E-mail Alert2015年 37卷 第1期
2015, 37(1): 1-4.
doi: 10.13639/j.odpt.2015.01.001
摘要:
回顾了中国海洋石油深水工程技术的发展历程，探讨了国内深水工程技术的发展方向。进入21 世纪以来，中国海洋石油总公司加快了进军深水的步伐，无论是在投资规模还是技术储备以及人才培养等方面都高度重视，逐步形成了深水技术、深水科研、深水管理的三大体系，经过海外和国内两个方面的作业实践，建成了适应不同水深梯度的钻井装备，具备了国内外深水自主作业能力，积累了深水实践的组织管理能力，5 年时间内实现了从深水到超深水的跨越。
回顾了中国海洋石油深水工程技术的发展历程，探讨了国内深水工程技术的发展方向。进入21 世纪以来，中国海洋石油总公司加快了进军深水的步伐，无论是在投资规模还是技术储备以及人才培养等方面都高度重视，逐步形成了深水技术、深水科研、深水管理的三大体系，经过海外和国内两个方面的作业实践，建成了适应不同水深梯度的钻井装备，具备了国内外深水自主作业能力，积累了深水实践的组织管理能力，5 年时间内实现了从深水到超深水的跨越。
2015, 37(1): 5-7.
doi: 10.13639/j.odpt.2015.01.002
摘要:
深水区勘探钻完井作业面临着海水深温度低、安全钻井液密度窗口窄、井控风险高、海底地质灾害、台风等诸多挑战。中海油作为深水区勘探作业者，首次组织深水区勘探作业，成功发现了陵水17-2 大型深水气田，推动了深水区油气勘探开发 事业的进一步发展，为实现中海油“二次跨越”迈出了重要的一步。为此简要地回顾了南海西部深水区自营勘探及钻完井项目管 理经验和作业实践，并对我国南海深水区油气勘探开发技术发展愿景提出展望，以期为深水区油气开发事业的发展提供借鉴。
深水区勘探钻完井作业面临着海水深温度低、安全钻井液密度窗口窄、井控风险高、海底地质灾害、台风等诸多挑战。中海油作为深水区勘探作业者，首次组织深水区勘探作业，成功发现了陵水17-2 大型深水气田，推动了深水区油气勘探开发 事业的进一步发展，为实现中海油“二次跨越”迈出了重要的一步。为此简要地回顾了南海西部深水区自营勘探及钻完井项目管 理经验和作业实践，并对我国南海深水区油气勘探开发技术发展愿景提出展望，以期为深水区油气开发事业的发展提供借鉴。
2015, 37(1): 8-12.
doi: 10.13639/j.odpt.2015.01.003
摘要:
南海深水区海洋环境恶劣，台风和孤立内波频发，深水钻完井工程设计和作业难度大、风险高。为提高我国深水油气勘探开发技术水平，实现海上钻完井技术研发、工程设计和作业能力由浅水向深水和超深水的跨越式发展，经过十余年技术攻关和作业实践，形成了具有自主知识产权的深水钻完井关键技术体系，首次建立了深水钻完井作业指南、技术标准和规范体系，克服了南海特殊环境条件下的技术挑战和作业难题，满足了深水油气钻完井安全、高效的作业要求，并钻成了最大作业水深近2 500 m 的第1 批自营深水井，开启了我国油气勘探开发挺进深水的新征程。
南海深水区海洋环境恶劣，台风和孤立内波频发，深水钻完井工程设计和作业难度大、风险高。为提高我国深水油气勘探开发技术水平，实现海上钻完井技术研发、工程设计和作业能力由浅水向深水和超深水的跨越式发展，经过十余年技术攻关和作业实践，形成了具有自主知识产权的深水钻完井关键技术体系，首次建立了深水钻完井作业指南、技术标准和规范体系，克服了南海特殊环境条件下的技术挑战和作业难题，满足了深水油气钻完井安全、高效的作业要求，并钻成了最大作业水深近2 500 m 的第1 批自营深水井，开启了我国油气勘探开发挺进深水的新征程。
2015, 37(1): 13-18.
doi: 10.13639/j.odpt.2015.01.004
摘要:
海洋是全球油气资源的重点接替区之一，深水将成为未来海上油气开发的主战场，深水在全球勘探开发投资、储量增长和产量等领域占有重要的地位，成为国际大石油公司争相布局的重要领域。然而除了涉及资金量巨大、对项目运作管理要求高等挑战外，深水勘探开发还要面临严酷的自然及气候条件、水深、低温、浅层地质灾害、作业安全等风险，因此，深水油气勘探开发成为技术创新的重要领域。在各个专业技术领域，创新技术都在降本增效、提高作业安全性方面发挥了关键的作用。在梳理深水勘探开发现状、分析总结深水油气勘探开发面临的五大技术挑战的基础上，归纳总结创新技术在深水自动化、海底化、多功能化和革新性方面取得的进展。
海洋是全球油气资源的重点接替区之一，深水将成为未来海上油气开发的主战场，深水在全球勘探开发投资、储量增长和产量等领域占有重要的地位，成为国际大石油公司争相布局的重要领域。然而除了涉及资金量巨大、对项目运作管理要求高等挑战外，深水勘探开发还要面临严酷的自然及气候条件、水深、低温、浅层地质灾害、作业安全等风险，因此，深水油气勘探开发成为技术创新的重要领域。在各个专业技术领域，创新技术都在降本增效、提高作业安全性方面发挥了关键的作用。在梳理深水勘探开发现状、分析总结深水油气勘探开发面临的五大技术挑战的基础上，归纳总结创新技术在深水自动化、海底化、多功能化和革新性方面取得的进展。
2015, 37(1): 19-24.
doi: 10.13639/j.odpt.2015.01.005
摘要:
深水钻井隔水管是连接海底井口和钻井平台的关键部件，极易受到复杂的海洋环境载荷和作业载荷的影响，是整个钻井装备中重要而又薄弱的环节，隔水管完整性管理技术是保障隔水管安全服役性能的有效措施。阐述了隔水管完整性管理方案，综述深水钻井隔水管完整性管理研究进展，主要包括深水钻井隔水管损伤识别与评估、隔水管风险评估、隔水管检测与维修以及隔水管完整性管理规范及软件等，并提出了未来研究的发展方向。
深水钻井隔水管是连接海底井口和钻井平台的关键部件，极易受到复杂的海洋环境载荷和作业载荷的影响，是整个钻井装备中重要而又薄弱的环节，隔水管完整性管理技术是保障隔水管安全服役性能的有效措施。阐述了隔水管完整性管理方案，综述深水钻井隔水管完整性管理研究进展，主要包括深水钻井隔水管损伤识别与评估、隔水管风险评估、隔水管检测与维修以及隔水管完整性管理规范及软件等，并提出了未来研究的发展方向。
2015, 37(1): 25-29.
doi: 10.13639/j.odpt.2015.01.006
摘要:
针对钻井隔水管与钻井液在上返流动状态下的震动问题，推导了横向耦合振动的微分方程，通过方程求解得出了耦合振动的动力响应表达式及耦合振动下隔水管最大振动位移，并讨论了顶张力、隔水管壁厚、钻井液上返流速、水深、波高、波浪周期对隔水管横向振动位移的影响。结果表明：考虑钻井液流动条件下得到的隔水管横向最大振动位移要大于不考虑钻井液流动时计算结果；最大横向振动位移随顶张力及水深的增大而减小，随环空钻井液返速及波高的增大而增大，当隔水管壁厚及波浪周期变化引起隔水管横向振动固有频率与波浪横向振动频率相接近时，隔水管的横向振动位移将急剧增大，对隔水管的安全设计与评估具有一定的参考价值。
针对钻井隔水管与钻井液在上返流动状态下的震动问题，推导了横向耦合振动的微分方程，通过方程求解得出了耦合振动的动力响应表达式及耦合振动下隔水管最大振动位移，并讨论了顶张力、隔水管壁厚、钻井液上返流速、水深、波高、波浪周期对隔水管横向振动位移的影响。结果表明：考虑钻井液流动条件下得到的隔水管横向最大振动位移要大于不考虑钻井液流动时计算结果；最大横向振动位移随顶张力及水深的增大而减小，随环空钻井液返速及波高的增大而增大，当隔水管壁厚及波浪周期变化引起隔水管横向振动固有频率与波浪横向振动频率相接近时，隔水管的横向振动位移将急剧增大，对隔水管的安全设计与评估具有一定的参考价值。
2015, 37(1): 30-35.
