半潜式钻井平台水下井口扶正技术及其现场实践

邵诗军 赵宝祥 罗 鸣 陈浩东 徐一龙

（1.中海石油（中国）有限公司湛江分公司；2.中海油能源发展股份有限公司监督监理技术公司）

半潜式钻井平台水下井口扶正技术及其现场实践

邵诗军1赵宝祥2罗 鸣1陈浩东1徐一龙1

（1.中海石油（中国）有限公司湛江分公司；2.中海油能源发展股份有限公司监督监理技术公司）

半潜式钻井平台水下井口的稳定性对整个钻井作业的安全及顺利施工至关重要，井身结构、表层固井质量、海况条件等是主要影响因素，其中任何一个出现问题都会导致水下井口失稳，造成水下井口严重偏斜甚至井眼报废。在井眼发生偏斜后，为了减少经济损失和恢复正常作业，需要纠正偏斜的水下井口。文中阐述了南海西部油田YC13－8－1井水下井口扶正施工的作业程序、工艺特点及注意事项。通过该井水下井口的扶正施工，摸索出了一套成功解决水下井口偏斜的技术，可为今后海洋钻井工程类似事件的处理提供技术参考。

半潜式钻井平台 水下井口 井口扶正 现场实践

目前南海油气勘探作业主要采用半潜式钻井平台，平台通常采用水下井口系统。由于水下井口与防喷器（BOP）组和隔水导管系统连接，如果水下井口发生偏斜，将对整个水下系统造成严重影响，进而影响到整个钻井作业的效率与安全。

要使水下井口发生偏斜后能够恢复正常作业，需要纠正井口位置，但目前国内外没有类似成功的案例可供参考，因此在现有技术基础上进行了摸索与实践，成功地扶正了YC13－8－1井发生偏斜的水下井口，并总结出了一套水下井口扶正技术，可为海洋钻井中水下井口发生偏斜时纠正井口的施工提供技术参考。

1 水下井口系统特征

水下井口是半潜式钻井平台连接BOP组和封隔套管的必备装置（图1），且要承受一定的高压。通常情况下，井口偏斜会导致BOP组侧向倾斜而影响井控质量，也会发生扭矩传递不到位、偏摩等问题，从而影响到钻井作业的效率与安全；另外，偏斜度达到2.5°以上的井口头无法坐封密封总成，不能实现不同井段的分隔，无法解锁或锁紧井口连接器，若不能纠正井口，将会导致井眼报废1）。因此，水下井口的稳定对整个钻井作业的安全和效率至关重要。

影响水下井口稳定的因素可归纳为以下几点：

图1 水下井口系统及BOP组系统

（1）一开井眼井斜过大。较深水域一开钻井作业受海流等外部环境因素影响很大，若井眼倾斜，则下入表层套管后井口必然偏斜[1]。

（2）套管头距泥线过高。水下井口系统中，φ762 mm套管头与导向基板一起下入，为了防止导向基板被水泥固住等问题，套管头一般在距泥线1.5～2.0 m的位置，而水下BOP组很重，如果井口头过高，在海流的作用下也会对井口的稳定造成影响2）。

（3）表层套管入泥浅，不足以支撑井口。

（4）表层套管固井质量不合格。

（5）恶劣海况下平台发生纵横摇甚至平台移位等。

2 水下井口扶正原理

半潜式钻井平台依靠锚链固定平台位置，平台移位后可以通过调整锚链等措施使平台恢复到原井位。但是对于水下井口发生偏斜的半潜式平台，其水下井口处于失稳状态，调整平台位置并不能解决问题，需要从以下几个方面着手：

（1）平台移动距离的测量。平台偏斜量和偏斜方位可以通过导向基板水平仪（最大测量度数为5°）得到；但当偏斜量太大时，需要使用测斜仪进行测量得到。如图2所示，在正常情况下，平台、隔水导管、BOP组及水下井口处于OA位置，在某种作用下平台发生移位后，整个水下井口系统会偏移到OA′位置，OA与OA′之间的夹角等于水下井口的偏斜角度，这样利用简单的三角函数就可以计算出平台的移动距离，通过调整锚链的长度可使平台恢复到原位置[2]。

