深水钻井的难点及关键技术
海洋石油深水钻完井技术措施
海洋石油深水钻完井技术措施随着全球能源需求的不断增长，海洋石油的开发已成为人们关注的热点之一。
而深水油田的开发更是海洋石油开发中的一大挑战，因为深水条件下的石油开采和完井技术要求更高，成本更大。
本文将重点介绍海洋石油深水钻井完井技术措施。
一、深水钻井完井技术要求1.水深要求深水钻井一般指水深超过500米的区域，500-1500米为中水深钻井，超过1500米为深水钻井。
由于深水区域的水深较大，风浪和洋流的影响较小，因此深水钻井完井的技术要求较高。
2.环境条件要求深水区域的环境条件十分恶劣，海底水深，海流湍急，海底温度低，而且还存在着飓风、沙尘暴等极端天气，对钻井作业的安全性和可靠性提出了更高的要求。
3.技术难度要求深水区域的地质情况复杂，地下石油资源分布不均，水平分布广泛，开采难度大，深水钻井完井技术的难度也就更大。
二、深水钻井完井技术措施1.钻井平台选择深水区域的钻井平台要求比较苛刻，一般有浮式钻井平台、半潜式钻井平台和固定式钻井平台等，根据实际情况选择合适的钻井平台模式，以满足深水钻井作业的需求。
2.井眼稳定措施深水钻井井眼稳定是深水钻井完井中的一项关键技术，包括对井眼的泥浆配方、井眼的支撑和防护等技术措施，以确保井眼在钻井和完井过程中保持稳定。
3.井眼冲洗技术深水钻井完井中，井眼冲洗技术是必不可少的一项工艺，通过冲洗井眼可以清除井底碎屑、减轻井眼摩阻，提高钻井速度和井眼质量。
4.钻头选择深水钻井中，选择合适的钻头是十分重要的，在深水区域，一般使用可控方向钻头和导向钻头等，以满足深水井眼质量和完井效果的要求。
5.完井工艺技术深水完井技术主要关注几个方面：封隔技术、井筒治理技术、水泥浆配方、井眼净化技术等，这些技术对于深水油田的开发至关重要。
6.安全与环保技术深水油田开发中，要严格把控环境保护和安全生产，尤其是深水油田的开发，更要注重安全和环保，加强对海洋环境的保护。
7.智能化技术在深水钻井完井中，智能化技术是未来的发展方向，包括智能化钻井井下设备、智能化井筒监测系统等，提高深水钻井的效率和安全性。
深水固井工程的难点与解决对策
深水固井工程的难点与解决对策摘要：随着时代的快速发展，我国社会经济呈现出高速稳定的发展态势，当前人们的生活水平在不断提高，我国各行各业都得到了十分快速的发展，对于我国的经济发展来说，石油行业属于支柱性产业。
在对石油行业进行发展的过程中，深水固井技术是最为核心的技术，通过深水固井技术能够对油田进行更加科学合理的开发，但从当前的具体发展情况来看，相关部门在利用深水固定技术对油田开发的过程中存在一定问题，如何才能解决好深水固井的工程难点问题，成为了当前相关部门重点研究的问题，本文从深水固井工程的难点出发，对深水固井工程的解决策略进行了深入分析。
关键词：深水固井；工程；难点；解决对策在海洋钻井工程施工的过程中，如果水深超过500米，则属于深水范围，对500米以上的海域进行开钻的过程中，则需要采用全新的开钻技术，在施工过程中，不仅要投入高昂的费用，而且要采用一些全新的技术，当前相关部门在利用先进技术的过程中仍然存在一些问题，使得整个深水钻井作业不仅费用高昂，而且无法高效的完成日常工作，这就给整个海洋钻井工程施工造成了一定影响。
一、深水固井工程的难点（一）温度偏低虽然当前相关部门十分重视深水固井工程，并且在开工的过程中使用了全新的技术方式，并且投入了大量的人力物力和财力，但是在具体的施工过程中仍然存在一些难点问题。
首先是温度偏低的情况，在一般情况下阳光只能照射到海水的表层，由于风浪和海流等作用的影响，会导致海水的热量不停的交换，但是这样的交换范围仅限于在海平面以下100~400米的范围之内，在400米以下的范围，温度非常低，想要在这一层面开展相关的深水固井施工则显得更为困难。