doi: 10.13639/j.odpt.2015.01.007
摘要:
深水钻井隔水管作为深水油气开发的关键部件必然面临涡激振动及其疲劳损坏这一重大安全问题，正受到广泛关注。基于精细流场模拟并耦合结构动力响应的流固耦合方法是准确分析隔水管涡激振动特性的必然趋势。文中总结了“十一五” 期间和正在进行的“十二五”课题在数值模拟方面的部分研究成果，针对简化的和实际尺寸的隔水管所涉及的涡激振动问题， 提出高精度流固耦合分析技术，建立了隔水管涡激振动分析可靠的物理模型、数学模型和数值模拟方法。通过对比实验验证了模型的可靠性。基于简化和实际情况下（海况、结构、尺寸等）钻井隔水管涡激振动进行了大量的数值模拟研究，给出了高雷诺数下具有实际海况的几种典型洋流条件，如剪切流、亚临界和临界流条件下实际尺寸隔水管的涡激振动特性，以及顶部张力控制隔水管涡激振动的效果。
深水钻井隔水管作为深水油气开发的关键部件必然面临涡激振动及其疲劳损坏这一重大安全问题，正受到广泛关注。基于精细流场模拟并耦合结构动力响应的流固耦合方法是准确分析隔水管涡激振动特性的必然趋势。文中总结了“十一五” 期间和正在进行的“十二五”课题在数值模拟方面的部分研究成果，针对简化的和实际尺寸的隔水管所涉及的涡激振动问题， 提出高精度流固耦合分析技术，建立了隔水管涡激振动分析可靠的物理模型、数学模型和数值模拟方法。通过对比实验验证了模型的可靠性。基于简化和实际情况下（海况、结构、尺寸等）钻井隔水管涡激振动进行了大量的数值模拟研究，给出了高雷诺数下具有实际海况的几种典型洋流条件，如剪切流、亚临界和临界流条件下实际尺寸隔水管的涡激振动特性，以及顶部张力控制隔水管涡激振动的效果。
2015, 37(1): 36-38.
doi: 10.13639/j.odpt.2015.01.008
摘要:
目前深水钻井动力定位平台允许漂移范围计算需委托国外专业公司分析，且计算过程保密、结果考虑不全面，在分析了南海深水钻井动力定位平台作业风险和平台漂移警戒区划分的基础上，基于深水钻井平台隔水管系统挠性接头和伸缩节物理极限、平台应急解脱程序和作业经验分析，建立了深水钻井动力定位平台允许漂移范围实用计算方法，该方法可对平台极限解脱、红圈、黄圈和绿圈允许漂移范围进行全面的计算，已在国内外多个深水钻井平台数十口深水井得到了成功应用，保证了深水钻井动力定位平台的作业安全。
目前深水钻井动力定位平台允许漂移范围计算需委托国外专业公司分析，且计算过程保密、结果考虑不全面，在分析了南海深水钻井动力定位平台作业风险和平台漂移警戒区划分的基础上，基于深水钻井平台隔水管系统挠性接头和伸缩节物理极限、平台应急解脱程序和作业经验分析，建立了深水钻井动力定位平台允许漂移范围实用计算方法，该方法可对平台极限解脱、红圈、黄圈和绿圈允许漂移范围进行全面的计算，已在国内外多个深水钻井平台数十口深水井得到了成功应用，保证了深水钻井动力定位平台的作业安全。
2015, 37(1): 39-42.
doi: 10.13639/j.odpt.2015.01.009
摘要:
基于KdV 理论和莫里森方程，对内波作用力进行理论计算。获得平台在内波作用下的运动时程曲线，发现在内波作用下，平台产生沿内波入射方向的最大漂移量和反向漂移，并在内波过境后不断振荡最终回到平衡位置。针对内波上层流体厚度、最大流速、入射角度和水深等4 个因素对平台漂移量的影响进行规律性研究，发现上层流体厚度与水深的变化对平台的漂移量影响不大，最大流速应作为首要监测因素，内波入射角可在最大流速确定的基础上适当调整监测范围。监测到强内波流后，应停止平台作业，断开作业管柱，适当放松迎流向锚链。
基于KdV 理论和莫里森方程，对内波作用力进行理论计算。获得平台在内波作用下的运动时程曲线，发现在内波作用下，平台产生沿内波入射方向的最大漂移量和反向漂移，并在内波过境后不断振荡最终回到平衡位置。针对内波上层流体厚度、最大流速、入射角度和水深等4 个因素对平台漂移量的影响进行规律性研究，发现上层流体厚度与水深的变化对平台的漂移量影响不大，最大流速应作为首要监测因素，内波入射角可在最大流速确定的基础上适当调整监测范围。监测到强内波流后，应停止平台作业，断开作业管柱，适当放松迎流向锚链。
2015, 37(1): 43-46.
doi: 10.13639/j.odpt.2015.01.010
摘要:
南海八号钻井平台在我国南海某油田钻井作业时，遭遇了内波流的作用，对平台的锚泊系统和钻井作业产生了一定的影响。结合南海特有的内波流环境条件，分析评估了南海八号钻井平台的锚泊能力。首先对平台的锚泊系统配置、海洋环境进行了介绍，然后就平台原设计环境条件进行了锚泊能力评估，平台水动力计算依据三维势流理论，采用挪威船级社DNV 的HydroD 和DeepC 软件，对南海八号半潜式钻井平台进行了水动力分析，并建立了平台系统耦合运动空间离散有限元模型的动平衡方程。重点评估了内波流作用下平台的定位能力，分析了平台遭遇不同内波流流速下平台的偏移、锚缆张力、锚的水平载荷，提出了可供平台作业方参考的工程建议。
南海八号钻井平台在我国南海某油田钻井作业时，遭遇了内波流的作用，对平台的锚泊系统和钻井作业产生了一定的影响。结合南海特有的内波流环境条件，分析评估了南海八号钻井平台的锚泊能力。首先对平台的锚泊系统配置、海洋环境进行了介绍，然后就平台原设计环境条件进行了锚泊能力评估，平台水动力计算依据三维势流理论，采用挪威船级社DNV 的HydroD 和DeepC 软件，对南海八号半潜式钻井平台进行了水动力分析，并建立了平台系统耦合运动空间离散有限元模型的动平衡方程。重点评估了内波流作用下平台的定位能力，分析了平台遭遇不同内波流流速下平台的偏移、锚缆张力、锚的水平载荷，提出了可供平台作业方参考的工程建议。
2015, 37(1): 47-49.
doi: 10.13639/j.odpt.2015.01.011
摘要:
为分析喷射下入导管过程中钻头与海底土相互作用情况，建立了导管下入过程中钻头的力学模型。根据射流理论和土力学的分析，得到了喷嘴射流力与土层临界破坏力的计算方法。研究结果表明，钻头与海底土相互作用力可分为直接作用力和射流作用力，只有当射流力较小时才有钻头直接作用地层的压力，排量是影响其作用力的主要因素。通过对现场实际案例计算，对比出施工过程中射流力与土层抗冲蚀力并得出了喷射下入过程中钻头距井底的高度。该研究成果能够结合具体海域的海底土特性，进行喷射过程中钻头及钻柱受力分析，为深水钻井喷射下入导管的钻井参数设计提供理论依据。
为分析喷射下入导管过程中钻头与海底土相互作用情况，建立了导管下入过程中钻头的力学模型。根据射流理论和土力学的分析，得到了喷嘴射流力与土层临界破坏力的计算方法。研究结果表明，钻头与海底土相互作用力可分为直接作用力和射流作用力，只有当射流力较小时才有钻头直接作用地层的压力，排量是影响其作用力的主要因素。通过对现场实际案例计算，对比出施工过程中射流力与土层抗冲蚀力并得出了喷射下入过程中钻头距井底的高度。该研究成果能够结合具体海域的海底土特性，进行喷射过程中钻头及钻柱受力分析，为深水钻井喷射下入导管的钻井参数设计提供理论依据。
2015, 37(1): 50-52.
