使用隔水管,则在隔水管内充满海水;另一种方式是钻井液通过隔水管返回平台,此时#9#石  油  钻  探  技  术2011年3月为了降低隔水管环空内返回流体的密度,使之与海水相当,需在隔水管中注入低密度介质(空心微球、低密度流体、气体)。双梯度钻井能够用较大的井眼钻至目的层,从而可以采用更有效的完井方式完井,同时可以有效控制井眼环空压力、井底压力,克服深水钻井中遇到的窄安全密度窗口问题,满足深水钻井快速、安全、经济的要求。

 

  11212 深水浅层钻井技术[19-21]

 

  为了避免钻井过程中井内钻井液压力不足以平衡高压含水地层的压力、发生浅层流导致的各种问题,常规做法是先预钻小井眼释放地层压力,然后再进入正常钻进程序。即使如此,钻进中也可能发生浅层流导致的井涌或井喷。为此,国外开发出一种动态压井钻井技术,该技术是利用大排量钻井液循环产生的流动压耗和混配的加重钻井液两者产生的压力来平衡浅层高压,实现浅层窄安全密度窗口地层的正常钻进。该技术节省了加重钻井液的时间,真正实现了边钻进边加重的动态压井钻井作业,提高了钻井效率,缩短了钻井周期。

 

  11213 深水钻井水合物预测及抑制技术[22-25]

 

  深水钻井海底为低温高压环境,极易促使天然气水合物在井筒、井口管线和防喷器内形成气体水合物,将造成堵塞,同时对钻井液的流变性产生直接影响,给正常钻进和井控工作带来严重隐患。因此在深水钻井过程中要预防天然气水合物的形成,在预防之前还要预测水合物生成的量和生成位置,以便为采取水合物抑制措施提供依据。目前对井筒中水合物生成量的预测方法受井下复杂条件的限制,还不能做到十分精确,但可以通过建立井筒的温度压力场,并结合天然气水合物生成的温度压力条件,来判断水合物是否形成及其形成的具体范围,达到预测水合物生成区域的目的。

 

  水合物抑制技术就是通过破坏水合物生成条件达到防止水合物生成的目的。目前预防和抑制水合物生成的措施有:除水法、加热法、降压控制法、添加热力学抑制剂法、添加动力学抑制剂法。而添加热力学抑制剂法是目前应用最广的水合物抑制方法。

 

  11214 深水钻井液及固井水泥浆技术[26-28]

 

  深水钻井液应具有的特性包括:1)良好的页岩抑制性;2)在低温下有良好的流动性;3)良好的悬浮和携岩能力,对于大位移井、大直径井眼更为重要;4)良好的水合物抑制能力;5)滤失量低,与地层配伍性好。除了以上特性,深水钻井液还要满足保护油气层和海洋环境的要求,因此油基钻井液在深水钻井中的应用受到限制。目前深水钻井中最常用的钻井液体系有高盐/PHPA(部分水解聚丙烯酰胺)聚合物+聚合醇水基钻井液体系和合成基钻井液体系。水基钻井液由于其优良的性能和较低的成本,已被广泛用于深水钻井作业中。但由于典型水基钻井液体系的塑性黏度、热膨胀性和压缩性均比合成基钻井液体系低,因此合成基钻井液也是国外深水区域常用的钻井液体系之一。

 

  表层套管固井是深水固井的难点和关键点。海底的低温是最主要的影响因素;破裂压力梯度常常要求使用低密度水泥浆;深水钻井设备费用高又要求水泥浆能在较短的时间内具有较高的强度。因此,深水水泥浆应具有以下基本性能:密度低;在低温下过渡时间较短,抗压性能优良;失水低;与套管、地层密封和胶结的长期性能好;顶替效率高。目前国外深水固井水泥浆体系有低密度填料水泥浆体系、低温快凝水泥浆体系、泡沫水泥浆体系、最优粒径分布水泥浆体系和超低密度水泥浆体系等。