通过相关的调查研究显示，这一区域的温度始终保持在2~6摄氏度，由于温度偏低，在进行施工的过程中会受到外界不同程度的影响，进而对整个工程的施工进度造成影响。
（二）水泥浆应用效率不高除了水下温度较低是深水固井施工的难点问题，水泥浆的应用效率不高也是当前施工过程中一个需要克服的困难，在深水固井工程施工的过程中，水泥浆的应用效率普遍较低，之所以会造成这种情况，可以分为以下4个不同的原因，首先是整个井身的结构不合理，导致在套管的过程中，很难进行居中处理，这就导致水泥浆无法进行有效的应用。
海洋石油深水钻完井技术措施
海洋石油深水钻完井技术措施随着全球能源需求的增长，海洋石油资源的开发已经成为了当今石油行业的主要方向之一。
而在海洋石油资源的开发中，深水钻井完井技术成为了必不可少的一部分。
深水钻井完井技术涉及到复杂的海底环境、巨大的水压、高强度的钻井工艺和装备等多方面要素，采取合适的技术措施对于深水钻井完井过程的顺利进行至关重要。
本文将从深水钻井完井技术的特点出发，探讨相关的技术措施，并对其进行详细的介绍和分析。
深水钻井完井技术的特点深水钻井完井技术较之陆上或浅水区的钻井完井技术存在诸多差异，其主要特点如下：1. 海底环境复杂。
深水区海底地质条件复杂，可能存在海底山脉、裂缝、泥浆、砂石等，这些因素可能对钻井过程产生不利影响。
2. 水压巨大。
深水区水深通常超过500米，海水压力巨大，需要采取相应的技术措施来应对高压环境。
3. 钻井设备高强度。
深水钻井所用到的设备和工艺需要能够承受高强度的水压和风浪，对设备的要求较为复杂。
4. 钻井完井成本较高。
由于深水钻井完井所需的设备和技术更为复杂，因此其成本相对较高，需要采取有效的措施来控制成本。
为了克服深水钻井完井技术的困难，提高钻井完井的效率和安全性，需要采取一系列的技术措施。
主要包括以下几个方面：1. 钻井平台设计和选择。
深水钻井完井需要用到具有高度稳定性和耐受能力的钻井平台，因此在设计和选择钻井平台时需要充分考虑海洋环境的复杂性和变化性。
2. 海底勘探和地质勘测。
深水钻井完井之前需要进行海底地质勘探和地质勘测，确保对钻井地点的地质情况有充分了解，为钻井作业提供准确的基础数据。
3. 钻井液和固井技术。
深水钻井需要采用高性能的钻井液和固井技术，以应对复杂的海底环境和高压的水下条件，保证钻井过程的顺利进行。
4. 安全防护和监控技术。
深水钻井完井作业过程中需要使用高效的安全防护和监控技术，保障作业人员和设备的安全。
5. 节能环保技术。
在深水钻井完井过程中需要考虑节能环保因素，减少环境污染和资源浪费。
南海深水钻井作业面临的挑战和对策
海 洋 油气 富 集 区之 一 ， 中 ７ 储 藏 于 深 水 区 。 南海 深 水 钻 井 面 临 的 主要 挑 战 是 ： 其 Ｏ 浅层 气 和 浅层 流 、 水低 温 、 深 深 水 井控 技 术 、 乏 深 水 作 业 经 验 和 南 海 的 灾 害 环 境 ， 分 析 这 些 挑 战 可 能 造 成 的 危 害 的 基 础 上 ， 浅 层 流 控 制 措 缺 在 从
施 、 井液 优 选 、 泥浆 优 选 、 水钻 井井 控 措 施 、 立 台风 应 急 预 案 等 方 面 ， 出 了技 术 对 策 。 以 ２ ０ 钻 水 深 建 给 ０ ６年 在 南 海 钻 成 的 作 业 水 深 １４ １ｍ 的 Ｌ ３ １ ｉ 为例 ， 细 介 绍 了深 水钻 井施 工情 况 。 ８ Ｗ —～ 井 详 关 键 词 ： 水 钻 井 ；钻 井液 ；浅层 气 ；浅层 流 ；井控 ；南 海 深
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中图 分 类 号 ： Ｅ ２ Ｔ ５４
文献标识码 ： Ａ
