TLP干式鉆完井技術(shù)特點分析

盛磊祥，許亮斌，蔣世全，李迅科，劉 健

（中海油研究總院，北京 100027）

TLP干式鉆完井技術(shù)特點分析

盛磊祥，許亮斌，蔣世全，李迅科，劉 健

（中海油研究總院，北京 100027）

TLP使得干式井口在深水的應(yīng)用成為可能，與常規(guī)的深水開發(fā)模式水下井口相比，TLP降低了鉆完井作業(yè)的難度和費用，尤其在后期修井和調(diào)整井作業(yè)時，能夠大大降低項目的投資，經(jīng)濟效益明顯。TLP目前在墨西哥灣、北海及印度尼西亞深水油氣田均有采用。目前針對TLP的鉆完井設(shè)計和作業(yè)程序國內(nèi)開展研究較少，制約了深水油氣田開發(fā)前期方案設(shè)計工作的開展。因此，重點介紹了TLP對鉆完井程序的影響；對于不同的平臺鉆機配置，總結(jié)了TLP的鉆完井程序；提出了鉆完井設(shè)計和作業(yè)過程中，TLP對回接套管、升沉補償?shù)葐栴}的要求，分析了與常規(guī)深水濕式井口的溫度剖面差異，為開展TLP鉆完井技術(shù)研究和前期方案設(shè)計提供參考。

張力腿平臺；干式井口；鉆完井程序；隔水管；深水

20世紀70年代早期，美國加利福尼亞的工程師發(fā)明了一種浮式系統(tǒng)，使平臺變成錨泊順應(yīng)式平臺，即張力腿平臺（Tension Leg Platform，縮寫TLP）的前身，該技術(shù)的第一次商業(yè)化應(yīng)用是Conoco公司1984年在英國北海安裝的Hutton張力腿平臺[1]。干式采油樹系統(tǒng)配合TLP的鉆完井方式，極大的方便了完井、后期的修井和調(diào)整井作業(yè)、以及油氣田的維護管理費用。在當(dāng)下水下生產(chǎn)系統(tǒng)費用高漲、深水鉆井船資源稀缺的時代，TLP成為深水油氣田開發(fā)的重要方案之一。在過去的25年里，深水干式完井是結(jié)合干式采油樹與TLP和深水立柱式平臺（Single Point Anchor RiserBuoy，縮寫SPAR）取得了廣泛的應(yīng)用，如圖1所示[2]，最大應(yīng)用水深甚至超過了5 000 ft。表1顯示了水下井口和TLP干式井口對比。

圖1 干式采油樹平臺系統(tǒng)的使用情況

表1 水下井口和TLP干式井口對比

TLP結(jié)合干式采油樹進行生產(chǎn)是深水油田開發(fā)的重要模式，在墨西哥灣應(yīng)用較多。我國在南海深水油氣田的開發(fā)以水下生產(chǎn)系統(tǒng)為主，可備選方案的技術(shù)儲備和嘗試較少。本文介紹了國外TLP的應(yīng)用情況，根據(jù)平臺鉆修井的配置方案，總結(jié)了TLP可能采用的多種鉆完井作業(yè)方案，提出TLP鉆完井設(shè)計和作業(yè)的關(guān)鍵考慮因素，為開展TLP鉆完井技術(shù)研究和前期方案設(shè)計提供參考，拓展南中國海深水油氣田開發(fā)思路。

1 TLP鉆、完井程序

對于水下井口作業(yè)方式，半潛式鉆井平臺/鉆井船可以完成鉆井、完井全部作業(yè)。對于TLP，因為平臺空間和載荷對平臺的造價影響比較大，另外為了能在TLP安裝到位后，加速投產(chǎn)，一般在平臺建造階段利用半潛式鉆井平臺/鉆井船進行批鉆井、預(yù)鉆井等工作[3]，待平臺安裝到位后，根據(jù)平臺鉆機的配備能力進行后續(xù)的鉆井和完井作業(yè)。TLP的鉆、完井程序如圖2所示。

