中海石油研究中心深水钻井水下井口系统配置与选型研究.doc

第六届全国石油钻井院所长会议论文集深水钻井水下井口系统配置与选型研究付英军 蒋世全 姜 伟（中海石油研究中心 北京 100027）【摘 要】 进入21世纪，深水毫无疑问的成为石油资源勘探开发领域最热门的话题之一。从上世纪80年代至今，国外在深水钻探技术取得了长足的发展，并趋于成熟。相比而言，我国的深水钻井技术仍为空白，仅在近期才开始同外国公司合作，共同进行深水油气田的开发。当前，国外油公司的钻井作业水深已突破3048m，而中海油的油气钻井最大水深为607m，存在着不小的差距。深水钻井水下井口系统配置与选型研究是深水钻井技术研究的最佳切入点，有助于我们对深水钻井技术进行更深一步的了解，为后续的研究与开展深水钻井作业提供基础资料。本文将建立在大量文献的基础上，对深水钻井水下井口系统的特点，以及配置选型考虑的因素及设计方法进行系统的阐述和探讨，为现场开展深水钻井作业提供了参考依据。1 钻井水下井口系统的组成及特点典型的深水钻井水下井口系统由钻井隔水管系统、井控系统以及钻井水下基盘系统组成。随着水深及作业环境和作业要求的不同，水下井口系统的配置组成也不尽相同。一般来说，水下井口系统的设计涵盖在钻井船设计中。同时，钻井水下井口系统的配置和构成还与钻井工艺，钻井作业操作等因素有关，应具体问题具体进行分析。浅水钻井作业，由于作业环境以及海况条件比较温和，水下井口系统的组成比较简单，要求也不高，但是随着水深超过了600m，当前的钻井水下井口系统将面临着许多的问题，总的来说，深水钻井水下井口系统相比浅水水域的钻井水下井口系统有着其独特的一面，主要表现在：深水钻井面临的恶劣海洋环境，深水油层的埋藏普遍较深，对于压力的控制特别的严格，海底地层较疏松。因此，深水钻井过程也大都是非常规的做法，需要增添一些新的设备，并且对作业人员进行相应的技能训练，深水水域的钻井作业更多的需要考虑作业环境带来的一系列问题，如高额的钻机日费，需要更多的套管层序，钻井作业周期将变得更长，完井的可用空间将更小，非生产时间增多，以及废弃物的处理问题，这都决定了深水钻井水下井口系统的特殊性。钻井水下井口系统的发展从简单到复杂，逐步向多样化的发向发展，除了目前较多的533.4mm隔水管系统配备水下防喷器系统的水下井口系统以外，近来国外从深水钻井费用成本等角度考虑，提出了406.4mm或者更小尺寸的隔水管系统配备地面防喷器系统的概念，并已经开始在较温和的海况条件下得到现场应用。同时，还出现了将防喷器系统的位置放置在隔水管系统中上部位置的概念，即所谓的水中浮筒钻井装置，这些大都是考虑降低深水作业成本以及现有深水钻井装置的特点，结合新的钻井工艺技术，呈现的多样化的深水钻井水下井口系统概念。除了以上的配置特点以外，费用也是区别浅水的重要因素，据资料统计，用于深水钻井的水下防喷器系统的费用在两千万美元左右，1400m作业水深的隔水管系统在一千万美元，深水钻井的水下井口系统的费用较浅水钻井水下井口系统有着本质的区别。下面以常规533.4mm隔水管系统配备水下防喷器系统为例，分别阐述各个组件以及在钻井水下井口系统配置和设计时考虑的因素。1.1 井口下入设备井口下入设备用于提升和下放隔水管系统和防喷器组。主要有卡盘，装卸工具组等，卡盘在下入或上提隔水管系统和防喷器组时对隔水管系统和防喷器组起到支撑作用。作业时，使用导向绳将隔水管和配套水下设备导引至井口，或者不适用导向绳，而在ROV的辅助下完成作业。卡盘在钻台上为隔水管和防喷器组提供支撑。减震卡盘用于减轻隔水管支撑肩上的冲击负荷；万向卡盘用于减轻支撑肩上的挠矩。导向绳可用于把隔水管系统及其配套水下设备导引至接近海底的配合连接装置。