doi: 10.13639/j.odpt.2015.01.012
摘要:
深水表层套管的稳定性直接决定着后续钻井及采油作业的安全高效实施，固井作业是保障深水表层套管安全稳定的基础。针对深水表层套管固井过程中常见的插旗杆、固井后试压不成功等复杂情况进行了分析，提出固井内管柱（玻璃纤维管） 是否能高效顶替是造成这些复杂情况的关键因素，并通过大型有限元软件进行顶替模拟分析证实了这一观点。提出了一种新型侧壁开孔型玻璃纤维管结构，并进行了三维有限元顶替模拟分析，分析结果表明新型结构可以有效地避免现行结构的缺陷， 避免插旗杆、混浆等复杂情况，可进一步推广应用。
深水表层套管的稳定性直接决定着后续钻井及采油作业的安全高效实施，固井作业是保障深水表层套管安全稳定的基础。针对深水表层套管固井过程中常见的插旗杆、固井后试压不成功等复杂情况进行了分析，提出固井内管柱（玻璃纤维管） 是否能高效顶替是造成这些复杂情况的关键因素，并通过大型有限元软件进行顶替模拟分析证实了这一观点。提出了一种新型侧壁开孔型玻璃纤维管结构，并进行了三维有限元顶替模拟分析，分析结果表明新型结构可以有效地避免现行结构的缺陷， 避免插旗杆、混浆等复杂情况，可进一步推广应用。
2015, 37(1): 53-55.
doi: 10.13639/j.odpt.2015.01.013
摘要:
深水表层土壤松软，导管通常采取喷射的方式下入，井口径向稳定性能薄弱，尤其在深水新区块探井海底地质情况不明确、浅层土质强度参数不准确的情况下，水下井口径向稳定性问题尤为重要。为提高水下井口径向载荷的稳定性，针对现场作业中表层套管在固井前循环及注水泥固井期间出现的井口下沉现象，进行导管在表层套管固井期间的径向受力情况分析， 结合现场作业实践，提出了防止井口下沉的方法，并且在作业实践中得到了成功应用，提高了水下井口径向载荷的稳定性，有效促进了深水表层作业的顺利、安全进行，保证了深水钻井的安全性。
深水表层土壤松软，导管通常采取喷射的方式下入，井口径向稳定性能薄弱，尤其在深水新区块探井海底地质情况不明确、浅层土质强度参数不准确的情况下，水下井口径向稳定性问题尤为重要。为提高水下井口径向载荷的稳定性，针对现场作业中表层套管在固井前循环及注水泥固井期间出现的井口下沉现象，进行导管在表层套管固井期间的径向受力情况分析， 结合现场作业实践，提出了防止井口下沉的方法，并且在作业实践中得到了成功应用，提高了水下井口径向载荷的稳定性，有效促进了深水表层作业的顺利、安全进行，保证了深水钻井的安全性。
2015, 37(1): 56-59.
doi: 10.13639/j.odpt.2015.01.014
摘要:
深水井筒在生产阶段受地层高温产出液的影响，温度场重新分布引起环空密闭空间的压力急剧上升，威胁井筒安全。为向深水油气井的井身设计和套管强度校核提供一定的依据，结合现场实例对基于状态方程和胡克定律计算模型和基于状态方程和温度压力耦合作用的迭代计算模型进行对比，对模型机理和影响计算结果的因素进行了分析。深水井筒中的环空流体介质复杂，井底高温及异常压力使得深水井筒中的环空中流体热膨胀系数和压缩系数对套管体积的影响难以利用胡克定律简化计算。结果表明，基于状态方程和温度压力耦合作用的迭代计算模型更适用于深水井筒的环空压力分析。
深水井筒在生产阶段受地层高温产出液的影响，温度场重新分布引起环空密闭空间的压力急剧上升，威胁井筒安全。为向深水油气井的井身设计和套管强度校核提供一定的依据，结合现场实例对基于状态方程和胡克定律计算模型和基于状态方程和温度压力耦合作用的迭代计算模型进行对比，对模型机理和影响计算结果的因素进行了分析。深水井筒中的环空流体介质复杂，井底高温及异常压力使得深水井筒中的环空中流体热膨胀系数和压缩系数对套管体积的影响难以利用胡克定律简化计算。结果表明，基于状态方程和温度压力耦合作用的迭代计算模型更适用于深水井筒的环空压力分析。
2015, 37(1): 60-63.
doi: 10.13639/j.odpt.2015.01.015
摘要:
深水钻井中，由于深水段的影响，上覆岩层压力低，钻井液密度窗口窄，对井涌余量的预测精度提出了更高的要求。井涌余量受井涌强度、套管鞋承压能力、侵入流体性质等多种因素影响，其应满足在最危险工况下能进行安全压井的要求。针对南海深水井进行计算分析，得到不同因素对井涌余量的影响规律，提出深水钻井井涌余量分析应注意的问题，为深水钻井设计和现场作业提供了参考依据。研究结果表明，深水钻井中，需充分考虑不同因素对井涌余量的影响，尤其是窄密度窗口下，其计算精度将影响井身结构和套管下深。
深水钻井中，由于深水段的影响，上覆岩层压力低，钻井液密度窗口窄，对井涌余量的预测精度提出了更高的要求。井涌余量受井涌强度、套管鞋承压能力、侵入流体性质等多种因素影响，其应满足在最危险工况下能进行安全压井的要求。针对南海深水井进行计算分析，得到不同因素对井涌余量的影响规律，提出深水钻井井涌余量分析应注意的问题，为深水钻井设计和现场作业提供了参考依据。研究结果表明，深水钻井中，需充分考虑不同因素对井涌余量的影响，尤其是窄密度窗口下，其计算精度将影响井身结构和套管下深。
2015, 37(1): 64-67.
doi: 10.13639/j.odpt.2015.01.016
摘要:
目前多数学者都是基于热力学特征进行水合物生成的判断，但更准确的判断需要考虑分子动力学的特征。井筒中水合物形成的速度较慢，即使达到了水合物形成的热力学条件，还需要经过水合物的成核、生长2 个过程。基于深水钻井溢流井控期间井筒多相流动规律，依据水合物热力学和动力学特征，结合水合物膜微孔板理论，对溢流井控期间循环、关井和压井期间水合物的生成机理进行了研究，并分析了不同流型对水合物生成的影响。研究结果表明，深水钻井溢流发生时，循环期间井口安装有节流装置不会生成水合物；关井期间泡状流情况下不会形成水合物堵塞，段塞流情况下井口处可能会形成水合物堵塞；压井期间水合物生成不会对井筒产生较大危害。
目前多数学者都是基于热力学特征进行水合物生成的判断，但更准确的判断需要考虑分子动力学的特征。井筒中水合物形成的速度较慢，即使达到了水合物形成的热力学条件，还需要经过水合物的成核、生长2 个过程。基于深水钻井溢流井控期间井筒多相流动规律，依据水合物热力学和动力学特征，结合水合物膜微孔板理论，对溢流井控期间循环、关井和压井期间水合物的生成机理进行了研究，并分析了不同流型对水合物生成的影响。研究结果表明，深水钻井溢流发生时，循环期间井口安装有节流装置不会生成水合物；关井期间泡状流情况下不会形成水合物堵塞，段塞流情况下井口处可能会形成水合物堵塞；压井期间水合物生成不会对井筒产生较大危害。
2015, 37(1): 68-71.