圖2 TLP鉆完井程序

半潛式鉆井平臺/鉆井船批鉆：批鉆指的是在深水鉆井中，集中進行導(dǎo)管、表層套管和高壓井口的安裝，以提高油田建井效率。深水表層鉆井過程中，由于未建立循環(huán)通道，沒有井控措施，因此對于潛在的淺層水流、淺層氣等淺層風(fēng)險應(yīng)對能力較差，一旦鉆遇相關(guān)風(fēng)險，為保障平臺安全需進行平臺的應(yīng)急解脫。由于TLP固定在海床上，應(yīng)急解脫的能力較弱，而對于半潛式鉆井平臺/鉆井船配備了完善的應(yīng)急解脫設(shè)備和方案，因此TLP開發(fā)的油田一般都會采用半潛式鉆井平臺/鉆井船完成批鉆。

半潛式鉆井平臺/鉆井船預(yù)鉆井：因為平臺空間和載荷對平臺的造價影響比較大，因此TLP會盡量在滿足生產(chǎn)的條件下，較少負重。當(dāng)油田周邊開發(fā)較少，后期進行調(diào)整井作業(yè)的可能性不大的情況下，平臺僅配備修井機滿足完井和修井的作業(yè)需求。這種TLP不具備鉆井能力，只能利用半潛式鉆井平臺/鉆井船進行鉆井作業(yè)，鉆至目的層上部或者鉆至設(shè)計井深，頂替鉆井液，進行臨時棄井。

半潛式鉆井平臺/鉆井船預(yù)完井：如果油田開發(fā)要求進行防砂、壓裂充填等復(fù)雜的完井作業(yè)，為了減少完井設(shè)備對平臺空間的要求，由半潛式鉆井平臺/鉆井船預(yù)完井進行下部完井，包括射孔、防砂等下部完井作業(yè)。

表2 TLP平臺生產(chǎn)立管和套管回接應(yīng)用情況[1-3,5-10]

TLP修井機完井：TLP安裝到位后，由平臺配備的修井機進行上部完井作業(yè)，主要包括回收臨時棄井橋塞，下生產(chǎn)管柱和管掛、安裝采油樹等作業(yè)。

TLP鉆機鉆井、完井：如果油田開發(fā)要求平臺兼顧周邊油田開發(fā)，且油藏有后期進行調(diào)整井和新鉆井的要求，平臺需要配備鉆機，此時可在完成批鉆后，利用TLP配備的鉆機進行鉆井、完井作業(yè)。

2 TLP鉆井設(shè)計和作業(yè)關(guān)鍵技術(shù)

2.1 鉆井設(shè)計對回接套管的要求

TLP在滿足安全的條件下，應(yīng)盡量避免過多的套管回接[1,4]。對于常規(guī)鉆井回接作業(yè)，如自升式平臺，一般要求將各層套管從泥線逐層進行回接至平臺井口，主要考慮對井筒的有效控制。對于TLP，一方面套管回接會增加平臺載荷，另一方面回接套管越多，套管的抗彎能力增強，將影響平臺對波流的順應(yīng)性能，違背了平臺的設(shè)計初衷，而且平臺的漂移會增加套管疲勞和強度損壞的風(fēng)險，不利于鉆井作業(yè)。如表2所示，目前從現(xiàn)有TLP的應(yīng)用統(tǒng)計看，一般只回接一層內(nèi)層套管或者不回接。

2.2 鉆井作業(yè)對升沉補償?shù)囊?/p>

對于浮式鉆井裝置，因波浪引起的鉆柱的升沉運動會導(dǎo)致鉆壓不穩(wěn)定、隔水管對井口載荷的周期變化，因此一般會采用補償裝置避免出現(xiàn)這些問題。對于TLP，其張力腿的剛度大于鉆井隔水管和鉆柱的軸向剛度，對升沉補償?shù)男枨筝^小，一般TLP鉆機都不配備鉆柱的升沉補償裝置。以歐洲北海世界上第一座TLP Hutton為例[1]，安裝水深480 ft，99.5%的條件下，平臺的橫向漂移不超過10 ft，升沉不超過5 ft，甚至低于細長管柱的伸縮效應(yīng)，因此平臺鉆井和生產(chǎn)過程中對升沉的補償要求較小，TLP隔水管和生產(chǎn)立管系統(tǒng)配備的張緊器和伸縮節(jié)補償?shù)男谐桃劝霛撌姐@井平臺/鉆井船小得多。例如英國北海Hutton平臺生產(chǎn)立管張緊器行程僅為3 ft。