图2 水下井口与隔水导管位置示意图

（2）水下井口的扶正。半潜式钻井平台与隔水导管系统、BOP组及水下井口由上自下连接在一起，整个系统在BOP组上部存在挠性连接且挠曲度有限，而BOP组重量大，如果单纯调整平台位置以扶正水下井口，势必要使用较大的横向力才能拉动井口头，而这样就对隔水导管系统施加了一个较大的横向剪切力，易造成隔水导管系统损伤。因此，需要采取过提BOP组重量和移动平台位置，进而扶正水下井口。

（3）水下井口的加固。发生偏斜的水下井口处于失稳状态，即使通过调整平台位置等措施能使整个系统恢复到满足作业的状态，但作业中风浪流的作用仍将会使其发生偏斜且更加严重。因此，需要对纠正的水下井口进行加固，这样才能使纠正的水下井口安全完成后续作业。

3 现场实践

南海西部油田的YC13－8－1预探井由半潜式钻井平台承钻，井位水深85 m，一开φ762 mm隔水导管入泥65 m，二开φ339.7 mm套管下深779 m，钻φ317.5 mm井眼至2851 m时受土台风（南海海域生成的台风）“米克拉”的影响，现场防台工作准备不到位，未起出隔水导管连接器，导致隔水导管、BOP组及水下井口系统发生严重偏斜。台风给钻井作业造成了下列问题：

（1）在台风期间，平台3号、4号隔水导管张力绳从支撑环枇杷头处被拉脱开，阻流鹅径管撞击园井甲板门横梁导致变形，伸缩节倾斜后磨损转喷器球接头致使球接头密封损坏；

（2）ROV下水观察，导向基盘和BOP组水平仪水银球均偏到右前边缘，偏斜度超过5°。

水下井口的偏斜给后续钻井作业造成了极大的困难，主要体现在以下几个方面：

（1）水下井口不正时，若继续钻井作业，钻具会严重磨损防喷器内腔、挠性接头和井口头；

（2）φ476.3 mm 井口内径为473.1 mm，φ244.5 mm套管挂外径为463.3 mm，两者之间间隙很小，在这种状况下无法下φ244.5 mm套管到位，也无法坐封密封总成；

（3）由于BOP组及隔水导管系统部分组件受损，需要起出BOP组进行检修，在这种状态下无法解锁井口连接器，不能起出BOP组。

鉴于这种状况，经过一系列分析之后，决定在该井尝试纠正水下井口，具体流程如下：

（1）测算船体漂移位移和方位。下测斜钻具测得BOP组及井口头处实际偏斜达8.0°，平台钻机转盘面中心水平位移达15 m，漂移方位为290°（图3）。

图3 受强风袭击后南海二号锚链分布平面示意图

（2）由于水下BOP组近130 t的重量坐于井口头上，因此采取锁定伸缩节、过提BOP组悬重的方法并结合调整船位纠正水下井口。钻台逐渐增加过提量，同时ROV下水观察导向基板水平仪变化，逐步调整船位，经过纠正，导向基板水平仪示数回到前2°。为了检验纠正后的井口的稳定性，现场施加25 t的力于井口头上，观察水平仪示数无变化。

（3）考虑到偏斜2°的水下井口能够满足后续作业的要求，因此解锁井口连接器，起出BOP组进行检修，同时为加固水下井口创造条件。

（4）在检修BOP组期间，注水泥塞加固井口。ROV下水观察发现导向基板水平仪又回到前2.5°，说明井口依然处在不稳定状态。因此，采取现场下入光钻杆，穿过导向基板艏艉方向的两个导向孔，分别在表层隔水导管外围大排量冲出一个5 m深的坑，然后分别在坑内注入20 bbl密度1.90 g/cm3的水泥浆，确保坑被水泥填满。