通常四条钢丝导向绳（分别构成方形的四个角）从临时导向基座延伸至浮式钻井装置，在钻井装置上，每条导向绳分别由一个导向绳张紧装置拉伸着。一般情况下，导向绳接系点距井眼中心1.83m，构成了一个边长约2.59m的正方形。对井口下入设备进行选择、配备和设计时主要考虑以下的因素：最大静态载荷能力；船舶运动、波浪和海流导致的动态负荷；隔水管下入作业过程中的弯曲负荷；冲击负荷。1.2 分流器系统下入762mm套管后，再次开钻时，一般情况下762mm套管还缺少关井所需的足够压力，在此阶段尚未安装防喷器（BOP），如果此时发生井喷，隔水管系统将把流体引至钻机上的分流系统。分流系统由环空密封设备、能打开放气管线又能关闭钻井液返出管的装置以及一个控制系统组成。浮式钻机的水面分流系统通常直接安装在转盘下。分流器装置锁定在一个内置壳体内。上部挠性/球形接头通常安装在分流器装置的底部，是海上钻井水下井口系统最上端的组件。水下分流器组可安装在井口上，实施水下分流。分流器系统主要使用在浮式钻井船上，一般在裸眼井段钻进时用它来关井，一般来说，对于127mm钻杆，需要1000psi的关闭压力，在裸眼井段钻进时需500psi的关闭压力，两种情况下的关闭时间均为10s；其外壳适合大直径的隔水管浮筒材料，在紧急脱离情况下可以通过分流器的外壳支撑隔水管管柱。1.3 张紧器系统张力系统可为海上钻井隔水管提供垂向的张力，并控制其受力和位移。在钻井船受风、海浪和海流的影响而垂向、横向移动时，能够为隔水管提供近乎恒定的轴向张力。通常张力系统采用大容量充气储能器的液压缸来保持绳索上近乎恒定的张力，绳索的一端与张力器相连，另一端与伸缩接头的外筒相连。一般都采用四绳系统，以保证活塞冲程为船舶升程幅度的1/4，所用张力设备的数量和级别决定张力系统的总能力，通过增减气压可改变各设备施加的张力，使之达到设计要求的能力。半潜式钻井平台的实际升沉运动一般预计仅仅为4.576.10m。目前国外设计了一种主动/被动张力系统，主要是通过减少高压气供应、使用液压芯子调整来重新定位中冲程点来达到目的。实践证明，此种设计可使张力系统总重降低30%。进行张力系统设计时需要考虑的因素有：（1）倾角：安装惰轮以减小倾角。可增大张力的垂直分力，减小水平分力，延长钢丝绳使用寿命。由于存在倾角导致施加在伸缩接头外筒的垂直张力小于张力系统施加的张力。（2）张紧绳的使用寿命：张紧绳的使用寿命与钢丝绳生产、施加张力的大小、行程等相关作业环境的众多参数有关。（3）储能器和气压容器：每个张力设备均配液压的液存储容量大于气缸容量的储能器。大型气压容器可降低因张力器冲入冲出时存储空气压缩和膨胀导致的压力变化。（4）液流和气流要求：尺寸适当的绳索会减少因管路压力损失导致的张力变化。（5）摩擦和惯量损失：滑轮、钢丝绳、张拉杆和活塞的密封摩擦、滑动摩擦及惯量都会影响钢丝绳的张力变化。（6）动态张力限制（DTL）：根据张力器的级别。API规范中将动态张力限制确定为最大允许压力乘以有效液压面积再除以绳索段数所得的值。1.4 隔水管系统隔水管系统是水下井口系统中较为重要的组件之一。包括伸缩接头，隔水管单根，底部隔水管总成，各种球形接头，挠性接头，节流压井管线，浮力设备以及备选组件等。伸缩接头的基本功能是补偿钻井装置与隔水管系统之间的相对垂向运动。其外筒为隔水管系统张力提供结构性支持。典型设计是由外筒和内筒及一个张拉环组成，外筒与钻井隔水管本体相连，内筒与钻井装置相连，张拉环能把张力系统的负荷传递至钻井隔水管的外筒。伸缩接头也可以看作是隔水管张力器系统的附加装置，隔水管张拉管线通常与靠近伸缩接头外筒顶部的张拉环相连。