深水双梯度钻井技术分类及其研究进展

韩天旺,2，蒋宏伟，杨 光

(1.中国石油集团工程技术研究院有限公司，北京 102206；2.中国石油大学(北京)，北京 102249)

20世纪70年代末期，世界油气勘探开始涉足深水海域。随着不断扩大的能源需求以及陆上可开发能源的逐渐减少，海洋深水盆地的油气勘探开发不断升温。海洋油气资源的勘探开发已成为当今世界油气资源开发的重要方向[1-2]。

在深水钻井过程中，因水深、地质情况复杂、安全密度窗口狭窄等客观因素，给井身结构设计、水下钻进、井控等带来了诸多难题。其中，由于地层压力和地层破裂压力之间的安全余量小、两者形成的安全窗口狭窄，给深水钻井带来诸多不利因素[3]。就井控方面而言，钻井液密度过小，将造成溢流；密度太大，可能会造成地层破裂、坍塌，从而出现卡钻、钻井液漏失等问题。通常采用增加套管层次来解决。但是，由于井眼尺寸要求及开发效益的要求，套管层次并不能无限制的增加，使得深水钻井难度增加[4-5]。

针对窄安全密度窗口这一难题，国外最先提出双梯度钻井(Dual Gradient Drilling)的理念。目前，国外已发展多个双梯度钻井系统，并成功进入商业应用。以海底举升为代表的有：大陆石油公司研究出的SMD系统，壳牌石油公司研究的SSPS系统，MTI和LSU研究出的以注低密度介质原理为核心相关双梯度钻井系统等。国外的商业应用表明，采用双梯度钻井能够较好地解决窄密度窗口的难题，同时可以减少井下复杂情况的发生，简化井身结构，能够更加经济、安全进行深水钻井作业[6]。

1 双梯度钻井技术基本原理

双梯度钻井技术属于控压钻井技术的一种，其技术及装备在21世纪初投入商业应用。其核心思想是采用一定技术手段使得钻井井口至海底、海底至钻头两井段实现不同的压力梯度[7]。

在传统深水钻井过程中，井眼只产生单一压力梯度，即由钻井平台至井底的井底压力，其可表示为:

p=0.009 8ρpHA

(1)

式中：p为传统钻井的井底压力，MPa；ρp为钻井液密度，g/cm3；HA为井垂深，m。

在双梯度钻井条件下，井口至泥线井段隔水管内流体密度可以减小到与其等深的海水密度(或相近)，即从海底到井底井段为钻井液，而由海底泥线到水面井段则为与海水密度相当的两相或三相流体。流体在回返过程中将会产生两个不同的压力梯度，在此条件下井底压力表示为:

pp=0.009 8[ρsHs+ρp(HA-Hs)]

(2)

式中：pp为双梯度钻井的井底压力，MPa；ρs为海水密度，g/cm3；ρp为钻井液密度，g/cm3；Hs为水深，m。

常规钻井技术中地层压力、地层破裂压力和泥浆柱压力梯度以海水面(钻井平台)为参考点。双梯度钻井技术的核心是采取某种方法，让等尺寸的井眼中同时存在两个不同液柱压力梯度，即从海水面(平台)到海底是一梯度而海底到井底为另一梯度[8-9]。这样使得井内环空中的流体与海水密度相同或相近，原来采用常规钻井的压力梯度的参考点由水面变为海底，相当于常规陆上钻井，使得原本狭小的地层破裂压力和地层压力之间区间相对变大。在采用双梯度钻井液系统条件下，使得钻井液密度窗口变大，这样一来深水钻井遇到的窄安全密度窗口便迎刃而解，同时还可以减少其相关的一系列问题，减少套管层次，实现更为高效、安全深水资源的开发。常规钻井与双梯度钻井的压力平衡原理如图1所示。

