深水井控工艺技术探讨

海洋深水钻井中的井控,面临着海底低温、气体水合物、地层孔隙压力和破裂压力之间的安全窗口比较窄、井控余量比较小、压井/阻流管线较长导致循环压耗较大、深水地层比较脆弱等诸多挑战。针对深水井控中面临的难点,调研了深水钻井中井控设备的要求与配置,详细介绍了深水钻井中早期监测溢流的方法、深水井控的关井方式及压井方法、深水压井后防喷器"圈闭气"与隔水管气的处理,以及在深水钻井中预防水合物形成的措施,以保证深水钻井的施工安全。      

深水井控成功实践与技术分析

深水井控是深水钻井的核心问题。海洋深水井控面临着井涌监测困难、地层承压能力弱、井涌余量小、阻流管线摩阻大、地层呼吸效应、气体水合物、圈闭气等诸多困难和挑战。文中以中海油在西非实施的某深水井压井成功实践为例,通过井控作业过程的分析,对深水井控技术进行研究和探索,为深水钻井井控作业提供参考。     

深水窄压力窗口控压钻井技术进展及应用

深水钻井通常都面临恶劣海洋环境、海底低温高压、窄压力窗口、浅层地质风险、作业成本高等严峻挑战。为了解决深水钻井中遇到最具挑战的窄压力窗口难题,业界提出并发展了控制压力钻井技术。主要介绍了控制压力钻井技术概念以及在深水钻井中应用的几类控制压力钻井系统,包括表层动态压井钻井系统、连续循环钻井系统、环空压力动态控制钻井系统、双梯度钻井系统、泥浆帽钻井系统等。最后,通过介绍控压钻井系统在中海油墨西哥湾盐下超深水井的实际成功应用,为后续其他深水项目提供一定的借鉴。     

深水浅层安全钻井液密度窗口预测技术及工程应用

深水浅部地层成岩性差,井眼易塌、易漏,钻井液安全密度窗口窄,安全钻井液密度窗口的精确预测是深水钻井作业安全和成功的关键。通过分析水深浅部地层地应力、成岩特征,提出了深水地层密度分段预测方法,并据此确定了深水井的3个地应力纵向剖面(上覆岩层压力、水平最大地应力和水平最小地应力);建立了深水浅层塑性地层井壁坍塌压力极限应变计算模型,实现了深水浅层安全钻井液密度窗口的精确预测,并在西非赤道几内亚湾深水S1井进行了应用,确定了S1井的钻井液安全密度窗口,保障了该深水井的安全快速钻井。     

南海深水救援井设计技术浅析

海洋钻井面临较高的风险和挑战,深水井控是深水钻井的重大挑战,为应对深水钻井井控风险,提高深水井三级井控应急处理能力,在充分借鉴国内外救援井设计技术的基础上,针对南海深水井作业情况,对南海深水救援井设计技术进行了整理和分析,包括救援井井位选择、连通设计、定向井设计、井身结构设计、钻井液及固井设计、压井设计等,研究结果可为南海深水救援井设计提供参考。     

深水浅层钻井液水合物抑制性能优化

深水浅层地质条件复杂,土质疏松、作业压力窗口窄、海底泥线温度低、井筒内易生成水合物,钻井液面临着井壁稳定、低温流变性调控难度大以及环境污染等问题,钻井安全作业风险高。为此,以南海某深水井浅层钻井为研究对象,总结分析了深水浅层钻井液应用现状,建立了深水浅层钻进ECD计算模型和井筒温度场计算模型,分析了深水浅层钻井期间的井筒温度场分布规律和水合物生成风险,结合数值模拟和室内实验,进行了浅层钻井液体系水合物抑制性能优化。研究结果表明,建立的深水浅层钻进ECD计算模型和井筒温度场计算模型,与实测数据对比模型计算平均误差小于8%;计算得出深水浅层钻进期间井筒水合物生成区域范围随着钻井深度的增加逐渐减小,但钻进准备期间及钻进初期,井筒内仍存在水合物生成风险;常规半防钻井液体系优化为HEM+14%NaCl+6%KCl,可满足正常钻进期间作业需求。结论认为:通过深水浅层钻井液体系优化,可以减少钻井液体系中水合物抑制剂的加入,简化钻井液配方,降低钻井成本,提高作业效率,为深水油气钻探钻井液设计提供指导。      