提供了海上隔水管与张力系统之间的结构接口。支撑隔水管系统的拉伸载荷通过隔水管张拉环传递至外筒管壁，再通过隔水管单根的联轴器和管壁。对于张拉环的选择，如果是转塔系泊和动力定位钻井装置，张拉环上的低摩擦轴承可使钻井装置实现转动，同时还应考虑到隔水管系统和井口上的合成扭转负荷。在选择伸缩接头时，应考虑以下最基本的因素：（1）强度：伸缩接头均应能够支撑隔水管和BOP组的重量。应考虑到动载荷。（2）冲程长度：最大冲程应考虑到定位失败情况下预期升沉、船舶偏移、潮汐变化及最大预测船舶漂移量。（3）张拉管线：张拉管线应按照伸缩接头的最大负荷能力定级。（4）辅助管线：辅助管线、节流压力井管线以及伸缩接头填压管线等应考虑到钻机的布局以及送入、收回作业过程中连接和断开的易操作性。（5）封隔元件：用于内筒外侧与外筒内侧之间密封的封隔元件分为单元件装置和双元件装置。双元件装置的好处在于，当其中一个元件失效时，另一个元件启用，从而使钻井液与外界环境之间保持密封，而无需停止钻井作业。（6）装卸和存储：伸缩接头一般较长、较重，具有特殊的装卸和存储要求。隔水管主管及配套联轴器的尺寸在钻井水下井口设计配备时，一般与特定BOP组的尺寸一致。适用的BOP内径和隔水管外径的典型配置如下所示：1）346.1 mmBOP，406.4 mm隔水管2）425.5 mmBOP，473.1 mm隔水管3）476.3 mmBOP，508 mm或533.4 mm隔水管4）527.1 mmBOP，558.8 mm或609.6 mm隔水管5）539.8 mmBOP，609.6 mm隔水管隔水管的主管根据其外径、壁厚和材质确定；而隔水管联轴器主要有四种设计：掣爪式；法兰式；螺纹活接头式；闭锁块式。一般情况下，隔水管单根的节流/压井和辅助管线通过支架与隔水管主管外部相连。就多数隔水管而言，管线穿过了隔水管支架。在选择、设计隔水管单根时，应考虑到以下因素：（1）应具有足够的强度，能够经受来自波浪、海流、施加的张力、钻机运动以及钻井液重量等负荷。还应考虑塌陷压力和装卸载荷。主管的强度特征由其直径、壁厚、钢级决定。隔水管一般采用的钢级是X-52、X-65和X-80，数字代表各钢级的最小屈服强度（ksi）。（2）内径所提供的环空尺寸必须与设计的套管层序一致。（3）通常隔水管单根的长度范围为15.2422.86m。目前深水出现24.38m，27.43m，30.48m，甚至36.58m的长度，在选择长度时，主要考虑存储和装卸特点。应准备各种长度的短节。短节的长度一般小于隔水管长度。选择联轴器时主要考虑其强度、支承圈的负荷等级、应力放大系数（抗疲劳性）、可靠性、接成速度、接成预压载荷、维护要求、主管尺寸、强度/重量比等因素。底部隔水管总成是隔水管系统最下端的组件，一般由隔水管异径接头装置、挠性/球形接头、一个、二个或无BOP、水下控制盒以及将隔水管系统和BOP组连接起来的液压连接器组成。提供了隔水管与BOP组之间的可拆除连接。此外还通过控制盒对BOP组的功能进行液压控制。跨接软管提供了环绕节流和压井管线挠性/球形接头的流动通道。底部隔水管总成的典型设计根据组件的类型、尺寸、等级、作业水深的不同，可设计成多种配置形式。设计底部隔水管总成时需要考虑：标准导柱半径；最小内径和相应额定压力；抗弯曲强度；可收回控制盒间隙；水下储能器舱室；紧急断开过程中的负荷和间隙；钻井装置上的可用存储和装卸空间；深水防喷器紧急收回系统；无导向绳防喷器重返井口时的导向系统；无导向绳系统上的顺序伸缩式控制盒对扣和节流/压井对扣；挠性管线；防喷器装卸导向结构。挠性和球形接头是隔水管系统中的最重要的部件之一，其功能是用于使隔水管和BOP组之间产生角位移，从而减小隔水管上的挠距。