doi: 10.13639/j.odpt.2015.01.017
摘要:
针对深水钻井中遇到的地层压力与破裂压力余量过窄的问题，Conoco 和Hydril 公司共同研发了深水双梯度海底钻井液举升钻井技术（Subsea Mudlift Drilling，简称SMD）。基于SMD 钻井系统的工艺原理，结合钻井水力学基础知识，建立了一种适合SMD 钻井系统的水力参数计算模型，以最大钻头水功率为目标进行SMD 钻井系统水力参数优化设计。对国外发表文献中的实钻数据进行验证，该水力参数计算模型得到的各管汇压耗与实际压耗误差在5% 以内，计算结果表明该水力参数计算模型具有较高的精度。
针对深水钻井中遇到的地层压力与破裂压力余量过窄的问题，Conoco 和Hydril 公司共同研发了深水双梯度海底钻井液举升钻井技术（Subsea Mudlift Drilling，简称SMD）。基于SMD 钻井系统的工艺原理，结合钻井水力学基础知识，建立了一种适合SMD 钻井系统的水力参数计算模型，以最大钻头水功率为目标进行SMD 钻井系统水力参数优化设计。对国外发表文献中的实钻数据进行验证，该水力参数计算模型得到的各管汇压耗与实际压耗误差在5% 以内，计算结果表明该水力参数计算模型具有较高的精度。
2015, 37(1): 72-75.
doi: 10.13639/j.odpt.2015.01.018
摘要:
针对深水井筒ECD 预测与控制方面存在的不足，建立了考虑温度和岩屑影响及有海底增压管线举升系统情况下的深水钻井ECD 预测模型，以实例计算分析了深水钻井中有海底增压管线举升系统情况下ECD 变化。结果分析表明，钻柱内的排量一定时，增注排量越大，ECD 值越小；在有海底增压管线举升系统时，本计算条件下ECD 值均未超过漏失压力，因此该种参数工况下应该为安全状况；在无海底增压时，随着排量的降低，环空ECD 逐渐增加，且ECD 增加值较大；当排量小于一定值时，ECD 的增加会导致在钻井过程中的地层漏失。因此在深水钻井过程中应该特别注意在隔水管段的井眼清洁问题，除了控制机械钻速、泵入清扫液等措施以外，还应适量采取增加排量来及时清除钻屑，保持井眼清洁。最后对比分析了模型的有效性，在本计算条件下与PWD 实测值偏差最大1.36%，对深水钻井水力参数优化设计及井控具有一定的参考意义。
针对深水井筒ECD 预测与控制方面存在的不足，建立了考虑温度和岩屑影响及有海底增压管线举升系统情况下的深水钻井ECD 预测模型，以实例计算分析了深水钻井中有海底增压管线举升系统情况下ECD 变化。结果分析表明，钻柱内的排量一定时，增注排量越大，ECD 值越小；在有海底增压管线举升系统时，本计算条件下ECD 值均未超过漏失压力，因此该种参数工况下应该为安全状况；在无海底增压时，随着排量的降低，环空ECD 逐渐增加，且ECD 增加值较大；当排量小于一定值时，ECD 的增加会导致在钻井过程中的地层漏失。因此在深水钻井过程中应该特别注意在隔水管段的井眼清洁问题，除了控制机械钻速、泵入清扫液等措施以外，还应适量采取增加排量来及时清除钻屑，保持井眼清洁。最后对比分析了模型的有效性，在本计算条件下与PWD 实测值偏差最大1.36%，对深水钻井水力参数优化设计及井控具有一定的参考意义。
2015, 37(1): 76-79.
doi: 10.13639/j.odpt.2015.01.019
摘要:
通过分析西非深水油田钻井液技术难点，针对钻井液低温流变性调控与井眼清洗问题、气体水合物的生成与控制以及活性泥页岩井壁失稳问题，提出了相应的技术对策，构建了新型深水高性能水基钻井液体系。实验评价表明，该钻井液具有较低的黏度和较高的动切力，φ6 读数保持在7~10，有利于井眼清洗；钻井液流变性受低温影响较小，2 ℃和25 ℃的表观黏度比和动切力比分别为1.28 和1.10。该钻井液在不同层位的泥页岩岩样回收率均在90% 以上，抑制性明显优于以往使用的KCl- PHPA 钻井液体系，且在动态和静态条件下均具有优良的水合物抑制效果，抗污染能力强，满足西非深水油田钻井液技术需求。
通过分析西非深水油田钻井液技术难点，针对钻井液低温流变性调控与井眼清洗问题、气体水合物的生成与控制以及活性泥页岩井壁失稳问题，提出了相应的技术对策，构建了新型深水高性能水基钻井液体系。实验评价表明，该钻井液具有较低的黏度和较高的动切力，φ6 读数保持在7~10，有利于井眼清洗；钻井液流变性受低温影响较小，2 ℃和25 ℃的表观黏度比和动切力比分别为1.28 和1.10。该钻井液在不同层位的泥页岩岩样回收率均在90% 以上，抑制性明显优于以往使用的KCl- PHPA 钻井液体系，且在动态和静态条件下均具有优良的水合物抑制效果，抗污染能力强，满足西非深水油田钻井液技术需求。
2015, 37(1): 80-82.
doi: 10.13639/j.odpt.2015.01.020
摘要:
研究不受温度影响的钻井流体对于深水油气田安全高效钻井具有重要意义。室内采用流变性测量仪10~70 ℃、六速黏度计0 ℃，测定密度分别为0.74 g/cm3、0.80 g/cm3 和0.84 g/cm3 绒囊钻井流体在不同剪切速率下的剪切应力或黏度，然后拟合绒囊钻井流体在不同温度下的流变曲线和方程，发现绒囊钻井流体动切力较大，且随温度变化不大，因而悬浮能力较强； 绒囊钻井流体的黏度随剪切速率的增大而增大，随温度的降低而小幅增大，表明绒囊钻井流体在研究温度范围内变化时能够保持良好性能。绒囊流体低温下应用于SZ36-1 油田X 井修井、辽河油田Y 井堵水、长庆气田陕Z 井修井，在–20 ℃环境中配制存放，注入井筒前测量结果和室内实验结果一致，且施工顺利。因此，绒囊钻井流体流变性满足深水作业需求。
研究不受温度影响的钻井流体对于深水油气田安全高效钻井具有重要意义。室内采用流变性测量仪10~70 ℃、六速黏度计0 ℃，测定密度分别为0.74 g/cm3、0.80 g/cm3 和0.84 g/cm3 绒囊钻井流体在不同剪切速率下的剪切应力或黏度，然后拟合绒囊钻井流体在不同温度下的流变曲线和方程，发现绒囊钻井流体动切力较大，且随温度变化不大，因而悬浮能力较强； 绒囊钻井流体的黏度随剪切速率的增大而增大，随温度的降低而小幅增大，表明绒囊钻井流体在研究温度范围内变化时能够保持良好性能。绒囊流体低温下应用于SZ36-1 油田X 井修井、辽河油田Y 井堵水、长庆气田陕Z 井修井，在–20 ℃环境中配制存放，注入井筒前测量结果和室内实验结果一致，且施工顺利。因此，绒囊钻井流体流变性满足深水作业需求。
2015, 37(1): 83-86.
