双梯度钻井和传统隔水管钻井井控程序的比较.doc

双梯度钻井和传统隔水管钻井井控程序的比较摘 要为了满足世界能源需求的增长的，石油生产公司必须在更加恶劣的环境中寻找油气。显示巨大希望的一个区域是美国墨西哥湾的深水区域，这已经被过去几年增加的租借价格和钻探活动。随着钻井进入深水，为了安全和成功地操作，必须发展新技术。在1996年左右开始的四个项目开始研究双梯度钻井技术，即DGD，应用与水深超过5000ft。这四个项目是Shell石油公司项目1、海底泥浆举升(SMD)联合项目2、Deep Vision项目3和Maurer技术的空心玻璃球项目4。许多文章已经讨论了双梯度钻井技术在超深水中5,6,7超越传统钻井技术的优点。尽管大量的资料证明了双梯度项目的优点，但是很少有是四个项目发表的关于主要关注点之一的资料。也就是双梯度钻井和传统隔水管6,8,9钻井相比较，井控具有什么不同。本文揭示了双梯度钻井技术和传统隔水管技术井控方法的比较，这是基于作者作为SMD项目的一个成员所做的工作。引 言双梯度钻井方法(DGD)是一种非传统钻井方法，它使用相对小直径的返回管线(RL)把钻井液和钻屑从海底循环到海面钻井船的泥浆系统(图1)10。在DGD期间，钻井船的海洋隔水管充满海水。防喷器(BOP)组的上部单元类似于旋转防喷器(RBOP)，用来隔离井眼和来自海洋隔水管的海水。泥浆举升系统包括位于海底的一组海底泵，它们从RBOP下面的井眼环空抽吸，这些海底泵用来将来自井眼环空的钻井液和钻屑通过RL举升到钻井船的泥浆系统。海底泵的入口压力具有恒定入口压力、恒定循环速度或人工over-ride模式的操作选项，最普遍的操作模式是保持等于海水静水压力的恒定入口压力。通过保持海底泵的入口压力等于海水的HSP，可以在整个井眼中循环更大密度的钻井液，但仍旧维持和传统隔水管钻井相等的井底压力。钻柱中的更大密度泥浆，以及维持(泥浆举升泵)MLP的入口压力等于海水井水压力，结果导致海底以下钻柱内的压力和环空中的压力失衡。这种压力失衡引起钻柱内的泥浆自由下降，钻柱内产生U形管，除非钻井用泥浆泵的循速度大于泥浆自由下降速度。DGD和传统隔水管钻井的井眼压力的典型曲线如图2所示。与传统隔水管钻井相比较，在一个更大的深度范围内，通过保持入口压力等于海水HSP(图3)。在具有双梯度泥浆系统的井眼中，井眼压力保持在地层孔隙压力和地层破裂压力之间的窗口中。这就消除了多大两到三个套管柱(图4)11。深水中与传统隔水管系统相关的问题在水深超过2000m时，许多著者5,6,7,12,13,14已经讨论了与传统隔水管钻井相关的问题,但并没有局限于以下部分：l 长隔水管导致的甲板空间限制；l 极长的隔水管和隔水管内包含的大量泥浆导致的庞大甲板载荷；l 作用在隔水管上的海流造成的井位保持问题；l 填充隔水管的泥浆成本；l 深水泥线以下更深的地质学目标；l 实现目标深度所需要的大量套管呈现出的运行大直径生产管道的能力。在通过使用海底泵送系统而实现的RL和双梯度应用中，这些与传统海洋隔水管相关的问题，大多数被最小化或消除。在指出与传统海洋隔水管系统相关的问题时，这些作者也讨论了DGD和泥浆举升系统的优点，其中的一些优点如下所示：l 需要更少的钻井泥浆；l 更好的井位保持；l 可以升级更小的第二代和第三代浮式钻井船以在深水中钻井，提高了深水钻井中钻井船的可用性；l 以更少的套管满足地质学目标的能力，允许足够大直径的生产管道以较高的生产速度生产，使得井更具有经济性；l 减少钻井时间。尽管DGD最小化或消除了与传统隔水管钻井相关的许多问题，但是这种非传统钻井系统也存在许多缺点，并且限制了DGD的应用。到目前为止，仅仅只有一个双梯度钻井记录，导致了工作人员使用这些系统的有限经验1518。因为DGD仅仅有限地使用，以研制程