此外，还可用在隔水管的顶部，便于钻机的动作。在某些情况下，这种接头还可以安装在伸缩接头以下隔水管柱的中部，用以减小隔水管的应力。挠性接头的旋转刚度使之在控制隔水管角度时比球形接头更有效。通常，一个挠性接头的旋转刚度属于角度非线性，每旋转一度，角度变化671320139m/kg。柔性接头安装在隔水管/防喷器组接口下底部隔水管总成的上面，使用一个弹性磨损和密封单元组合来消除对压力平衡球和套筒接口密封的需求，其抗拉伸载荷能力达到81万公斤；当承受拉伸载荷和内部压力达到3000psi时，在它的轴向中心的每一边上角度偏斜10；不需要压力平衡和润滑系统。中部的柔性接头安装在伸缩接头的下部；抗拉伸载荷能力可达到100万公斤；当承受拉伸载荷和内部压力达到1500psi时，在它的轴向中心的每一边角度偏转20。在选择和设计挠性和球形接头时，应考虑到以下的因素：隔水管系统内挠性/球形接头的功能和位置；所需的最大角旋转和最大旋转刚度（可通过隔水管初步分析确定）；额定压力；将予施加的最大张力负荷；将予施加的最大扭矩。挠性节流和压井管线是附着在隔水管系统上的钻井管线，一般采用三种基本设计：挠性管；钢加固软管；带有螺纹式、卡箍式或法兰式端件的流动环管。如果采用螺纹式端件，则必须采用螺纹密封以外的密封方式。选择时，应注意挠性管线应与节流和压井管道系统的其余部分以及防喷器组、隔水管、阻流和压井管汇相匹配。具体应考虑到以下因素：长度要求和容差；端件配伍性；额定压力（气、液）；额定挤毁；额定温度（最大值、最小值、环境条件）；最小弯曲半径；液体配伍性；对研磨液的抗磨性；抗腐蚀性；对弯曲和压力循环的抗疲劳性；浮力设备是深水钻井井口系统区别于浅水钻井井口系统的最显著特点之一，深水条件下，浮力设备可与隔水管单根相连，通过减小隔水管单根的没水重量降低顶部张力要求。通常隔水管系统所采用的浮力设备主要有泡沫浮块，底开式气室两种。对浮力设备进行选择时应选择能够提供额定使用深度条件下所需的举升力和压力阻力的泡沫模块。泡沫模块应设计成不会抑制隔水管的弯曲，并且可安全装卸和存储。同时对浮力设备的维护和修理应进行调查，从而确保在钻机上使用时尽可能少出现问题。除了以上的主要组件外，深水隔水管系统在设计选择是还有一些可选组件，根据环境条件和钻井作业的要求，具体选择。当环境条件超过与隔水管系统相关的安全作业限制时，隔水管和底部隔水管总成从防喷器组断开，悬挂起来，直至气候条件得到改善。断开后的隔水管系统可能从大钩、卡盘、分流器壳体、或特别设计的梁式结构上脱开。这时，要考虑到举升中的隔水管的动态负荷，确保悬挂系统组件能够提供足够的力度，在不损坏隔水管系统或钻井装置的前提下，对悬挂隔水管系统引起的轴向和横向负荷提供支撑。深水钻井中，预报可避免作业而导致的可能设备损失；隔水管测量短节为最大化作业窗口提供可靠的性能反馈，减少磨损以及可能的损坏，提供隔水管的使用历史。深水作业时，钻井隔水管系统的张紧力是很重要的参数，隔水管测量短节测量挠性接头偏角，充分利用这一数据可最大化作业窗口，减少隔水管的磨损以及其他可能的事故。同时还可进行浪流剖面测量以及检测钻井隔水管系统的动态响应，为更安全的钻井作业提供决策依据和数据支持。深水环境中还要考虑的一种情况就是，在紧急情况下，如隔水管里的泥浆液柱压力突然降低，通常会使用隔水管充填阀，充填阀将自动打开使海水进入隔水管从而平衡压力防止隔水管被挤毁。当严重的漏失发生，大量的气体进入隔水管膨胀或者面临紧急情况下，隔水管脱开时隔水管充填阀也会自动打开。充填阀安装在隔水管上，通过装有压力传感器的滑套启动后，海水迅速的进入到隔水管充填，防止隔水管被挤瘪，当充填阀压差达到一定值的时候将自动的回到原来设定的关闭状态。