doi: 10.13639/j.odpt.2015.01.021
摘要:
在深水钻探作业中，由于海底温度较低，海底静液柱压力较大，浅层欠压实，深水表层孔隙压力和破裂压力的窗口较窄，常导致井漏和循环当量密度（ECD）不易控制。为解决上述问题，国外研制出一类新型的具有恒流变特性的合成基钻井液（CR-SBM）。通过对国内外CR-SBM 性能的调研，研制了钻井液流变稳定剂，并确立了恒流变合成基钻井液的基本配方。利用深水钻井用低温高压可视化装置测试了体系在真实低温高压状态的流变性，构建的合成基体系具有低温恒流变特性。
在深水钻探作业中，由于海底温度较低，海底静液柱压力较大，浅层欠压实，深水表层孔隙压力和破裂压力的窗口较窄，常导致井漏和循环当量密度（ECD）不易控制。为解决上述问题，国外研制出一类新型的具有恒流变特性的合成基钻井液（CR-SBM）。通过对国内外CR-SBM 性能的调研，研制了钻井液流变稳定剂，并确立了恒流变合成基钻井液的基本配方。利用深水钻井用低温高压可视化装置测试了体系在真实低温高压状态的流变性，构建的合成基体系具有低温恒流变特性。
2015, 37(1): 87-91.
doi: 10.13639/j.odpt.2015.01.022
摘要:
开展了对天然气水合物经济、安全可行的开采方法探索，提出双层分支水平井注热海水开采法。该方法是基于日本九州大学能源学院Kyuro Sasaki 和Shinji Ono 等人的“双水平井注热水开采法”研究成果，利用海水源热泵加热、浅层分支水平井钻井及高温盐水分解天然气水合物等优势技术提出来的一种全新的开采方法。充分利用分支水平井的选择性钻进和有效控制面积大等特性，通过在双层分支水平井中注入热海水形成“热水腔”实现储层的多点沟通，以下注上采模式完成天然气水合物的立体开采。该开采法安全可行、环境友好，且具有较好的经济效益，是实现未来天然气水合物商业化开采的一种积极探索。
开展了对天然气水合物经济、安全可行的开采方法探索，提出双层分支水平井注热海水开采法。该方法是基于日本九州大学能源学院Kyuro Sasaki 和Shinji Ono 等人的“双水平井注热水开采法”研究成果，利用海水源热泵加热、浅层分支水平井钻井及高温盐水分解天然气水合物等优势技术提出来的一种全新的开采方法。充分利用分支水平井的选择性钻进和有效控制面积大等特性，通过在双层分支水平井中注入热海水形成“热水腔”实现储层的多点沟通，以下注上采模式完成天然气水合物的立体开采。该开采法安全可行、环境友好，且具有较好的经济效益，是实现未来天然气水合物商业化开采的一种积极探索。
2015, 37(1): 92-95.
doi: 10.13639/j.odpt.2015.01.023
摘要:
南海西部海域W 区块的深水钻井作业中，低温高压和狭窄的安全密度窗口给钻井工程带来了较大的困难，容易引起井漏、溢流、环空带压、生成水合物等问题，且附近海域经常出现由内波流引起的突发性强流。针对这些问题，结合W 区块的钻井地质特征，开展了深水井井身结构优化技术、随钻扩眼技术、深水井钻井液防水合物及防漏堵漏技术、环空压力预测与管理技术、内波流应对技术等方面的研究，解决了深水钻井容易发生的井漏与溢流并存、水合物堵塞管线、环空压力高和内波流损坏水下设备等问题，并成功发现了大型深水气田。
南海西部海域W 区块的深水钻井作业中，低温高压和狭窄的安全密度窗口给钻井工程带来了较大的困难，容易引起井漏、溢流、环空带压、生成水合物等问题，且附近海域经常出现由内波流引起的突发性强流。针对这些问题，结合W 区块的钻井地质特征，开展了深水井井身结构优化技术、随钻扩眼技术、深水井钻井液防水合物及防漏堵漏技术、环空压力预测与管理技术、内波流应对技术等方面的研究，解决了深水钻井容易发生的井漏与溢流并存、水合物堵塞管线、环空压力高和内波流损坏水下设备等问题，并成功发现了大型深水气田。
2015, 37(1): 96-98.
doi: 10.13639/j.odpt.2015.01.024
摘要:
白云凹陷深水区是珠江口盆地重要的储量增长点，但是深水钻井安全钻井液密度窗口窄，钻井风险高，因此准确评估白云凹陷深水区井壁稳定性的规律和特点，对白云凹陷下一步的开发十分必要。针对白云凹陷深水区的钻井情况和地质特点，研究了地层压力体系特征，认为幂律模型和Eaton 模型能够获得精度较高的地层密度和地层孔隙压力，得出了地层压力体系随水深的变化规律，其中地应力和破裂压力受水深影响明显。利用得到的地层压力对白云凹陷深水区的安全钻井液密度窗口进行了评估，认为白云凹陷深水区井壁坍塌风险较低，漏失风险高，主要是砂岩渗透性漏失，钻井液设计时需考虑其影响。
白云凹陷深水区是珠江口盆地重要的储量增长点，但是深水钻井安全钻井液密度窗口窄，钻井风险高，因此准确评估白云凹陷深水区井壁稳定性的规律和特点，对白云凹陷下一步的开发十分必要。针对白云凹陷深水区的钻井情况和地质特点，研究了地层压力体系特征，认为幂律模型和Eaton 模型能够获得精度较高的地层密度和地层孔隙压力，得出了地层压力体系随水深的变化规律，其中地应力和破裂压力受水深影响明显。利用得到的地层压力对白云凹陷深水区的安全钻井液密度窗口进行了评估，认为白云凹陷深水区井壁坍塌风险较低，漏失风险高，主要是砂岩渗透性漏失，钻井液设计时需考虑其影响。
2015, 37(1): 99-102.
doi: 10.13639/j.odpt.2015.01.025
摘要:
在墨西哥湾大陆架外深水区域的水下存在大量的油气资源，在钻探过程中遇到了完全不同于以往的技术障碍，产层被分布广泛的巨厚盐层所覆盖，对通常采用的钻井和完井技术是一个巨大的挑战。对如何利用先进的钻井工具、工艺和钻井液管理方法解决巨厚盐层带来的钻井难点进行了论述，探讨了如何在满足深水开发的特殊经济和技术需求的同时实现上述目标。墨西哥湾地区已经完成了盐下远景区的勘探工作，目前已进入开发和生产阶段。
在墨西哥湾大陆架外深水区域的水下存在大量的油气资源，在钻探过程中遇到了完全不同于以往的技术障碍，产层被分布广泛的巨厚盐层所覆盖，对通常采用的钻井和完井技术是一个巨大的挑战。对如何利用先进的钻井工具、工艺和钻井液管理方法解决巨厚盐层带来的钻井难点进行了论述，探讨了如何在满足深水开发的特殊经济和技术需求的同时实现上述目标。墨西哥湾地区已经完成了盐下远景区的勘探工作，目前已进入开发和生产阶段。
2015, 37(1): 103-106.
doi: 10.13639/j.odpt.2015.01.026
摘要:
针对深水钻井水下井口系统的表层套管尺寸限制后续套管层次的问题，介绍了?406.4 mm 超大尺寸尾管悬挂技术以及与其对应的注水泥工艺。悬挂装置由承载环和配套的悬挂器组成，承载环最大外径508 mm，最小内径445.8 mm，出厂前预制在?508 mm 套管上；配套的悬挂器上卡环坐入?508 mm 套管承载环上的对应卡槽内，连接?406.4 mm 尾管串。对作业过程中可能出现的一些问题进行了分析总结，提出了建议。该技术有助于优化井身结构，从而更好地应对复杂地层钻井难题， 对今后类似井的作业具有很好的借鉴作用。
针对深水钻井水下井口系统的表层套管尺寸限制后续套管层次的问题，介绍了?406.4 mm 超大尺寸尾管悬挂技术以及与其对应的注水泥工艺。悬挂装置由承载环和配套的悬挂器组成，承载环最大外径508 mm，最小内径445.8 mm，出厂前预制在?508 mm 套管上；配套的悬挂器上卡环坐入?508 mm 套管承载环上的对应卡槽内，连接?406.4 mm 尾管串。对作业过程中可能出现的一些问题进行了分析总结，提出了建议。该技术有助于优化井身结构，从而更好地应对复杂地层钻井难题， 对今后类似井的作业具有很好的借鉴作用。
2015, 37(1): 107-110.