南海西部深水钻井实践

南海西部海域W区块的深水钻井作业中,低温高压和狭窄的安全密度窗口给钻井工程带来了较大的困难,容易引起井漏、溢流、环空带压、生成水合物等问题,且附近海域经常出现由内波流引起的突发性强流。针对这些问题,结合W区块的钻井地质特征,开展了深水井井身结构优化技术、随钻扩眼技术、深水井钻井液防水合物及防漏堵漏技术、环空压力预测与管理技术、内波流应对技术等方面的研究,解决了深水钻井容易发生的井漏与溢流并存、水合物堵塞管线、环空压力高和内波流损坏水下设备等问题,并成功发现了大型深水气田。     

应用速度场技术预测深水钻井中的浅层地质灾害

随着深水油气勘探开发的逐渐深入和不断发展,浅层地质灾害成为深水钻井作业中面临的一大难题。深水井海底淤泥强度低、欠压实,地层不稳定,地层破裂压力梯度与地层空隙压力梯度之间窗口窄,当量循环密度控制困难,存在浅层气、天然气水合物及浅水流等浅层地质灾害风险。浅层地质灾害源体积小,难以预测;层位浅,灾害常突然出现;压力高,易发生井喷等事故,造成巨大的损失,所以对浅层地质灾害的预测就显得尤为重要。分析发现,地震波速度对浅层灾害的预测起着非常关键的作用,速度场技术结合了横向分辨率较高的地震资料和纵向分辨率较高的井资料,为速度的准确求取奠定了基础,也为浅层地质灾害的预测提供了科学的依据。为此,阐述了深水浅层地质灾害与地震波速度之间的关系,重点分析了速度场建立的方法及步骤,并对荔湾深水气田LW3-1-1井区所建立的速度场进行分析,预测了井区浅层地质灾害存在的可能性,这对后续钻井作业服务具有参考作用。     

南海深水钻井作业面临的挑战和对策

深海油气开采是高风险、高投资、高技术、高回报的行业。我国南海海域石油储量巨大,属于世界四大海洋油气富集区之一,其中70%储藏于深水区。南海深水钻井面临的主要挑战是:浅层气和浅层流、深水低温、深水井控技术、缺乏深水作业经验和南海的灾害环境,在分析这些挑战可能造成的危害的基础上,从浅层流控制措施、钻井液优选、水泥浆优选、深水钻井井控措施、建立台风应急预案等方面,给出了技术对策。以2006年在南海钻成的作业水深1 481 m的LW3-1-1井为例,详细介绍了深水钻井施工情况。      

深水井涌压井方法及其适应性分析

深水井涌的处理与陆上相比存在3个难点:一是钻遇浅层流时还没有安装井口;二是节流管线细长且摩阻较大;三是安全密度窗口很窄。为此,在介绍司钻法、工程师法、动力压井法和附加流速法等压井方法的基础上,分析了其特点与主要流程及其对于深水井涌的适用性;并在此基础上,模拟了浅层气井涌和安全密度窗口较小情况下深水钻井井涌的压井工况。模拟结果表明:钻遇浅层流在没有安装井口情况下,可采用动力压井法实施压井作业;在处理窄安全密度窗口的深水井涌时,采用工程师法压井更合适,在模拟井工况下,采用工程师法套管鞋处的最大压力比采用司钻法低0.28 MPa;如果安全密度窗口太窄,则要采用附加流速法压井,在模拟工况下,采用附加流速法套管鞋处的最大压力可比常规压井方法降低0.94 MPa,但采用附加流速法对井口设备要求较高,并需要对施工参数进行优化。      

