城市集中供热管网设计之浅见
[内容摘要] 通过分析城市集中供热管网设计中问题，对管网布置、直埋敷设等提出自己粗浅的看法
[主 题 词] 城市集中供热管网、布置类型、直埋敷设、补偿器应用、水力平衡
随着经济发展和居民生活质量的提高，城市集中供热因其易控制、能源利用率高，供热范围广和环境影响较低等优势得到迅速发展。但随着城市集中供热的推广和室内采暖系统采用热计量，也产生了一系列的问题。对城市集中供热管网设计也提出了更高的要求。本文就供热管网设计的几个技术问题进行分析。
一、城市集中供热管网布置类型
城市集中供热管网布置与热媒种类、热源与热用户相互位置有一定的关系，其布置应考虑系统的安全性和经济性。城市供热系统的特点是热用户分布区域广、分支多。在管网发生事故时，通常允许有若干小时的停供修复时间。有些热网为提高供热可靠性和应付供热发展的不确定性，在规划设计时就将热网象市政给水管网一样成网格状布置，但这样存在一定的问题，热网水力工况和控制的十分复杂，同时网格状管网投资非常高。在城市多热源联合供热时，有些规划设计时将热网主干线设计成环管网环状布置，用户管网是从大环网上接出的枝状管网，这种布置方式具有供热的后备性能，运行安全可靠，但热网水力工况和控制的也比较复杂，投资很高。
在充分考虑系统的安全性和经济性的前提下，笔者认为城市热力管网应是多条枝状管网放射型布置。在规划设计时，根据城市规模、热用户分布及热源位置布置几条输配主干线，在实施过程中根据供热能力和热用户情况，逐步完善不同的主干线。当城市供热主干线骨架形成后，适当敷设连通管，在正常工作时连通管上的阀门关闭，当主干线某段出事故时，可利用连通管进行供热。这种热网布置形式保证了枝状管网适应不确定热用户的发展，如果一条干管供热能力不够，敷设相邻干管时加大其供热能力就可以解决，以达到供热管网输配能力最优化，不必象环状管网那样先埋入较大管道去等负荷确定的热用户。
二、热力管道直埋敷设
供热管网直埋敷设由于占地面积小、工程造价低、施工周期短、保温性能好等特点，在实际工程中得到了广泛应用。正确认识热力管道直埋原理，合理选择敷设方式是很关键的。热水管道直埋与架空或管沟敷设主要不同之处在于直埋敷设的供热管道保温结构与周围土壤直接接触，管道热胀冷缩的过程受到土壤摩擦力约束，此时管道处于锚固状态，在热胀冷缩过程中产生的位移势能，被储存在管道壁上，使管道受力复杂化。管道直埋敷设方式可分为：无补偿直埋敷设、一次性补偿直埋敷设和有补偿直埋敷设三大类。
热力管道的敞开预热无补偿直埋敷设是一种“冷紧”式直埋。工艺过程是在管道焊接完毕后 ，对一定长度管道进行预热，管道受热产生变形，释放一部分热应力，同时对管沟进行回填夯实，利用土壤摩擦力将管道嵌固。这种敷设方式不需要设补偿器和固定支墩，其工程造价最低。但这种方法不仅施工复杂，而且管线预热只能改变管线的热态应力水平，而不能改变它的全补偿值，从管材疲劳的角度来看，在实际采用时应仔细斟酌。
一次性补偿直埋也是一种“冷紧”型直埋。工艺过程是：在管道焊接完毕沟槽回填后，对管道进行预热，管道热伸长被“一次性补偿器”吸收，此时立即将“一次性补偿器外壳和管道 焊死，使其不能再次伸缩，这样预热结束后，管道由于温降产生的热应力在管道中表现为拉应力，用以克服管道再次受热时的热应力。
有补偿直埋是目前应用最多的敷设方式，因其施工方便，所以得到广泛采用。实际工程中应尽量合理布置补偿器，使管道的补偿器分段长度接近最大安装长度，(管段由于移动所产生的土壤摩擦力在管道截面上产生的应力和材料许用应力相等，这个管段长度即最大安装长度)同时应保证补偿器在固定支墩两侧 对称布置，以减小固定支墩受力，降低支墩土建费用。另外对直线段“驻点”位置的固定支墩应考虑取消，以降低造价。对于小区二次热网，如果仅是为集中空调或地板辐射采暖服务，热媒温度65℃以下，实际工作温度较低，热应力较小，因此热网设计中可根据管网柔性考虑非预热的无补偿直埋敷设。
直埋敷设管线最大安装长度Lmax计算如下：
Lmax＝（2.4ƒ[δ]20-pdi/4s）A/(πDoFf) m
式中：A－－管道横截面积 mm2
Ff－－管道外表面摩擦力 N/ m2
ƒ－－应力范围的减小系数
di－－管道内径 mm
p－－设计压力 MPa
[δ]20－－钢材许用应力 MPa