通常当阀的内外压差降到150psi或低于外部的压力的时候，会自动的关闭，充填阀将放置在距水面至少99.06m的地方。1.5 防喷器系统深水钻井所用的水下防喷器系统与常规的浅水水域作业所用的防喷器系统的功能上都是液压的，主要的液压控制系统是安装在防喷器组上的水下的控制盘，控制盘上有液压控制阀，可以从地面通过液压动力液直接的的对防喷器组进行控制，液压的连接头以及防喷器的液压阀等等。控制阀是两位三作用的阀或者三位四作用阀，其通过液压导向压力驱动。在深水钻井中，防喷器组的快速的反应动作是非常重要的，因为动力定位系统可能会使钻井船偏离原来的位置而可能与防喷器系统的紧急脱离，反应时间由两部分组成：信号时间以及液压传递时间。根据挪威石油董事会的要求，当采用水下防喷器系统的时候，防喷器关闭的反应时间会到45s，美国石油学会的推荐做法（API RP 16E）也指出，海底防喷器组的控制系统应能够在45s或者更短的时间内关闭任何一个闸板防喷器。对于万能防喷器组来说，关闭时的响应时间不能超过60s，而节流/压井阀开启或关闭的响应时间不能够超过闸板防喷器组关闭观测到的最小响应时间，开启底部隔水管总成的时间不应超过45s。如果钻井装置偏离原来位置的时候，开启底部隔水管总成的时间将更为严格。电液复合控制系统是为了提供更快的信号时间而发展的，在914.4m的水深，电液复合控制系统反应将大大快于传统的液动控制系统。电液复合控制系统在914.4m水深中导向信号的传递时间为一转眼的工夫，而采用液压导向信号通过914.4m的导向软管的传递时间会达到30s，而且更多的还取决于采用的系统类型和导向软管的类型。在914.4m水深，快速反应的液动系统通过导向软管传递导向信号的时间大概是4.5s，电液复合控制系统和液动控制系统的最本质区别在于导向信号的传递时间，电液复合系统通过传递电导向指令信号到海底防喷器的储能器中的螺线管控制的导向阀，然后引导导向压力到指定的液动控制阀，这样一个过程实现了快速的反应。大多数的深水钻井装置都配备有声控系统，以备主控系统由于电缆失效或者液压动力管线失效而不能工作时，作为紧急情况时的备用系统。其功能与主控系统是独立的，通常具备3到4个关键防喷器功能，剪切闸板关闭，过钻柱闸板关闭，闸板锁定关闭，底部隔水管连接器打开。声控系统比主液动系统或混合电液控制系统有较长的反应时间，因此对紧急脱离的情况下不适用，水下储能器随着水深的增加其效率降低，原因是由于较高的氮与充电压力。这导致了气体的膨胀受限制。因为这个原因，在2000m的水深比常规的水深下需要30%50%或者更多的储能器体积。在深水防喷器组系统中储能器组需要声控系统，这可能在常规的防喷器组空间中占据更多的可用空间。备用声控系统有Shaffer、Copper Oil Tools生产的系统，以及Tri-Tech系统和Simrad。2 深水钻井水下井口系统的设计方法2.1 钻井隔水管长度的确定测量出泥线以上的高度。设备、环境及作业信息输入隔水管分析数据表。利用相应的短节，确定隔水管长度。钻井隔水管长度 = C = F (A+B+D+E)F = (MLW) + (平均潮汐变化) + (水线至RKB的距离)A= 泥线以上井口高度B= (下部防喷组高度) + (LMRP高度)D= (挤毁长度) + 1/2 (冲程)E= (RKB (钻台)以下挠性/球形接头顶部) + (挠性/球形接头的接成长度)2.2 最小顶部张力的确定（1）14.0 ppg钻井液钻井作业；（2）14.0 ppg钻井液非钻井作业；（3）12.0 ppg钻井液钻井作业；（4）12.0 ppg钻井液非钻井作业；（5）8.555 ppg钻井