南中国海深水区域井漏现状及预防

与浅水钻井相比,深水钻井井漏的处理更加困难,预防井漏尤为重要。针对南中国海深水区域井漏频繁发生的现状,调查了已钻井发生井漏的复杂情况,对漏失现状进行了分析,包括易漏失时的作业工况及漏失性质研究等;结合南中国海深水典型的漏失案列,分析了本地区井漏的主要原因:深水压力窗口小、ECD过高等;并根据南中国海深水井漏失的原因和特点,提出了相应的的预防和处理措施,希望对后续该区域深水井井漏的预防及处理提供一定的参考。     

南海西部深水区自营油气田勘探开发现状及展望

深水区勘探钻完井作业面临着海水深温度低、安全钻井液密度窗口窄、井控风险高、海底地质灾害、台风等诸多挑战。中海油作为深水区勘探作业者,首次组织深水区勘探作业,成功发现了陵水17-2大型深水气田,推动了深水区油气勘探开发事业的进一步发展,为实现中海油"二次跨越"迈出了重要的一步。为此简要地回顾了南海西部深水区自营勘探及钻完井项目管理经验和作业实践,并对我国南海深水区油气勘探开发技术发展愿景提出展望,以期为深水区油气开发事业的发展提供借鉴。     

深海天然气及其水合物开发模式与钻采技术探讨

中国南海的石油天然气资源十分丰富,但其大多数都埋藏于深水区,油气勘探开发工作面临着许多难题和挑战。历经多年的探索与实践,我国海洋油气钻探工程已经实现了从浅水（水深300 m以内）到超深水（水深超过1 500 m）的跨越,并在南海发现了丰富的天然气与海域天然气水合物（以下简称水合物）资源,亟待进行安全高效开发,因而对相应的天然气及其水合物高效开发模式与技术支撑体系提出了迫切的需求。为此,针对深海天然气及其水合物安全高效开发的重大课题,提出了适用于常规天然气的“水平井或复杂结构井浮式钻完井+水下钻采系统+浮式生产、集输与浮式液化天然气生产储卸装置（FLNG）处理系统+船运外输”的开发模式及其技术支撑体系,以及适用于非常规天然气——海域天然气水合物的“水平井或复杂结构井浮式钻完井+水合物原位分解开采+水下或浮式生产与集输处理系统+管道或船运外输”的开发模式及其技术支撑体系;论述了大位移井、“U”形井等先进井型的开发模式及其适用的海洋地质环境,并给出了“U”形井的连通控制模型;此外,还介绍了与深水钻井力学和设计控制技术相关的研究进展。结论认为,建立先进适用的工程模式及其技术支撑体系,寻求实现“地质—工程—市场”一体化的解决方案,同时加强相关的信息化与智能化建设,是深海天然气及其水合物安全高效开发的关键之所在。     

南海深水表层导管水下打桩安装技术适应性分析

为了提高深水钻井表层导管施工的安全性和时效性,针对深水浅层钻井难题,基于锤击沉桩原理,通过理论分析和工艺研究,对深水钻井表层导管水下打桩安装技术进行了分析。深水钻井表层导管水下打桩安装技术采用水下液压打桩锤系统将表层导管锤入地层,可在工作船上实施作业,不占用钻机时间。针对我国南海深水浅层地质特点和油气开发需求,对该技术在南海深水钻井表层导管施工作业的适应性进行了研究。结果表明,与目前采用的表层导管钻孔/固井和喷射法安装技术相比,水下打桩技术可分别节省65%和43%的作业时间、79%和46%的作业费用。表层导管水下打桩安装技术可有效提高深水浅层钻井的安全性和经济性,对我国南海深水钻井表层导管施工具有很好的适应性。      