文章 编 号 ： ０ １ ０ ９ （ ０ １ ０ — ０ ０ ０ １０ －８ ０ ２ １） ２０ ５ —６
海洋石油深水钻完井技术措施
海洋石油深水钻完井技术措施随着石油资源的日益枯竭，石油勘探开发正逐渐向海洋深水领域延伸。
海洋石油深水钻完井技术是石油勘探开发的重要环节，也是一个技术难度较大的领域。
本文将讨论海洋石油深水钻完井技术的措施，重点讨论技术的发展现状和未来发展趋势。
一、技术现状1.深水钻井技术的发展深水钻井是指在海洋深水区域进行的钻井作业，技术难度较大。
由于深水环境的复杂性，传统的陆地钻井技术和海洋浅水钻井技术无法满足深水钻井的需求。
深水钻井技术自上世纪90年代以来迅速发展，出现了一系列技术突破和创新，如动态定位系统、水下弯曲钻井技术等。
深水完井是指在深水区域完成油气井钻井和完井作业，技术难度更大。
由于深水环境下井下作业条件的复杂性和不稳定性，深水完井技术面临诸多挑战，如作业安全性、井下作业效率、井下环境监测等方面的问题。
二、技术措施1.技术创新针对深水完井技术的挑战，需要不断进行技术创新。
研发适应深水环境的新型井控设备，如水下井控系统、水下井口设备等。
研发适应深水作业环境的新型完井工具和装备，如水下完井工具、水下管柱连接技术等。
加强自动化技术在深水作业中的应用，提高作业效率和安全性。
2.作业管理深水完井作业需要严格的作业管理和监控，确保作业安全和质量。
针对深水环境下的海况变化、作业条件的不稳定等因素，需要制定科学的作业计划和作业方案，合理安排作业时间和作业流程，严格控制作业风险。
加强作业现场的监控和数据采集，及时掌握作业情况，并进行实时调整和决策。
3.技术培训深水完井技术具有较高的专业性和技术性，需要进行系统的技术培训和人员培训。
培训内容包括深水完井工具和装备的使用方法、作业流程和注意事项、应急处理和故障排除等方面，培训对象包括井控操作人员、作业技术人员和管理人员等。
通过技术培训，提高人员的技术水平和作业能力，保障深水完井作业的顺利进行。
三、未来发展趋势1.智能化技术应用未来，随着人工智能、大数据、无人机等技术的发展，智能化技术将在深水完井作业中得到广泛应用。
深水环境下钻井面临的难点与解决对策
收稿日期：２０１８－０５－０７ 基金项目：国家自然科学基金项目“深水高温高压环境下钻井全过程井壁稳定评价方法”（编号：５１７７４０５０）资助；长江大学大学
生创新创业训练计划项目（编号：２０１７０９１） 作者简介：张俊成（１９９７—），本科生，就读于长江大学石油工程学院；通讯作者：李忠慧（１９７７—），副教授，主要从事岩石力学与 石油工程的研究与教学工作。
存在凝胶效应，对凝固时间有很大影响，不利于深水环境窄密 度［１２］。
度窗口下安全钻 井，也 影 响 钻 井 液 的 携 沙 能 力 和 悬 浮 能 力 ［１］，
（３）低温会使得固井更加困难［９］。
同时高粘度、小直 径 节 流 管 线 导 致 高 压 力 摩 擦 压 力 损 失，也 使
（４）在低温情况 下 更 容 易 行 成 天 然 气 水 合 物 ［１３］。 天 然 气
１ 南海深水开发所面临的挑战 １．１ 在环境方面的挑战
在环境方面，深水开发当下主要难题是地质灾害带来的问 题和恶劣的海洋环境带来的问题。 １．１．１ 浅层地质灾害
主要包括三类：浅层气、浅层水流动（ＳｈａｌｌｏｗＷａｔｅｒＦｌｏｗ，简
称 ＳＷＦ［４］）、天然气水合物。此类灾害一般在钻完井作业时泥 线下约 １５００ｍ的地层内有发生，影响井的安全性。浅层气和浅 层流具有高压力，容易高速井喷 、要求压力波动低和处理困难 的特点［５］，易造成井塌，井喷。而在我国南海，浅层气主要分布 于大陆架区，而且甚为广泛［６－７］。ＳＷＦ存在使得高质量的套管 尾管无法建立，影响井壁稳定。天然气水合物分解将引起地层 承载力的不均匀，对 海 洋 工 程 的 安 全 有 影 响。 而 且，突 然 释 放 的气体会对运输管道产生破坏作用，特别是在高压浅层气体释 放的时候，轻则 侵 蚀 套 管，重 则 引 起 井 喷 ［８］。 除 此 之 外 合 物 的 形成还会堵塞管线，钻进器具。