doi: 10.13639/j.odpt.2015.01.027
摘要:
首先对国内外深水表层固井水泥浆体系进行了介绍，阐述了各水泥浆体系的现场应用情况及先进经验，并针对性的提出了存在的问题。结合存在的问题和国内深水海域环境温度的特点，自主研发了适用于表层套管固井的低温、低密度、低水化、热防窜和低温早强防浅层流水泥浆体系，并成功应用于现场作业。最后提出了深水表层固井技术未来的发展方向。
首先对国内外深水表层固井水泥浆体系进行了介绍，阐述了各水泥浆体系的现场应用情况及先进经验，并针对性的提出了存在的问题。结合存在的问题和国内深水海域环境温度的特点，自主研发了适用于表层套管固井的低温、低密度、低水化、热防窜和低温早强防浅层流水泥浆体系，并成功应用于现场作业。最后提出了深水表层固井技术未来的发展方向。
2015, 37(1): 111-114.
doi: 10.13639/j.odpt.2015.01.028
摘要:
与浅水钻井相比，深水钻井井漏的处理更加困难，预防井漏尤为重要。针对南中国海深水区域井漏频繁发生的现状， 调查了已钻井发生井漏的复杂情况，对漏失现状进行了分析，包括易漏失时的作业工况及漏失性质研究等；结合南中国海深水典型的漏失案列，分析了本地区井漏的主要原因：深水压力窗口小、ECD 过高等；并根据南中国海深水井漏失的原因和特点， 提出了相应的的预防和处理措施，希望对后续该区域深水井井漏的预防及处理提供一定的参 考。
与浅水钻井相比，深水钻井井漏的处理更加困难，预防井漏尤为重要。针对南中国海深水区域井漏频繁发生的现状， 调查了已钻井发生井漏的复杂情况，对漏失现状进行了分析，包括易漏失时的作业工况及漏失性质研究等；结合南中国海深水典型的漏失案列，分析了本地区井漏的主要原因：深水压力窗口小、ECD 过高等；并根据南中国海深水井漏失的原因和特点， 提出了相应的的预防和处理措施，希望对后续该区域深水井井漏的预防及处理提供一定的参 考。
2015, 37(1): 115-118.
doi: 10.13639/j.odpt.2015.01.029
摘要:
针对南海流花深水区块的油气层具有井底温度高、渗透性好等特点，研制出了一种新型的适用于深水油气层固井的抗高温聚合物/ 胶乳防气窜水泥浆体系。通过室内实验，给出了适用于不同温度下的水泥浆体系配方，并对其常规物性、流变性和防气窜性能进行了评价。现场应用结果表明，该水泥浆具有抗高温、低滤失量、防气窜等特点，应用的3 口深水井油气层段固井质量全优。
针对南海流花深水区块的油气层具有井底温度高、渗透性好等特点，研制出了一种新型的适用于深水油气层固井的抗高温聚合物/ 胶乳防气窜水泥浆体系。通过室内实验，给出了适用于不同温度下的水泥浆体系配方，并对其常规物性、流变性和防气窜性能进行了评价。现场应用结果表明，该水泥浆具有抗高温、低滤失量、防气窜等特点，应用的3 口深水井油气层段固井质量全优。
2015, 37(1): 119-120.
doi: 10.13639/j.odpt.2015.01.030
摘要:
深水钻井在安全和环保方面对钻井液技术提出了更高的要求，如极强的抑制性，优质的润滑性，不易形成气体水合物，维护简单、操作方便、提高钻速等。为预防黏土膨胀，利用聚胺抑制剂、低分子包被剂、防泥包润滑剂及流型调节剂等材料， 构建了一套强抑制的深水用HEM 聚胺钻井液体系，并采用水合物软件模拟计算了抑制水合物生成的配方。HEM 聚胺钻井液在南中国海成功应用15 口井，对深水钻井过程中预防气体水合物的形成奠定了基础。
深水钻井在安全和环保方面对钻井液技术提出了更高的要求，如极强的抑制性，优质的润滑性，不易形成气体水合物，维护简单、操作方便、提高钻速等。为预防黏土膨胀，利用聚胺抑制剂、低分子包被剂、防泥包润滑剂及流型调节剂等材料， 构建了一套强抑制的深水用HEM 聚胺钻井液体系，并采用水合物软件模拟计算了抑制水合物生成的配方。HEM 聚胺钻井液在南中国海成功应用15 口井，对深水钻井过程中预防气体水合物的形成奠定了基础。
2015, 37(1): 121-123.
doi: 10.13639/j.odpt.2015.01.031
摘要:
西非A 油田平均作业水深1 500~1 700 m。油田分6 套层系开发，生产井共采用了压裂充填、膨胀筛管、优质筛管3 种防砂方式。通过分析油田储层物性及开发井实际生产数据，从防砂效果、表皮因数及单井产能3 个方面对3 种防砂方式的效果进行了评价。研究结果表明，在合理生产制度下，3 种防砂方式均能有效防砂；从降低表皮因数、提高油井产能方面分析，优质筛管防砂在该地区更具优势；压裂充填方式可承受更大的生产压差。
西非A 油田平均作业水深1 500~1 700 m。油田分6 套层系开发，生产井共采用了压裂充填、膨胀筛管、优质筛管3 种防砂方式。通过分析油田储层物性及开发井实际生产数据，从防砂效果、表皮因数及单井产能3 个方面对3 种防砂方式的效果进行了评价。研究结果表明，在合理生产制度下，3 种防砂方式均能有效防砂；从降低表皮因数、提高油井产能方面分析，优质筛管防砂在该地区更具优势；压裂充填方式可承受更大的生产压差。
2015, 37(1): 124-128.
doi: 10.13639/j.odpt.2015.01.032
摘要:
我国在深水钻完井方面处于起步阶段，中国海油围绕国家深水开发战略，积极参与南海油气风险勘探开发，在南中国海珠江口盆地M 区块M 深水气田完成水深1 350~1 500 ｍ的深水气井9 口，初步形成了高精度出砂预测、深水防砂设计、压裂充填工艺及流动安全保障措施等完井关键技术。结合南海M 深水气田完井作业实践，对深水完井作业中的可能风险点和现场应对技术措施进行总结和梳理，为后续项目设计和作业提供参考、借鉴。
我国在深水钻完井方面处于起步阶段，中国海油围绕国家深水开发战略，积极参与南海油气风险勘探开发，在南中国海珠江口盆地M 区块M 深水气田完成水深1 350~1 500 ｍ的深水气井9 口，初步形成了高精度出砂预测、深水防砂设计、压裂充填工艺及流动安全保障措施等完井关键技术。结合南海M 深水气田完井作业实践，对深水完井作业中的可能风险点和现场应对技术措施进行总结和梳理，为后续项目设计和作业提供参考、借鉴。
2015, 37(1): 129-131.
doi: 10.13639/j.odpt.2015.01.033
摘要:
深水井控是深水钻井的核心问题。海洋深水井控面临着井涌监测困难、地层承压能力弱、井涌余量小、阻流管线摩阻大、地层呼吸效应、气体水合物、圈闭气等诸多困难和挑战。文中以中海油在西非实施的某深水井压井成功实践为例，通过井控作业过程的分析，对深水井控技术进行研究和探索，为深水钻井井控作业提供参考。
深水井控是深水钻井的核心问题。海洋深水井控面临着井涌监测困难、地层承压能力弱、井涌余量小、阻流管线摩阻大、地层呼吸效应、气体水合物、圈闭气等诸多困难和挑战。文中以中海油在西非实施的某深水井压井成功实践为例，通过井控作业过程的分析，对深水井控技术进行研究和探索，为深水钻井井控作业提供参考。
2015, 37(1): 132-134.