检修完BOP组后，重新下入BOP组，成功锁紧井口连接器，对各个部件以及整个水下井口系统进行试压，合格后恢复正常钻井作业。后续钻井作业状况为：

（1）在下φ244.5 mm套管到位后，固井前试脱手送入工具，最大扭矩达到16 k N·m仍不能转动管柱（正常情况下达到1.3 k N·m即可），起出工具地面检查正常，分析认为是由于井口仍存在微量偏斜导致工具憋住无法脱手。重新下到位，向原井位方向继续移船后，试脱手工具成功，固井后顺利脱手、坐封密封总成，试压合格。

（2）在后续作业中，ROV下水检查发现隔水导管周围注的水泥塞面有裂纹，说明水泥塞承受了一定的侧向力，起到了稳定井口的作用。此后，该井钻井作业顺利完成。

4 结论与建议

（1）半潜式钻井平台作业中水下井口的稳定性是关键，井口失稳很有可能会导致作业中复杂情况的发生，甚至会使井眼报废。

（2）对于发生偏斜的水下井口，通过观察或者测量得出井口的偏斜角度，测算出平台的移位距离，进而通过过提BOP重量、结合调整锚链移船进行扶正，在此基础上再对水下井口进行加固，这样即可继续完成后续作业，减少工程损失。

（3）水下井口扶正后，在隔水导管旁注水泥塞加固井口，这是稳固水下井口的有效方法。

（4）水下井口稳定非常重要，因此要合理设计井身结构，施工中要保证合适的井口头高度，保证表层套管的固井质量；还要加强对异常天气的预报能力，半潜式钻井平台在应对台风时要尽量起出（或解锁）井口连接器，以避免造成不必要的损失。

[1] 邵诗军，牟小军，娄来柱，等.半潜式钻井平台在恶劣海况下的一开技术[J].石油钻采工艺，2010，32（3）：1－3.

[2] 贾慧荣，何炎平，谭家华.南海2号半潜式平台深水改造方案完整稳性研究[J].中国海洋平台，2004，19（2）：42－45.

The underwater wellhead centering technology and its application on the semi－submersible drilling platform

Shao shijun1Zhao Baoxiang2Luo Ming1Chen Haodong1Xu Yilong1
（1.Zhanjiang Branch of CNOOC Ltd.，Guangdong，524057；2.CNOOC Energy Technology ＆ Services－Supervision ＆Technology Co.，Guangdong，524057）

The stability of subsea wellhead is very important for safe and successful drilling operation on semi－submersible drilling platform and would be influenced mainly by the factors，well structure，cement job quality of surface level and oceanic condition，etc.The failue of any factor mentioned above could damage the stability of subsea wellhead and cause the subsea wellhead inclined severely and wellbore abandoned.In order to reduce the economic loss and resume the normal operation after the well hole is inclined，it is neccessory to center the inclined subsea wellhead.This article describes the job procedure，technologic characteristics and notabilias for subsea wellhead centering of YC 13－8－1 well in the west of the South China Sea.Through the practical operation，a set of subsea wellhead entering techology has been obtained and it can be referred on similar trouble removal in the future offshore drilling.

semi－submersible drilling platform；subsea wellhead；wellhead centering；field application

邵诗军，高级工程师，1995年毕业于原江汉石油学院钻井工程专业，现主要从事海洋钻井工艺技术的研究与管理工作。地址：广东省湛江市坡头区南调路22号中海石油（中国）有限公司湛江分公司钻完井部（邮编：524057）。电话：0759－3901755。E－mail：shaoshj＠cnooc.com.cn。

1）VETCOGRAY.SG－5/SG－5XP Subsea wellhead system operating and service manual.2005.

2）刘正仁，肖玉昆，李士安，等.海洋钻井手册.1996.

2010－11－12改回日期：2011－04－30

（编辑：崔护社 孙丰成）