松南地区深井钻井难点分析及提速增效措施
松南地区深井钻井难点分析及提速增效措施摘要：松南地区深层火成岩的钻探是东北油气分公司的重要勘探目标，然而由于地区复杂的地质情况，导致钻井难度很大，影响了钻井时效。
基于此，本文在分析了松南地区深层钻井技术难点的基础上就如何有效钻井提速增效进行了详细技术对策阐述。
关键词：深层钻井；技术难点；钻井提速；松南地区1钻井技术难点分析1.1目标地层可钻性差松南地区深部钻探主要钻遇地层为：第四系、第三系泰康组、白垩系上统明水组、嫩江组、姚家组、青山口组，白垩系下统泉头纽、登娄库组、营城组。
其中白垩系下统营城组火山岩以及泉头组、登娄库组碎屑岩可钻性极差，泉头组碎屑岩地层可钻性为5-6级，登娄库组碎肼岩地层可钻性为7-8级，营城组火山岩地层可钴性达到10级以上。
其中泉头组、登娄库组部分地层含砾岩，营城组火山岩流纹岩、角砾岩等对钻头磨损破坏极大，采用江汉5-7系牙轮钻头，机械钻速低、单只进尺少，起下钻频繁。
1.2登娄库组井壁稳定性差，技套下深优化困难为有效保护储层，在下部营城组火山岩地层多采用欠平衡钻进方式，钻井液密度较低。
而上部登娄库组岩性主要为碎屑岩，泥质含量较高，水敏性强，吸水膨胀后，易发生掉快、坍塌，造成井壁失稳。
腰深202井钻进至3709m进行取芯作业，取芯工具下至3405m遇阻，反复通井2次，损失时间3天20小时。
为保证欠平衡井段安全施工，只能将技术套管下至营城组顶，将登娄库组及以上地层全部封固，技套下深优化困难，进一步降低了钻井速度。
1.3地层承压能力低，易发生井漏青山口组易发生渗透性漏失，漏速一般小于10m3；营城组火山岩裂隙发育，易发生裂缝性漏失，漏速可达20-30m3／h。
其中腰平9井营城组漏失泥浆417m3，堵漏耗时130.5h。
由于地层承压能力低，固井前承压堵漏试验基本以失败告终，多数井只能强行固井，严重影响固井质量。
1.4蹩跳钻严重，易发生断钻具事故青山口组、泉头组、登娄库组硬夹层较多，且部分井段含有砾岩，营城组含有大量火山角砾岩，钻具蹩跳钻严重，多口井发生断钻具事故。
深水钻井的难点及关键技术
深水钻井的难点及关键技术随着油气资源的持续开采,陆地未勘探的领域越来越少,油气开发难度越来越大。
占地球面积70%以上的海洋有着丰富的油气资源,油气开发重点正逐步由陆地转向海洋,并走向深海。
目前,国外钻井水深已达3000m以上,而我国海上油气生产一直在水深不足500m的浅海区进行,我国南海拥有丰富的油气资源,但这一海域水深在500~2000m,我国目前还不具备在这样水深海域进行油气勘探和生产的技术。
周边国家每年从南沙海域生产石油达5000X104t以上，相当于我国大庆油田的年产量，这种严峻的形势迫使必须加快我国南海等海域的深水油气勘探开发。
石油工业没有关于“深水”的预先定义。
“深水”的定义随时间、区域和专业在不断变化。
随着科技的进步和石油工业的发展，“深水”的定义也在不断发展。
据2002年在巴西召开的世界石油大会报道，油气勘探开发通常按水深加以区别：水深400m以内为常规水深400m-1500m为深水，超过1500m为超深水。
但深度不是唯一的着眼点，只要越过大陆架，典型的深水问题就会出现。
一、深水钻井的难点与陆地和浅水钻井相比,深水钻井有着更为复杂的海况条件,面临着更多的难题,主要表现在以下几个方面。
1、不稳定的海床由于滑坡形成的快速沉积，浊流沉积，陆坡上松软的、未胶结的沉积物形成了厚、松软、高含水、未胶结的地层。