图1 常规钻井与双梯度钻井的压力平衡原理对比

由于海底复杂的地质条件，地层破裂压力和地层压力均不为线性变化，且二者之间的区间狭小，而钻进过程钻井液密度梯度要维持在二者之间，这也是产生窄安全密度窗口问题的原因。如图2所示。常规深水钻井条件下，钻井液的静水压力梯度曲线是从钻井平台为起点与垂直深度成线性关系。采用双梯度钻井技术后，钻井液静水压力曲线起点变成以海底泥线为始点，由于后者直线斜率相对原来变大，相对增大了安全密度窗口的安全余量。这样一来，简化了套管层次，同时减少钻井过程由此产生的相关技术难题，节约了钻井成本[10-12]。

图2 两种钻井条件下钻井液压力梯度示意

2 双梯度钻井技术分类及应用

目前，国内外实现双梯度钻井的方法主要有3种：①海底泵举升钻井液；②无隔水管CAML钻井；③注低密度介质。主要的双梯度钻井系统如图3所示。其中，各方法下又可按不同基准进行细分，如海底泵举升方法可按泵的类别、动力、井下处理用途进行分类。注低密度介质方法按注入介质类型又分为:注空心微球法、注气法和注低密度液体法。也可按其实现双梯度能力、应用井段、注入方式进行分类等。另外，不同方法也可结合使用[13-14]。

图3 双梯度钻井技术分类

2.1 双梯度钻井技术工业应用

2.1.1 海底泵方案

该方案实现双梯度的原理是通过在海底或适当深度安装海底泵，由海底泵提供动力将海底泥线到钻头的井段的钻井液举升至海底泥线处，而后使用小直径管线直接将钻井液举升到钻井平台。因此，回返的钻井液不需要通过隔水管环空，隔水管内流体为海水。目前，采用该方案研制出的典型系统包括：Shell公司的系统(SSPS)，Baker-Transocean联合研制的双梯度钻井系统(DeepVision)，Conoco研究的海底泥浆举升钻井系统(SMD)[15]。

1) Shell公司的“SSPS”海底泵系统项目历时5 a完成。于20世纪初进入工业应用。该系统在海底采用6台电潜泵以串联方式组成动力系统核心的装置，通过动力系统把“初步处理后”的携岩钻井液通过回返管线送至钻井平台。SSPS系统同时设计了水下固相处理模块，经该模块处理可使回返的钻井液中固相颗粒少于1%，使系统的安全稳定性能得到保证[15]。针对井下压力控制问题，“SSPS”为井控压井设计了水下泥浆气体分离设备，但是该系统将大的岩屑排放到海底，因此系统涉及的环保问题，在一定程度上限制了其使用。

2) Conoco海底泥浆举升泵系统(SMD)是唯一进行了全尺寸海上实验的双梯度钻井系统，于20世纪初在墨西哥湾136个区块进行作业测试，其推出后在业内市场一度领先[16]。其原理如图4所示。

图4 SMD系统原理示意

3) DeepVision系统也是采用海底泵举升思想实现双梯度的另一典型方案。该系统在装备组成上与SSPS系统相近，最大区别在于DeepVision系统首次将连续管钻井技术引入双梯度钻井系统中，大幅提高了其深水钻井作业效率。另外，固相处理方面，该系统采用电动离心泵，并利用其扇叶粉碎大的固相颗粒，通过地面固相装备处理，系统通过离心泵模块来实现对井底压力自动化控制[17]。

海底泵方案是双梯度钻井实现的最为普遍的方式之一，各海外石油公司在20世纪初基本实现规模工业应用，市场占有率居前列。其智能化程度更高，尤其体现在实时监测，配备有井下压力控制模块。由于受海洋环保方面的限制，正在向“绿色化”、“智能化”、“安全化”的方向发展。

2.1.2 无隔水管方案

无隔水管方案由挪威AGR公司最早采用，其开发出无隔水管钻井液回收系统(RMR)。该系统在钻上部井眼时使用重的抑制性钻井液，通过处理返回的钻井液，使得上部井眼的钻井液可以二次利用。RMR系统包括:海底动力系统，钻井液处理系统，水下控制系统，回流管线系统，事故应急处理系统等。