2.3 生產(chǎn)立管單管和雙管的要求

生產(chǎn)立管是平臺進行完井作業(yè)、修井作業(yè)、生產(chǎn)時使用。鉆井完成之后進行臨時棄井，準備安裝生產(chǎn)立管進行完井作業(yè)。生產(chǎn)立管有兩種形式，一種是雙層生產(chǎn)立管，外層主要承受波流載荷，減小環(huán)境載荷對井口和平臺的影響，內(nèi)層主要承受井筒壓力。另一種是單層生產(chǎn)立管，不對內(nèi)部的生產(chǎn)套管進行回接，單層生產(chǎn)立管同時承受波流載荷和井筒壓力。從應(yīng)用情況，對于大于10 000 psi的高壓油氣田，出于井筒安全的考慮，多采用雙管形式[11]，雙管的另外一點優(yōu)勢是當(dāng)內(nèi)管發(fā)生泄漏時，通過環(huán)空壓力可以及時識別，一般對于傳統(tǒng)的雙管，內(nèi)管采用T95或P110，外管可以采用級別相對較低的X80[2]。對于單管應(yīng)該盡量減少修井、環(huán)空壓力循環(huán)等井筒作業(yè)，以避免對單管的磨損，影響承壓能力。如圖3、圖4所示，以氣舉生產(chǎn)井為例，如果采用雙管，可以通過油管環(huán)空進行注氣生產(chǎn)，如果采用單管，不能直接在油管環(huán)空進行注氣，而需要通過單獨的注氣管線。

圖3 雙管生產(chǎn)立管截面圖

圖4 單管生產(chǎn)立管截面圖

2.4 生產(chǎn)立管的連接方式

普通的泥線懸掛系統(tǒng)并不適用TLP的回接作業(yè)，其密封和強度不滿足結(jié)構(gòu)的強度要求。對于雙管的外管和單管，下部有一個錐形的加強短節(jié)（Taper）通過液壓連接器與井口連接。生產(chǎn)立管的連接采用螺紋焊接（Thread Welding）的方式，或者螺紋加對扣（Threaded & Coupled）連接，如圖5、圖6所示。對于螺紋焊接的方式，為了達到焊接的性能和操作性要求，隔水管材料的屈服強度應(yīng)盡量小于80 kips，當(dāng)井筒壓力比較高時，為了提高隔水管的承壓能力，需要增加壁厚，導(dǎo)致隔水管重量增加較多，另外焊接接頭的疲勞影響隔水管的壽命。螺紋加對扣連接，隔水管材料的屈服強度可達125 kips[2]，因此在同樣的承壓能力要求條件下，可以采用壁厚較薄的隔水管，減少隔水管的重量。

圖5 螺紋焊接的連接方式

圖6 螺紋加對扣連接方式

2.5 TLP平臺生產(chǎn)立管和鉆井隔水管布置

如圖7、圖8所示，對于鉆完井，TLP有兩種作業(yè)模式，一種是鉆井模式，一種是生產(chǎn)模式。兩種模式采用的是不同的隔水管系統(tǒng)[12,13]。鉆井模式主要進行鉆井、完井和修井作業(yè)，采用鉆井隔水管系統(tǒng)。隔水管系統(tǒng)從下至上：水下井口連接器、底部錐形加強短節(jié)、隔水管柱（中間加Keel短節(jié)）、隔水管張緊器等。一般情況下鉆井隔水管和生產(chǎn)立管不能混用，但對于配有雙管的生產(chǎn)立管，可以將生產(chǎn)立管連接到防噴器甲板，進行小井眼的側(cè)鉆或修井作業(yè)。

2.6 TLP干式井口和濕式井口井筒溫度分析

泥線低溫環(huán)境是深水油田設(shè)計開發(fā)必須考慮的問題，深水低溫的特殊環(huán)境會引起鉆采過程中的一系列問題，鉆完井液流變性能與水泥漿體系性能變差、天然氣水合物形成堵塞、生產(chǎn)結(jié)臘等風(fēng)險。一般情況下正常生產(chǎn)時，由于地層流體對井筒的持續(xù)加熱能夠保證井筒內(nèi)的溫度，但是當(dāng)停止循環(huán)或關(guān)井狀態(tài)時，井筒溫度逐漸降低（泥線附近溫度最低），容易在泥線附近形成天然氣水合物和結(jié)臘等風(fēng)險。

以某深水油井為例，水深1 500 m，井深3 550 m，泥線附近初始溫度4.5 ℃，地溫梯度為3 ℃/100 m。圖9為該井的井身結(jié)構(gòu)示意圖，包括濕式井口、干式井口（回接一層套管）、干式井口（回接兩層套管）。