这种地层由于沉积速度、压实方式以及含水量的不同，所以它们的活性很大，给导管井段的作业带来了很大困难。
河水和海水携带细小的沉积物离海岸越来越远，这些沉积物由于缺乏上部压实作用，所以胶结性差。
在某些地区，常表现为易于膨胀和分散性高，这将会导致过量的固相或细颗粒分散在钻井液中。
2、较低的破裂压力梯度对于相同沉积厚度的地层来说，随着水深的增加，地层的破裂压力梯度在降低，致使破裂压力梯度和地层孔隙压力梯度之间的窗口较窄，容易发生井漏等复杂情况。
在深水钻井作业中，将套管鞋深度尽可能设置得深的努力往往由于孔隙压力梯度与破裂压力梯度之间狭小的作业窗口而放弃。
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深水钻井的难点及关键技术随着油气资源的持续开采, 陆地未勘探的领域越来越少, 油气开发难度越来越大。
占地球面积70%以上的海洋有着丰富的油气资源, 油气开发重点正逐步由陆地转向海洋, 并走向深海。
目前, 国外钻井水深已达3000 m 以上, 而我国海上油气生产一直在水深不足500 m 的浅海区进行, 我国南海拥有丰富的油气资源但这一海域水深在500~ 2 000m, 我国目前还不具备在这样水深海域进行油气勘探和生产的技术。
周边国家每年从南沙海域生产石油达5 000×10 4 t 以上, 相当于我国大庆油田的年产量, 这种严峻的形势迫使必须加快我国南海等海域的深水油气勘探开发。
石油工业没有关于“深水”的预先定义。
“深水”的定义随时间、区域和专业在不断变化。
随着科技的进步和石油工业的发展，“ 深水”的定义也在不断发展。
据2002 年在巴西召开的世界石油大会报道，油气勘探开发通常按水深加以区别：水深400m 以内为常规水深400m-1500m 为深水，超过1500m 为超深水。
但深度不是唯一的着眼点，只要越过大陆架，典型的深水问题就会出现。
一、深水钻井的难点与陆地和浅水钻井相比, 深水钻井有着更为复杂的海况条件面临着更多的难题, 主要表现在以下几个方面。
1、不稳定的海床由于滑坡形成的快速沉积，浊流沉积，陆坡上松软的、未胶结的沉积物形成了厚、松软、高含水、未胶结的地层。
这种地层由于沉积速度、压实方式以及含水量的不同，所以它们的活性很大，给导管井段的作业带来了很大困难。
河水和海水携带细小的沉积物离海岸越来越远，这些沉积物由于缺乏上部压实作用，所以胶结性差。
在某些地区，常表现为易于膨胀和分散性高，这将会导致过量的固相或细颗粒分散在钻井液中。
2、较低的破裂压力梯度对于相同沉积厚度的地层来说，随着水深的增加，地层的破裂压力梯度在降低，致使破裂压力梯度和地层孔隙压力梯度之间的窗口较窄，容易发生井漏等复杂情况。
在深水钻井作业中，将套管鞋深度尽可能设置得深的努力往往由于孔隙压力梯度与破裂压力梯度之间狭小的作业窗口而放弃。
结果，深水区域的井所需的套管柱层数，常比有着相同钻进深度的浅水区域的井或陆上的井多。
有的井甚至没有可用的套管而没有达到最终的钻井目的。
3、气体水合物的危害气体水合物是气体（甲烷、天然气、CO2 、N2 等）和水在一定条件（高温、高压）下形成的类似于冰物质。
气体水合物在深水钻井作业中常常会遇到，通常在超过250m 水深的海域都会形成水合物, 一旦形成很难去除。
气体水合物是一种潜在的危害, 生成时结冰堵塞管汇, 气化时生成大量气体, 生成或气化过程都伴有热效应。
在海洋深水钻井作业中，由于同时存在低温、高压、水、天然气这些必要条件，气体水合物很容易产生。
在深水钻井作业过程中，气侵钻井液在一定的温度和压力条件下可能会生成水合物，从而会堵塞BOP管线、隔水管和水下井口头等。
水合物对井控的影响最大, 可能会造成节流管线和防喷器组堵塞, 也可能会堵塞在钻柱环空而限制钻具活动, 甚至造成卡钻。
4、浅层水流钻井过程中发生浅层水流可能使井壁坍塌，最终导致井控问题。