控制钻井液液面高度(Controlled Annular Mud Level)钻井技术是无隔水管钻井技术的延伸技术。该系统主要由海底动力系统、钻井液处理系统、控制系统等组成。通过调节隔水管上部钻井液液面高度，能够实现钻井液的闭路循环及对井底压力的精确控制。该系统已在黑海West Azeri油田区块商业应用，并取得良好的经济效益[18]。

2.1.3 注低密度介质方案

该技术核心思想主要是从海底处向隔水管内注入低密度介质，使得隔水管环空中钻井液的密度降至与海水密度相近或相同，从而达到平台到泥线段、泥线到井底段形成两个压力梯度。目前，相关系统包括：隔水管气举(注气)系统(LSU-BR)和Maurer注空心球(HGS)系统[19]

1) LSU-BR隔水管气举双梯度钻井系统。

该系统由LSU和BR共同研究。系统核心思想是从海底处向隔水管内注入气体或混合气体，达到降低隔水管环空泥浆密度的目的。系统通过地面气体处理装备将处理后气体经压缩后通过管线注入至海底隔水管的底部，这样一来原携岩两相流体变成气液固三相混合流体密度，由于气体举升及稀释作用实现双梯度。于2007年进行隔水管气举系统(如图5)实现双梯度钻井的可行性研究及现场测试。目前，该系统已进入商业应用阶段，但由于其降低密度效果有限，且不能很好符合理论的双梯度曲线，以及控制海底压力方面的不足，使其使用规模极为有限。

图5 LSU隔水管气举双梯度钻井系统

2) DGS隔水管稀释系统。

De Boer等人研究的DGS隔水管稀释系统(如图6)与隔水管气举原理相似，不同点在于该系统将气体替换成了钻井基液或钻井基液乳化剂。注入的方式分为从泥线下注入、从海底处注入。系统通过调节基液的注入速率来实现环空混合流体密度降低，实现双梯度条件下钻进[20]。

现投入商业应用的DGS系统主要使用油基钻井液，通过平台离心分离固相处理。该系统最大优势在于，一部分老式钻井平台仅需要很少的改造便可应用该系统。

3) MTI空心微球双梯度钻井系统。

Maurer等人针对低密度介质进行了研究，最终采用了优势明显的空心球，并由此研究出成本更低MTI系统。空心球(可以为各种材料)与钻井液混合，通过管线泵自海底处注入环空，由于空心球内皆为空气，使得原流体密度变小。该办法与上述两种技术原理相似，其特点是中空球具有不可压缩性以及由此产生的线性压力梯度更好贴合双梯度钻井原理的理想曲线。系统在600～1 500 m中等深度水深中有较好的应用前景[21]。系统原理如图7所示。

1—钻井船；2—隔水管；3—钻杆；4—注入管线；5—注入管线；6—换向阀；7—注入管线；8—海水；9—BOP；10—套管头；11—海底；12—地层；13—井眼；14—钻柱；15—钻头。

图7 Maurer空心微球双梯度钻井系统

2.2 双梯度钻井技术方案评价

综合各种实现双梯度钻井方案，各系统在装备要求、实现原理，实现双梯度能力以及应用条件等方面都有区别，各技术方案评价如下：

1) 海底泵举升钻井液方案是实现双梯度钻井最成熟的方案，而且实现双梯度的能力强，适用范围最广。但是，该技术成本相对较高，技术要求较高，并有环保处理的问题。

2) RMR系统已在里海海域区块进行了商业应用，现其作业水深已从450 m增至700～800 m，每口井成本降低20%～30%。CAML方案是由无隔水管发展来的技术，其核心是控制液面高度来控制环空压力，其装备系统核心在计算机控制系统与自动节流管汇控制系统。

3) 隔水管气举方法使用常规钻井的设备，只是增加了气体注入模块，其降低成本可达50%。该技术遇到的主要问题是:压缩气体制取成本较高，气体分离再利用问题，气体注入控制实现线性梯度程度不理想(相较于海底泵举升技术)；隔水管稀释技术和注空心微球方法，系统所需要能量较小，但该技术有效降低泥浆密度的能力有限，注低密度介质方案的经济性远优于海底泵方案。

