深水钻井问题综述

该文通过研究国外深水作业的相关文献,对深水钻井区别于潜水所面临的问题（海底低温、天然气水合物、泥浆窗口窄、地质灾害）的成因、对钻井的危害、预防和应对措施进行了总结。     

海洋深水钻井的钻井液研究进展

在参阅大量海洋深水钻探方面的技术文献资料的基础上 ,对海洋深水钻探中的钻井液使用作了归纳和总结。目的在于借鉴国外成功经验 ,为我国今后开展这方面研究工作做一些技术信息方面的铺垫 ;还结合国外海洋深水钻井液研究现状 ,提出了对海洋深水钻井的钻井液研究的几点建议。     

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。      

深水钻井井筒中天然气水合物生成风险评价方法

综合考虑天然气水合物相平衡条件、井筒温度-压力场和地温梯度,建立了深水浅部地层天然气水合物生成区域预测方法和深水钻井中井筒内天然气水合物生成区域预测方法。分析结果表明深水浅部地层钻井比深部地层钻井生成天然气水合物的风险更大。在此基础上引入过冷度密度对不同井深处的天然气水合物生成风险进行定量评价,同时基于施工参数的无因次化建立了重点区域天然气水合物生成风险定量评价方法。实例计算表明:深水钻井中海底井口附近和隔水管下部水合物生成风险等级最高;钻井液导热系数、入口温度、排量和NaCl浓度对井筒中天然气水合物生成风险影响最大,可以根据各施工参数的敏感因子并结合现场实际情况定量优化钻井设计和施工,从而降低或避免风险。     

深水海底钻进泥浆中使用的天然气水合物抑制剂

1 引言 在深水(水深大于300m)海底钻进过程中常会有天然气水合物形成.钻井泥浆中一旦有天然气水合物形成,将会对钻井工程和设备造成严重危害.目前解决的办法主要是在泥浆体系中加入抑制剂来抑制天然气水合物的形成.关于这方面的研究成果目前国内尚未见到,本文主要对近10年来国外在天然气水合物抑制剂的类型、作用机理及相关泥浆体系等方面的研究成果作一综述.     

海洋深水钻井钻井液研究进展

针对海洋石油勘探深水钻井遇到的复杂问题:井壁稳定性,钻井液用量大,地层破裂压力窗口窄,井眼清洗问题,低温下钻井液的流变性,浅层天然气与形成的气体水合物,对海洋深水钻井中使用的钻井液进行了综述.目的在于借鉴国外成功经验,为中国今后开展海洋石油勘探深水钻井方面的研究工作做一些技术信息的铺垫;并结合国外海洋深水钻井液研究现状,提出了对中国海洋深水钻井的钻井液研究的几点建议.     

深水钻井液关键技术研究

分析了深水钻井液面临的技术难题,认为深水钻井所面临的主要问题有深水低温问题、深水浅层含气砂岩所引起的气体水合物生成问题、海底泥岩稳定性问题及钻井液用量大、井眼清洗困难等问题。根据深水钻井中出现的问题和面临的困难,指出了深水钻井液应具有良好的低温流变性、悬浮携岩能力、页岩稳定性、环保性能及综合成本低等特点。调研了国外常用的深水钻井液体系,研制了深水钻井液水合物抑制性评价试验装置,探讨了深水钻井液中水合物的形成规律及机理,优选了深水钻井液用水合物抑制剂及其配方。在优选深水钻井液用处理剂的基础上,得出了深水钻井液的最终配方,并进行了全面的性能评价。最后,根据我国深水钻井液技术研究的现状,提出了下一步的研究重点。      

天然气水合物对深水钻井液的影响及防治

随着海洋钻井作业数量和深度的增加,钻井作业难度不断加大,海洋深水钻井作业环境恶劣,操作条件复杂,其中之一便是钻井液（主要是水基钻井液）中易形成天然气水合物。钻井液中一旦形成天然气水合物,会造成井壁失稳、堵塞井筒,钻井液无法循环,造成作业周期延长、钻井成本增加等。为解决钻井中天然气水合物的危害,综述了天然气水合物的形成机理。提出在深水区域钻井作业实施前,要充分估计到井口、防喷器、节流和压井管线中形成天然气水合物的可能性,一旦形成天然气水合物,可通过调节钻井液密度来控制井筒中压力,保持最低的安全钻井液密度来防止天然气水合物的形成。     