固井过程中发生浅层水流可能使固井作业失败。
固井后发生浅层水流，地层浅层水从导管外流向海底，这种浅层水的流动可能是导管失去支撑而下沉，井口失稳。
5、深水低温随着水的深度的加大，钻井环境的温度也将越来越低，由此会带来给钻井以及采油作业带来很多问题。
如在低温下，钻井液的粘度和切力大幅度上升，而且会出现显著的胶凝现象，增加形成天然气水合物的可能性。
6、井眼清洗深水钻井时, 由于开孔直径、套管和隔水管的直径都比较大, 如果钻井液流速不足就难以达到清洗井眼的目的。
由此还会造成钻井液用量大的问题等。
二、深水钻井关键技术以上深水钻井面临的特殊环境和难点对钻井技术提出了更高的要求, 催生了相应的深水钻井技术。
1、喷射下导管技术导管柱要承受所有套管柱、水下采油树以及防喷器组的重力并为其提供支撑，必须能够抵抗由于移动钻井和未来可能的修井作业而导致的弯矩。
为了避免钻柱对井口头和防喷器组件的磨损导管应垂直安装, 倾斜通常要小于1 。
海上浅水区的导管作业通常采用钻孔、下导管然后固井的作业方式。
在深水区, 由于海底浅部地层比较松软, 存在着泥线不稳定问题, 采用常规的钻孔——下导管——固井方式比较困难, 而且作业风险高、时间长, 对于日费昂贵的深水钻井作业显然不合适。
目前新出现的深水喷射下导管技术是利用水射流和管串的重力, 边喷射开孔边下导管, 同时在喷射管柱中下入动力钻具组合以提高作业效率。
常用的动力钻具组合包括泥浆马达、钻铤和钻头等部件。
钻具组合下入到泥线, 泥浆马达提供液力冲刷和钻头旋转, 岩屑和沉积物沿导管和喷射钻具组合之间的环空上返, 并通过送入工具上的返出口排放到外面。
已钻（冲刷）出的井眼轮廓小于套管直径, 套管依靠自重穿透软的泥线地层, 下入到井眼中。
喷射下导管钻井的主要控制参数为钻压。
保持适当的钻压, 才能保持导管在施工过程中处于垂直状态, 使钻具外环空畅通, 钻井过程顺利进行。
钻压控制的原则是保持泥线以上导管和钻杆处于垂直拉伸状态, 即控制钻压大于入泥导管的浮重,小于入泥喷射管串总浮重, 保持中性点在泥线以下。
喷射下导管技术的优点为a)喷射下导管技术可在钻进的同时下导管, 解决了深水表层钻孔后下导管不容易下入的难题。
b)喷射下导管技术可节约钻井时间, 对于日花费上百万美元的深水钻井来说, 效益可观。
c)喷射下导管作业结束后无需固井, 可避免因水泥浆密度过大而压破地层, 同时可避免低温等因素影响固井质量而造成井口下沉。
喷射下导管技术需要的关键设备包括动力钻具组合( 钻头、钻铤、泥浆马达和其他部件) 、随钻测量和监视设备( MWD、ROV) 。
随钻测量工具根据井设计的情况下入, MWD 用来确认导管下入的垂直度。
ROV 是喷射下导管钻进不可缺少的关键设备。
喷射钻进过程中内管柱钻头与套管鞋的距离、井口头岩屑的返出、下入工具和继续钻进工具的解脱、泥线附件地层“呼吸”现象的判断、浅层流识别以及表层固井作业、井口头高度的确定等都需要ROV 辅助完成。
2、动态压井钻井技术喷射下导管钻井过程中必须监测浅层水流, 以降低由浅层水流带来的风险。
为了控制浅层水流的危害, 需要利用动态压井系统来实现钻井液密度的快速转变, 使压井钻井液的密度在地层压力和破裂压力窗口之间。
动态压井技术是深水表层建井工艺中的关键技术。
深水钻表层时, 由于还未安装隔水管, 无法建立井下到平台的循环通道。
动态压井技术就是针对在未建立正常循环的深水浅层井段控制浅层气及浅层水井涌等复杂情况的钻井技术。
其工作原理与固井作业中的自动混浆原理相似, 根据作业需要, 可随时将预先配制好的高密度压井液与正常钻进时的低密度钻井液通过一台可自动控制密度的混浆装置调解到所需密度的钻井液, 并可直接供泥浆泵向井内连续泵送, 代替常规的海水钻进和稠泥浆替入的钻进与替入方法。