doi: 10.13639/j.odpt.2015.01.034
摘要:
深水水下井口尺寸大、强度高，由于水深增加导致切割过程中管柱受力复杂，加上切割工具的不成熟和作业经验缺乏，导致我国前期自营深水井在套管及水下井口切割弃井时遇到了很大的技术挑战，在作业时出现了不同程度的复杂情况。针对自营深水井及国外深水弃井施工案例，深入分析了深水弃井套管切割的风险点和技术难点，总结了作业失败的原因，从技术方案、弃井工具和施工参数等方面提出了针对性的改进方法，全面分析了深水弃井作业的风险点，并给出了相应预防控制措施， 并在第2 批深水井实施中得到了成功应用，提高了深水作业的安全性和时效性，证实了之前的改进思路的正确性，解决了深水弃井技术难题。
深水水下井口尺寸大、强度高，由于水深增加导致切割过程中管柱受力复杂，加上切割工具的不成熟和作业经验缺乏，导致我国前期自营深水井在套管及水下井口切割弃井时遇到了很大的技术挑战，在作业时出现了不同程度的复杂情况。针对自营深水井及国外深水弃井施工案例，深入分析了深水弃井套管切割的风险点和技术难点，总结了作业失败的原因，从技术方案、弃井工具和施工参数等方面提出了针对性的改进方法，全面分析了深水弃井作业的风险点，并给出了相应预防控制措施， 并在第2 批深水井实施中得到了成功应用，提高了深水作业的安全性和时效性，证实了之前的改进思路的正确性，解决了深水弃井技术难题。
2015, 37(1): 135-138.
doi: 10.13639/j.odpt.2015.01.035
摘要:
深水稠油测试一般采取电潜泵、气举等作为人工举升手段。针对西非某区块深水稠油油藏的特点以及资料极其匮乏而无法做好精细测试设计的实际情况，通过对拟测试层的储层特征、原油物性、作业环境等的深入研究，优选出地面杆驱螺杆泵作为人工举升手段，最终采用射孔枪+ 防砂管+DST+ 螺杆泵联作测试工艺，以及空心抽油杆内电缆加热、保温油管保温的降黏措施，成功克服了稠油、出砂以及水深低温对测试造成的困难，最终取得了较为理想的效果，为同类区块的测试作业提供了有益的借鉴。
深水稠油测试一般采取电潜泵、气举等作为人工举升手段。针对西非某区块深水稠油油藏的特点以及资料极其匮乏而无法做好精细测试设计的实际情况，通过对拟测试层的储层特征、原油物性、作业环境等的深入研究，优选出地面杆驱螺杆泵作为人工举升手段，最终采用射孔枪+ 防砂管+DST+ 螺杆泵联作测试工艺，以及空心抽油杆内电缆加热、保温油管保温的降黏措施，成功克服了稠油、出砂以及水深低温对测试造成的困难，最终取得了较为理想的效果，为同类区块的测试作业提供了有益的借鉴。
2015, 37(1): 139-142.
doi: 10.13639/j.odpt.2015.01.036
摘要:
深水钻井井控存在着海床不稳定、地层破裂压力低、地层压力窗口窄、以及存在浅层气、浅层水流、气体水合物和海底低温等诸多问题。在对国内外深水井控技术充分调研的基础上，针对南海深水钻井井控特点和难点，结合近年南海深水钻井设计和作业实践经验，详细分析了深水钻井井控存在的地层压力窗口窄、溢流监测困难、压井难度大和压井作业时间长、井控设备复杂、存在水合物风险等问题，研究提出了有针对性的解决方案，并以南海深水井为例介绍了深水井控的具体措施。
深水钻井井控存在着海床不稳定、地层破裂压力低、地层压力窗口窄、以及存在浅层气、浅层水流、气体水合物和海底低温等诸多问题。在对国内外深水井控技术充分调研的基础上，针对南海深水钻井井控特点和难点，结合近年南海深水钻井设计和作业实践经验，详细分析了深水钻井井控存在的地层压力窗口窄、溢流监测困难、压井难度大和压井作业时间长、井控设备复杂、存在水合物风险等问题，研究提出了有针对性的解决方案，并以南海深水井为例介绍了深水井控的具体措施。
2015, 37(1): 143-146.
doi: 10.13639/j.odpt.2015.01.037
摘要:
浅层气是深水钻井作业面临的主要地质灾害，做好深水浅层地质灾害准确预测，能够为合理的钻井设计提供科学依据，进一步降低深水钻井的安全风险，为现场安全作业提供技术保障。基于声波在岩土介质中的传播速度特征，开展了深水浅层地质灾害声波特征模拟实验，揭示了海底土中浅层气的存在对岩土中声波传播速度的影响规律，以及浅层气中的压力变化对声波传播速度的影响关系，利用模拟实验结果建立了浅层气声波识别预测模板。现场应用结果表明，深水浅层地质灾害预测模型具有很好的适应性，预测精度能够满足深水钻井设计和现场施工的要求，具有很好的推广应用价值。
浅层气是深水钻井作业面临的主要地质灾害，做好深水浅层地质灾害准确预测，能够为合理的钻井设计提供科学依据，进一步降低深水钻井的安全风险，为现场安全作业提供技术保障。基于声波在岩土介质中的传播速度特征，开展了深水浅层地质灾害声波特征模拟实验，揭示了海底土中浅层气的存在对岩土中声波传播速度的影响规律，以及浅层气中的压力变化对声波传播速度的影响关系，利用模拟实验结果建立了浅层气声波识别预测模板。现场应用结果表明，深水浅层地质灾害预测模型具有很好的适应性，预测精度能够满足深水钻井设计和现场施工的要求，具有很好的推广应用价值。
2015, 37(1): 147-150.
doi: 10.13639/j.odpt.2015.01.038
摘要:
针对深水平台作业中遭遇台风平台需要优选紧急避航路线的问题，利用有限元分析方法建立了隔水管拖航过程的力学模型，简化波浪和海流作用，得到了软、硬悬挂隔水管长度与许用最大速度关系，制定了深水钻井平台3 种防台措施，并给出平台与台风最不利位置计算模型，以某浮式钻井平台紧急防台为例优选防台措施。力学分析表明：隔水管的最大应力和最大弯矩位置出现在近海面处；浮块数量增加，隔水管顶部最大转角会限制平台的最大航速；隔水管较短的情况硬悬挂方式有更快的航速，反之，软悬挂方式最大许用航速大。防台措施表明：根据最不利位置计算模型，可以快速计算出符合的防台位置和防台措施，根据安全和再作业等情况优选出最佳航行路线。
针对深水平台作业中遭遇台风平台需要优选紧急避航路线的问题，利用有限元分析方法建立了隔水管拖航过程的力学模型，简化波浪和海流作用，得到了软、硬悬挂隔水管长度与许用最大速度关系，制定了深水钻井平台3 种防台措施，并给出平台与台风最不利位置计算模型，以某浮式钻井平台紧急防台为例优选防台措施。力学分析表明：隔水管的最大应力和最大弯矩位置出现在近海面处；浮块数量增加，隔水管顶部最大转角会限制平台的最大航速；隔水管较短的情况硬悬挂方式有更快的航速，反之，软悬挂方式最大许用航速大。防台措施表明：根据最不利位置计算模型，可以快速计算出符合的防台位置和防台措施，根据安全和再作业等情况优选出最佳航行路线。
2015, 37(1): 151-153.