用于处理深水浅层气的动力压井方法研究

深水海底常常潜伏着大量的高压浅层气,而深水钻井过程中钻遇浅层气是十分危险的。结合动力压井方法对如何处理浅层气问题进行了研究。首先根据海上钻井工艺的技术特点,结合动力压井工艺进行了探讨,得到了深水钻井过程中处理浅层气的工艺技术。然后以此为基础,考虑有隔水管情况下井筒内的多相流动情况,建立了动力压井参数计算多相流方程,并进行了求解。计算结果表明,动力压井初期阶段,伴随着浅层气体积膨胀,动力压井排量会有所增加,当浅层气逐渐排出井筒后,钻井液排量会有所下降,直至达到稳定值。在实际的动力压井过程中,为了保证井壁的稳定性,应适时对压井排量进行调整。      

深水钻井气制油合成基钻井液室内研究

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。通过研究乳化剂加量、有机土加量、水相体积分数对深水气制油合成基钻井液低温流变性和电稳定性的影响,配制了一种深水气制油合成基钻井液,其配方为80%气制油+20%CaCl2盐水+3%RHJ+3%有机土+3%HiFLO+2%CaO,并研究了其低温流变性、抑制天然气水合物生成的能力和储层保护能力。研究结果表明:该钻井液具有较好的低温流变性,动切力几乎不受温度影响,在较大的温度变化范围内保持稳定;在20 MPa甲烷气体、0℃温度条件下能有效抑制天然气水合物的生成;能有效保护油气储层,其渗透率恢复率达85%以上,可以满足海洋深水钻井的要求。      

深水动力定位钻完井作业的风险管理探述

运用井口完整性双安全屏障的概念分析了深海地平线号井喷事故的原因和动力定位平台在动力定位模式下进行钻完井作业时由移位引起的井喷风险,并就动力定位钻完井作业的风险管理提出相关的建议。     

深水海洋工程地质勘查船技术综述

深水海洋工程地质勘查船是实施海洋地质工程勘查的专用工程船舶,用来探测工区潜在的地质致灾因素和影响施工的限制因素,评价工区的工程地质条件。深水工程地质勘查船具有探测天然气水合物、大洋浊流沉积和浅层高压水流等深水灾害性地质的功能,具备在深水实施工程地质勘查(钻探、表层取样)、高分辨率地震和重磁探测、单波速和多波速测深、深水浅层剖面、原位静力触探(CPT)测试等能力,是集成度和自动化程度高、作业功能复杂多样、能满足多学科、多手段综合工程勘查作业要求的多功能复合型深水作业装备。     

深水钻井平台动力定位失效风险分析与控制

本文根据动力定位系统的组成,从动力系统、动力定位控制系统与人因三方面对平台动力定位失效风险进行定性分析,建立钻井平台动力定位失效事件树,并基于屏障理论给出了防止钻井平台动力定位失效的三重屏障措施。研究表明,钻井平台动力定位失效原因主要来源于设备失效与人因失效两方面,在提高设备可靠性的基础上,防止动力定位失效后造成严重后果的关键在于提高人的可靠性,防止人因失效的发生。     

深水钻井液初步研究

许多国家已经开展了深海油气勘探开发研究计划,而中国的深海油气勘探尚处于起步阶段.分析了深水钻井面临的困难和深水钻井液应具备的基本性能.研制出了深水低温钻井液基本性能测试模拟实验装置,满足了深水钻井液性能测定的要求,并通过实验优选出了分别适用于深水浅层和深水深层钻进的钻井液配方.实验表明,2套钻井液配方均黏度较低、流变性合理、携岩能力强,能够分别满足深水浅层和深水深层钻进的基本要求.     

国外深水钻井液技术进展

随着石油工业的不断发展,海洋油气勘探的水域越来越深,深水钻井难度也越来越大.介绍了深水钻井存在的主要问题:海底页岩的稳定性差、钻井液用量大、井眼清洗难、浅层天然气容易形成气体水合物、低温下钻井液的流变性不稳定、地层破裂压力窗口窄等,这些都对钻井液技术提出了更高的要求.国外深水钻井作业开始得较早,使用的钻井液体系主要有水基钻井液和合成基钻井液,其中水基钻井液主要包括墨西哥湾的高抑制性水基钻井液体系、高性能水基钻井液和CaCl2/聚合物钻井液,挪威海域的硅酸盐钻井液体系以及甲基葡萄糖甙钻井液等;合成基钻井液主要包括墨西哥湾的酯/烯烃基钻井液、IO和酯基钻井液及环境可接受的专用合成基钻井液等.另外,还介绍了充气钻井液和特殊的油基钻井液体系.最后,分析了深水钻井液技术的发展趋势,并提出了一些建议.     