在钻进作业期间, 只要PWD 和ROV 监测到井下地层有异常高压, 即可通过人为输入工作指令, 该装置立即就可泵送出所需要的高密度钻井液, 使得井眼压力在地层空隙压力和破裂压力之间, 真正意义上实现边钻进边加重的动态压井钻井作业。
动态压井系统主要由混合装置和控制系统组成。
混合装置类似于固井泵的混浆装置, 其作用是实现钻井液密度的快速转变。
该装置配有2 根进液管线、1 根出液管线, 其中一根进液管线连接海水管线, 另一根连接重钻井液池, 出口管线连接到循环池, 从循环池直接将压井液泵入井内。
动态压井钻井技术需要的主要设备包括球形阀、电磁流量计、混合舱( 器) 、剪切泵等; 另外还需要配套预先设计软件和实时监测软件系统。
动态压井钻井技术的优点为:a)可以有效解决浅水流诱发严重的井漏问题,也是对付浅层气的有效办法。
b)可有效实施对当量循环密度( ECD) 的控制, 延长表层套管下深, 从而增加后续层段套管下入深度, 有利于井身结构的优化。
c）可减少三用船钻井液的运输量和储存量, 降低总体成本。
d）有利于提高表层井身质量, 减少作业过程中的地层压漏等问题, 保证固井质量。
3、双梯度钻井技术双梯度钻井技术于20 世纪90 年代提出, 相关工艺及装备在21 世纪初研制成功。
双梯度钻井技术最初是针对窄密度窗口等问题提出的, 水深越深, 窄密度窗口问题越突出。
最初多采用下多层技术套管封隔上部地层的方法, 导致到达目的层的井眼尺寸很小, 开采效率很低, 或根本无法开采。
在此背景下, 石油工业界提出了双梯度钻井技术, 并于1996 年成立了联合项目组。
该技术的主要思想是: 隔水管内充满海水（或不使用隔水管） , 采用海底泵和小直径回流管线旁路回输钻井液; 在隔水管中注入低密度介质（空心微球、低密度流体、气体）, 降低隔水管环空内返回流体的密度, 使之与海水相当, 在整个钻井液返回回路中保持双密度钻井液体系, 即海底到井底为一个梯度值, 海面到海底为另一个梯度值。
在双梯度钻井技术的发展过程中, 出现了多种实现形式, 主要包括海底泵举升钻井液、无隔水管钻井、双密度钻井等。
双梯度钻井技术的本质在于降低了常规钻井液柱的高度, 对于既定的密度窗口, 扩大了钻井液密度的可调范围, 从而能够有效控制井眼环空压力和井底压力, 克服深水钻井中遇到的窄密度窗口问题, 实现安全、经济钻井。
双梯度钻井技术的优点为:a) 有效地解决了窄密度窗口问题, 实现安全钻井。
b) 可以优化井身结构。
采用常规钻井技术时, 由于海水产生的静压梯度的影响, 要求套管柱程序比常规油井复杂, 当一开套管直径确定后, 油管的直径比常规油井小, 或根本无法达到目的层。
采用双梯度钻井技术可以减少套管下入层数, 从而优化井身结构。
4、微流量控制钻井技术微流量控制钻井技术是通过对钻井液流量的控制达到对井眼压力精确控制的目的。
微流量的含义包括微进口流量和微出口流量, 对微流量的精确监测和控制是保证钻井液闭环控制和钻井闭环控制的基础。
其基本原理是钻井液为不可压缩流体, 地面上控制单元施加的任何微小压力变化都将在环空中得到快速响应, 压力变化传输速度可达到声速。
一口深达6 000 m 的井, 地面节流阀的压力调节可在4-5 s 内传至井底。
钻井液微流量控制系统的组成主要包括钻井液管汇、传感器和数据采集与控制系统等。
钻井液管汇是钻井液循环管道的主体组成部分, 上面安装有钻井液节流阀和各种钻井液传感器。
节流阀可根据工作需要调节钻井泵站传输的钻井液流量等参数, 传感器包括压力传感器、温度传感器、质量流量计及容积式流量计等。
数据采集与控制系统通过传感器将采集到的钻井液流量、压力、温度等采样值与期望值进行比较, 一旦发现任何细微差异, 立即采取调节节流阀限流增大回压或开流减小回压, 使返出的流体量与预测值一致。