對上述三種可能的井身結(jié)構(gòu)進行溫度剖面的分析，分別計算了正常生產(chǎn)和關(guān)井0.5、3、6、10 d的井筒溫度剖面。如圖10所示，正常生產(chǎn)時井筒泥線以下井筒溫度剖面差別不大，泥線附近溫度均在50 ℃左右，關(guān)井后井筒溫度剖面明顯降低，對比相同的關(guān)井時間，濕式井口的泥線處溫度比干式井口高。干式井口由于海水段的持續(xù)冷卻，并與泥線以下流體發(fā)生熱傳遞，導(dǎo)致流體溫度降低較快。圖11表示泥線處溫度隨關(guān)井時間的變化情況。對于濕式井口關(guān)井后海水的冷卻作業(yè)影響比較緩慢，算例中對于濕式井口，泥線附近溫度經(jīng)過約2.5 d降至10 ℃以下，對于干式井口（回接一層套管），泥線附近溫度經(jīng)過約1.02 d降至10℃以下，對于干式井口（回接兩層套管），泥線附近溫度經(jīng)過約1.72 d降至10 ℃以下。分析表明干式井口溫度對關(guān)井時間更為敏感，相對濕式井口，干式井口在關(guān)井后更容易產(chǎn)生天然氣水合物和結(jié)臘等因溫度降低引起的井筒安全問題，雙層回接套管能夠在一定程度上緩解溫度剖面的降低速度。

圖7 鉆井隔水管系統(tǒng)布置

圖8 生產(chǎn)立管系統(tǒng)布置

圖9 某深水油井的井身結(jié)構(gòu)示意圖

圖10 井筒溫度剖面隨關(guān)井時間的變化

圖11 泥線處溫度隨關(guān)井時間的變化

3 小結(jié)

TLP的鉆完井程序設(shè)計方法與常規(guī)深水水下井口鉆完井程序差別較大，根據(jù)TLP鉆井、修井機的配置情況，可以有多種鉆完井模式，需要在設(shè)計階段根據(jù)油田開發(fā)需求、鉆井船資源、經(jīng)濟性多方面綜合考慮。

與常規(guī)的深水濕式完井相比，TLP干式井口在關(guān)井期間溫度降低比較快，更容易產(chǎn)生諸如天然氣水合物、結(jié)臘等問題，雙層回接套管同時在套管環(huán)空替入低傳熱系數(shù)的流體可以緩解溫度的降低速度，在完井設(shè)計中要考慮化學(xué)藥劑注入措施。

雖然TLP前期建造成本較高，但采用干式井口后，后期對整個油田的維護操作、修井和調(diào)整作業(yè)相對簡單，且費用較低，而且可以方便地兼顧周邊油氣田開發(fā)，因此TLP是深水油田開發(fā)的重要備選方案之一。

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Analysis on TLP Drilling and Completion Design

SHENG Leixiang, XU Liangbin, JIANG Shiquan, LI Xunke, LIU Jian

（CNOOC Research Institute, Beijing 100027, China）

TLP makes it feasible for application of dry wellhead to deepwater oil feld development. Compared with conventional subsea wellhead, TLP can decrease the complexity and investment of deepwater oil feld development, especially in the period of workover and operation in adjusting well. TLP has been used widely in GOM, North Sea and Indonesia. At present, there is not enough study on TLP completion design and operation procedure, which is restraint to the design of early oilfeld development scenarios. Therefore, in this paper, the focus is on the infuence of TLP to drilling and completion procedures. For different model rigs, TLP drilling and completion procedures are summarized. The requirements for casing tieback and heave compensation during TLP drilling and completion procedure are put forward, and the difference in temperature profle between dry wellhead and conventional water wet wellhead is analyzed in this paper, which can provide referenced for study of TLP drilling and completion technologies as well as design of early oilfeld development scenarios.

TLP; dry wellhead; drilling & completion procedure; riser; deepwater

TE257

A

10.3969/j.issn.1008-2336.2013.04.083

1008-2336（2013）04-0083-06

國家科技重大專項“深水鉆完井工程技術(shù)”（2011ZX05026-01）。

2013-03-11；改回日期：2013-04-15

盛磊祥，男，1981年生，完井工程師，畢業(yè)于中國石油大學(xué)（華東），從事深水鉆完井設(shè)計和技術(shù)的研究工作。E-mail：shenglx@cnooc.com.cn。