具有恒流变特性的深水合成基钻井液

合成基钻井液（SBM）以其特有的环保性能及机械钻速高、井壁稳定性好等特点,已成为国际上海上油气钻探的常用钻井液体系。但是在深水钻探作业中,由于温度和压力对流变性的影响常导致井漏和当量循环密度（ECD）不易控制。为了解决该技术难题,近年来国外首先研制出一类新型的具有恒流变特性的合成基钻井液（CR-SBM）,其流变性,特别是动切力、静切力和低剪切速率下的黏度等参数基本上不受温度压力的影响。阐述了该新型钻井液的典型组成及性能特点,对比了传统SBM和CR-SBM在不同温度、压力下的流变性、抗岩屑污染和毒性测试结果,并介绍了国外CR-SBM的现场应用情况。      

小井眼钻井中的深水井控问题

2003年,在Campos盆地2 888 m水深处完成的小井眼钻井创造了巴西深水钻井记录.该井使用陆上防喷器安全完钻.本文将分两个方面进行详细讨论:首先讨论该井和某一假设的常规井之间在井控作业方面的技术问题;其次讨论陆上防喷器技术问题.主要目的是深入探讨使用陆上防喷器勘探开发巴西深水和超深水储层方面的问题,重点讨论井控问题.     

天然气水合物对深水钻采的潜在风险及对应性措施

随着深水油气田开发的不断深入,钻遇天然气水合物几乎成了深水油气钻采过程中不可避免的问题,而且一些矿场实践已经证明了天然气水合物的潜在风险.较为系统地从理论上和现场实践方面分析了天然气水合物对油气钻采(如井控、钻井液性能、井壁稳定和固井等)存在的潜在风险,并提出了对应性措施.分析了在水合物区域钻进应该考虑的重要因素,以期为未来在水合物区域进行油气钻采提供参考.     

深水高温高压井钻井液技术

LS25-1S-1深水高温高压井实钻井深为4 448 m,完钻层位为梅山组,采用六开井身结构,φ212.7 mm井段为目的层段,压力系数预测为1.70~1.84,安全密度窗口窄,需重点关注井控、防漏和水合物生成的预防;同时由于井底温度约为147℃,而出口温度只有17℃,保持钻井液在高密度下的高、低温稳定性、防重晶石沉降、良好流变性和储层保护是该井段技术重点。以LS区块气源为研究对象,通过利用水合物抑制软件HydraFLASH绘制不同抑制剂浓度下水合物P-T相图,优选出钻进及静止期间水合物抑制配方:（9%~15%）NaCl+5% KCl+10% KCOOH+（0~45%）乙二醇。选用了抗高温降滤失剂HTFL,其加量为0.8%时体系高温高压滤失量小于10 mL,泥饼质量好。研发了一种新型的封堵剂PFFPA,PF-FPA较FLC2000具有更好的封堵降滤失效果。性能评价结果表明,该体系抗温达170℃,高低温流变性平稳,能抗10%的钙土污染,而且沉降稳定性好,封堵能力强,渗透率恢复值在80%以上,储层保护效果好。在现场应用中,通过Drill Bench软件模拟,将排量降至1 400 L/min,此时ECD为1.94 g/cm3,小于漏失压力当量密度（1.96 g/cm3）,ROP为10 m/h,岩屑传输效率仍在85%以上,满足携岩要求。该井顺利完钻,表明该套钻井液技术解决了现场作业难题。      

促进深水海域钻井工业技术进步的相关工艺技术

20 0 1年 12月 ,在美国新奥尔良举行的SPE年度技术研讨与技术展览会议期间共交流与讨论了 32篇涉及各种不同专题的钻井工艺技术。这些论文涉及到井控、井眼净化、双梯度 (dualgra dient)钻井系统的开发研究与现场试验、钻井液工艺技术进展、固井与欠平衡钻井技术、创新型的深水钻井工艺技术、钻井问题的有效防止与治理技术和钻井优化工艺技术