南海C区块高温高压气井井控技术

为确保南海C区块高温高压气井钻井过程中的井控安全,针对存在的地层压力高且复杂、地层温度高、钻井液安全密度窗口窄、高密度钻井液性能维护困难等井控技术难点,制定了实时检测溢流、控制溢流量,压井时逐渐提高压井液密度,防止发生井漏,钻井液降温和性能维护,井下溢漏共存处理等技术措施。防止井漏的技术措施包括提高地层承压能力和钻井液的封堵性、优化井身结构、控制井底循环当量密度、阶梯开泵、简化钻具组合及控制下钻速度等。南海C区块30余口高温高压井在钻井过程中采取了制定的井控技术措施,未发生井控事故。这表明,采取所制定的井控技术措施可以确保南海C区块高温高压气井的钻井井控安全。      

南海深水钻井完井主要挑战与对策

近年来,我国深水油气资源的勘探开发不断取得突破,"海洋石油981"半潜式钻井平台的建成更是将我国深水钻井装备提升到了世界先进水平行列,但是,与国外先进水平相比,我国深水钻井完井还存在缺乏作业经验、工艺及技术水平较低、基础理论研究薄弱等问题。在介绍我国南海深水钻井完井技术研究现状的基础上,分析了南海深水钻井完井面临的技术难点,针对我国南海特殊海洋环境、特殊地质条件及离岸距离远给钻井完井带来的特殊挑战,以安全高效钻井完井为聚焦点,给出了需要进一步攻关的一系列关键技术,并提出了发展建议,以期为我国深水钻井完井技术及理论的发展提供借鉴,最终实现我国南海深水油气资源的高效安全开发。      

FLAT-PRO深水恒流变合成基钻井液及其应用

深水钻井面临低温、安全密度窗口窄、浅层气易形成气体水合物、井壁易失稳等技术难题,对深水钻井液提出了更高的要求。以Saraline 185V气制油为基油,通过优选乳化剂、有机土、降滤失剂及其他处理剂,构建了一套适合深水钻井的FLAT-PRO深水恒流变合成基钻井液体系。综合性能评价结果表明:该钻井液在4~65℃下流变性能稳定,具有恒流变特性,能有效保护储层,其渗透率恢复值大于90%,能抗10%海水、15%钻屑污染,易降解,满足环保要求。南海LS-A超深水井水深为1 699.3 m,预测主要目的层温度为34.6~36℃,φ508 mm套管鞋处的地层承压能力系数低于1.14,安全密度窗口窄,如何控制ECD值、预防井漏是该井的作业控点,因此选择密度为1.03 g/cm3的FLAT-PRO钻井液开钻。钻进过程中,使用FSVIS调整流变性,维护黏度在50~70 s,动切力在8~15 Pa,φ₆读数为7~15,φ₃读数为6~12,用2% PF-HFR控制滤失量,应用井段起下钻顺利,电测顺利,井径规则,没有出现任何复杂情况。应用结果表明,FALT-PRO深水恒流变合成基钻井液在不同温度下的流变性能稳定,抑制性好,润滑性强,能获得较低的ECD值,满足深水钻井的要求。      

南海深水钻完井技术挑战及对策

南海深水区海洋环境恶劣,台风和孤立内波频发,深水钻完井工程设计和作业难度大、风险高。为提高我国深水油气勘探开发技术水平,实现海上钻完井技术研发、工程设计和作业能力由浅水向深水和超深水的跨越式发展,经过十余年技术攻关和作业实践,形成了具有自主知识产权的深水钻完井关键技术体系,首次建立了深水钻完井作业指南、技术标准和规范体系,克服了南海特殊环境条件下的技术挑战和作业难题,满足了深水油气钻完井安全、高效的作业要求,并钻成了最大作业水深近2 500 m的第1批自营深水井,开启了我国油气勘探开发挺进深水的新征程。