doi: 10.13639/j.odpt.2015.01.039
摘要:
南海台风具有活动频繁、发展迅速和路径复杂的特点，常规预报手段和应急方法难以满足深水钻井作业对安全和时效的要求。针对台风特征，根据年份、强度、登录位置、发展趋势、源区进行检索和统计，建立了南海深水历史气象资料分析技术； 根据台风早期模式的初始条件和侧边界条件，使用ECMWF 全球预报模式建立台风早期预报技术；结合南海海域特征，建立不同悬挂方式下隔水管回收作业中撤离的安全预备时间计算方法，形成一套应急措施，成功指导了南海深水井的防台风操作。
南海台风具有活动频繁、发展迅速和路径复杂的特点，常规预报手段和应急方法难以满足深水钻井作业对安全和时效的要求。针对台风特征，根据年份、强度、登录位置、发展趋势、源区进行检索和统计，建立了南海深水历史气象资料分析技术； 根据台风早期模式的初始条件和侧边界条件，使用ECMWF 全球预报模式建立台风早期预报技术；结合南海海域特征，建立不同悬挂方式下隔水管回收作业中撤离的安全预备时间计算方法，形成一套应急措施，成功指导了南海深水井的防台风操作。
2015, 37(1): 154-159.
doi: 10.13639/j.odpt.2015.01.040
摘要:
由于井眼轨迹不确定性的存在，要实现救援井与事故井的连通必须借助相应的探测定位工具，因此电磁探测定位系统的研究对于救援井方案设计及作业具有重要意义。研究分析了电磁探测定位系统的基本原理，分析了电磁探测定位系统事故井套管汇集电流计算方法及其流动分布特征；研究了救援井与事故井之间相对距离及相对方位的计算方法；结合电磁探测定位系统的实际应用，研究分析了事故井套管参数、切入角、井斜角、地层等参数对电磁探测定位系统测量效果及应用的影响； 以电磁探测定位系统研究分析为基础，完成了南海某超深水井救援井设计中测距及连通相关工作。可以为救援井电磁探测定位系统研制提供相应的理论基础，并为救援井电磁探测定位系统在救援井设计、作业中的应用提供参考。
由于井眼轨迹不确定性的存在，要实现救援井与事故井的连通必须借助相应的探测定位工具，因此电磁探测定位系统的研究对于救援井方案设计及作业具有重要意义。研究分析了电磁探测定位系统的基本原理，分析了电磁探测定位系统事故井套管汇集电流计算方法及其流动分布特征；研究了救援井与事故井之间相对距离及相对方位的计算方法；结合电磁探测定位系统的实际应用，研究分析了事故井套管参数、切入角、井斜角、地层等参数对电磁探测定位系统测量效果及应用的影响； 以电磁探测定位系统研究分析为基础，完成了南海某超深水井救援井设计中测距及连通相关工作。可以为救援井电磁探测定位系统研制提供相应的理论基础，并为救援井电磁探测定位系统在救援井设计、作业中的应用提供参考。
2015, 37(1): 160-162.
doi: 10.13639/j.odpt.2015.01.041
摘要:
针对深水钻井过程中遭遇内波流后可能产生的平台位移、隔水管损毁等问题，分析了南中国海内波流的规律特征， 并基于内波流对钻井平台、隔水管及水下井口安全造成的影响，通过多普勒声波测速仪及电导率温深仪，建立内波流早期预警系统，结合现场作业，制定了钻井平台应对内波流的技术方案，对南中国海内波流后续调查研究工作提出了建议。
针对深水钻井过程中遭遇内波流后可能产生的平台位移、隔水管损毁等问题，分析了南中国海内波流的规律特征， 并基于内波流对钻井平台、隔水管及水下井口安全造成的影响，通过多普勒声波测速仪及电导率温深仪，建立内波流早期预警系统，结合现场作业，制定了钻井平台应对内波流的技术方案，对南中国海内波流后续调查研究工作提出了建议。
2015, 37(1): 163-165.
doi: 10.13639/j.odpt.2015.01.042
摘要:
防止深水油气井测试事故发生的关键之一，就是必须进行安全评估与控制，提高测试工艺水平。我国南海深水海域有其特殊的区域环境特点：油田离岸距离远、夏季台风频繁、冬季季风不断、存在沙坡、沙脊和内波流等，而且油气藏特性复杂， 给深水井测试带来更多的挑战。结合南海深水井测试实践，对深水井测试的主要潜在风险进行了分析， 认为存在测试管柱及工具失效、地面流程失效、天然气水合物堵塞、储层出砂、台风影响等风险。针对这些风险提出了具体的防范措施。
防止深水油气井测试事故发生的关键之一，就是必须进行安全评估与控制，提高测试工艺水平。我国南海深水海域有其特殊的区域环境特点：油田离岸距离远、夏季台风频繁、冬季季风不断、存在沙坡、沙脊和内波流等，而且油气藏特性复杂， 给深水井测试带来更多的挑战。结合南海深水井测试实践，对深水井测试的主要潜在风险进行了分析， 认为存在测试管柱及工具失效、地面流程失效、天然气水合物堵塞、储层出砂、台风影响等风险。针对这些风险提出了具体的防范措施。
2015, 37(1): 166-171.
doi: 10.13639/j.odpt.2015.01.043
摘要:
深水油气开发面临着巨大的风险和挑战，尤其是在油气开发过程中如果发生井喷失控事故，应急救援将十分困难。采用重大事故情景构建方法，建立南中国海某深水探井在钻井期间发生井喷失控事故情景，包括从溢流发生到井喷失控、平台发生火灾爆炸、平台倾覆沉没、水下应急封井及打救援井、溢油回收处理及生态恢复，并对应急救援必须的工程技术、设备、人员等需求进行分析和评估，对我国下一阶段开展应急救援技术研究提出建议。研究结果对我国自主建立深水钻井井控应急救援工程技术体系有一定参考意义。
深水油气开发面临着巨大的风险和挑战，尤其是在油气开发过程中如果发生井喷失控事故，应急救援将十分困难。采用重大事故情景构建方法，建立南中国海某深水探井在钻井期间发生井喷失控事故情景，包括从溢流发生到井喷失控、平台发生火灾爆炸、平台倾覆沉没、水下应急封井及打救援井、溢油回收处理及生态恢复，并对应急救援必须的工程技术、设备、人员等需求进行分析和评估，对我国下一阶段开展应急救援技术研究提出建议。研究结果对我国自主建立深水钻井井控应急救援工程技术体系有一定参考意义。
2015, 37(1): 172-174.
doi: 10.13639/j.odpt.2015.01.044
摘要:
当今世界上先进的深水钻完井装置具有锚泊及动力定位2 种方式作业能力，业内推荐做法为水深小于1 500 m 都可以使用锚泊方式定位，对于动力定位方式在浅水区的适应性和风险则缺少分析。通过对动力定位方式的原理及其漂移限制进行论述，包括了浅水定位的理论限制以及规避风险的措施，提出如何设定观察圈范围及浅水作业使用动力定位方式时应考虑因素、作业风险及应对措施，除了环境及深水钻井装置应急解脱时间影响因素外，还将考虑隔水管系统极限、水下井口和结构套管强度、通讯系统、定位传感器系统等影响因素，应对措施包括井口设备选择、隔水管系统分析、人员交流培训和使用者和承包商协议等，对浅水区使用定位方式作业有一定的指导意义。
当今世界上先进的深水钻完井装置具有锚泊及动力定位2 种方式作业能力，业内推荐做法为水深小于1 500 m 都可以使用锚泊方式定位，对于动力定位方式在浅水区的适应性和风险则缺少分析。通过对动力定位方式的原理及其漂移限制进行论述，包括了浅水定位的理论限制以及规避风险的措施，提出如何设定观察圈范围及浅水作业使用动力定位方式时应考虑因素、作业风险及应对措施，除了环境及深水钻井装置应急解脱时间影响因素外，还将考虑隔水管系统极限、水下井口和结构套管强度、通讯系统、定位传感器系统等影响因素，应对措施包括井口设备选择、隔水管系统分析、人员交流培训和使用者和承包商协议等，对浅水区使用定位方式作业有一定的指导意义。