2.3 国内双梯度钻井技术研究

双梯度钻井技术的研究在我国还处于发展阶段，已建立部分相关理论体系，但仍存在相关核心设备研制的技术短板。目前研究方向已从主要跟进国外先进装备方案阶段转向立足自主创新，以期实现与国际并行至引领的目标，最后形成我国特有的双梯度钻井理论研究体系，研发出具有自主知识产权的深水双梯度钻井技术和装备，实现对这一“卡脖子”技术的突破[22-24]。中国石油大学(华东)的殷志明、陈国明以及中海石油研究中心目前已初步建立注空心球系统的理论体系，并研发出相关实验装备。中国石油大学(北京)的张辉也申请了双梯度钻井设备相关专利，部分装备已实现国产化，但总体技术水平与国外相比仍有差距。

目前，中海油已实现双梯度钻井技术的规模应用，但主要核心装备仍依赖进口。我国制定的重点研究计划中便包含“深海关键技术与装备”重点专项。近年来，我国双梯度钻井技术的研究不断升温，2018-10-31，由西南石油大学牵头承担的国家重点研究计划“深海关键技术与装备”重点专项“双梯度钻井系统关键技术研究与应用”项目启动会在成都召开，标志着项目研究工作全面启动。这为我国双梯度钻井技术提供良好的发展环境，相信未来我国双梯度钻井技术方面可以实现由追赶到并行引领的跨越。

2.4 双梯度钻井技术优缺点分析

双梯度钻井技术很好地解决深水钻井遇到的“窄密度窗口”难题，同时成本更低，可以减少井下复杂事故的发生，是深海钻井技术里程碑式的进展。与常规深水钻井技术相比，以上各技术方案均具有以下优点：

1) 相对增大了地层压力与地层破裂压力之间的安全窗口，同时解决了由此带来的一系列相关技术问题，减少了井下复杂情况的发生。

2) 优化井身结构，减少套管层次，提高了钻井作业效率，从而缩短建井周期，降低钻井成本[25]。(如图8所示)。

图8 双梯度钻井高效的完井方法

3) 因采用双梯度钻井，隔水管内外介质密度相当，因此使得隔水导管内、外受力平衡，并且由于隔水管内流体密度的降低，因此增加了其携岩能力，相对增加了隔水管的可靠性，大幅降低事故发生的可能性及对海洋环境污染的可能。

4) 对水深没有理论方面的限制，可应用于深水和超深水钻井，某些方案仅需对原有设备稍加改造便可投入应用，这使得其应用前景广阔[26-27]。

双梯度钻井技术在某些方面也存在局限:

双梯度钻井系统技术对操作与核心装备要求较高，其检测与处理井下复杂情况能力有限，因此存在一定风险。随着环保要求日趋严格，双梯度钻井应用条件也遇到一定的挑战[28-39]。但是，相比于常规深水钻井，双梯度钻井技术其优势远大于其局限。

3 结论

1) 相比于常规深水钻井技术，采用双梯度钻井技术能更好地解决深水钻井中所遇到的窄安全密度窗口的难题，同时减少了井下复杂情况的发生，可大幅节约深水钻井的时间及钻井成本，使得深水油气勘探的开发更加安全高效[30-31]。

2) 目前，双梯度钻井技术在国外已经成为一项成熟的深水钻井开发技术。我国虽实现工业应用，但核心装备仍依赖进口，并且基础理论研究尚未完善。随着我国能源对外依赖度不断提高，而我国内陆诸多油田已处于开发后期，海洋油气的开发显得愈加重要，因而能实现高效钻井开发深水油气资源的双梯度钻井技术的发展与应用尤为重要。

3) 为了使双梯度钻井技术更好地为中国深水能源开发服务，我国应继续加大双梯度钻井技术基础理论研究，对各种方案进行评价和优选，攻克各种技术方案关键技术，同时投入相关核心设备的研制。建立完整基础技术理论体系，研发出具有完全自主知识产权的深水双梯度钻井技术体系和装备，实现对这一领域的突破，为我国深水资源的勘探和开发提供技术保障。