Do－－保温管直径 m
s－－管道壁厚 mm
供热管网直埋敷设应注意下列有关事项：直埋管道尽可能直线敷设，管道自然弯曲应限制在5º以内；从主干线引出的分支干线处，应设“L”、”Z”型弯管；水平弯管处应力集中，受力较大，应增加弯头壁厚、加大弯头的曲率半径；在土壤下沉性属于二级或高于二级地区，直埋敷设要采取一定的措施。
三、波纹管补偿在热力管网中的应用
在热力管网敷设中，补偿器是保证管道安全运行的重要部件。波纹管补偿以其体积小、重量轻、节省钢材、占地面积小、流动阻力小、不易渗漏，已开始占有举足轻重的地位，而且很有发展前景。目前波纹管制造突破了传统的材料和工艺，采用高弹性金属管经滚压一次成型，并采用多层金属结构，从而提高了其补偿能力和承压能力，应用新技术制造的波纹管补偿为其在热力管网中的应用提供了可靠的保证。
尽管波纹补偿器有很多优点，但它也有自身的缺点。例如轴向型波纹补偿器对主固定支架产生压力推力，管壁较薄不能承受扭力，设备投资高等。许多设计人员对波纹补偿器的认识还不够全面，因此在设计中存在计算和补偿管系选定不合理问题。
波纹管补偿器根据位移形式可基本分为轴向、横向、角向三类，每一类都有各自的优点和缺点，所以必须根据不同的使用条件，恰当地选用才能使波纹补偿器正常工作，做到波纹补偿器设计选型经济、合理。
轴向补偿 直管段上的膨胀节对沿膨胀节及管段的轴向方向拉伸与压缩进行补偿。膨胀节给出的额定补偿量包括拉伸、压缩位移的总和。轴向型补偿器。这是应用最多的也是最基本的型式。在工作时主要是利用其波纹部分的轴向变形来吸收管道的轴向位移。
横向补偿 是在“L”、“Z”、“Ⅱ”型管道中的补偿形式。通过成对的波纹管弯曲变形实现直线补偿。
角向补偿 管路补偿需要膨胀节作弯曲变形，它们往往是两个或三个角向式膨胀节组合使用，实现直线补偿。
铰链型补偿器 在结构上由波纹管、活动铰链、销轴组成。该补偿器可在同一平面内作角向偏转，因此可吸收管道在同一平面内的角位移。
万向铰链型补偿器 在结构上由波纹管、铰链和万向铰链组成。它可以在任意平面内作角向偏转，从而可吸收管道的任意平面内的角位移（空间角位移）。
波纹管的产品性能有两大类：其中一种是为满足使用必须保证的性能，如耐压、耐温、耐疲劳和弹性补偿等；另一类，如刚度、有效面积、材质等，它们不是使用所需要的，但它们对管系的设计及补偿器的使用有重要影响，所以对它们都要有充分的认识。
波纹补偿器的补偿能力源于波纹管的弹性变形，有拉伸、压缩、弯曲及它们的组合变形。补偿能力的大小，由设计者根据需要确定规定的额定补偿量，即表示在一定条件下具有的最大补偿能力。热力管网两固定点之间的最大长度是由管道失稳条件决定的，它与管径的大小及补偿器的补偿能力有关，一条管线无论如何复杂都可以通过设置固定支座将其分割成若干形状相对简单的独立管段，如直管段，L形管段，Z形管段等。波纹管补偿器的计算应从以下几方面着手。
（1）热力管道的热伸长量通常按下式计算：
Δx=α(t1-t2)L
其中：Δx —— 管道的热伸长量，mm;
α —— 钢管的线膨胀系数，mm/(m ℃),
t1 —— 管内介质温度，℃，管内介质指蒸汽、热水、过热水等;
t2 —— 管道安装时的温度,℃,
L —— 管道计算长度，m。
计算管道热伸长量，是为了确定补偿器的所需补偿量，或验算管道因热伸长而产生的压缩应力，所以对于管道的热伸长量应计算其最大值，即取冷态安装条件的最低温度和热态运行条件的最高温度之间的最大温差。由于管网安装的气候条件差异很大，因此t2不应有统一的取值，应根据当时的气候条件和施工环境，确定适当的管道安装温度。
（2）安装轴向型补偿器的管道轴向推力F，按下式计算：
Fx=Fp+Fm+Fs N
式中： Fp——内压力产生的推力， N
FS——波纹管补偿的弹性反力 N
Fm——管道活动支架的摩擦力 N
计算固定支架推力时，应按管道的具体敷设方式，参考上述公式按支架两侧管道推力的合力计算。
（3）管道应力验算
补偿器在内压作用下的失稳包括两种情况，即平面失稳和轴向柱状失稳。
A、 平面失稳 表现为一个或几个波纹的平面相对于波纹管轴线发生转动而倾斜，但其波平面的圆心基本在波纹管的轴线上。这是由于内压产生的子午向弯曲应力和周向薄膜应力的合力超过材料屈服强度，局部出现塑性变形所致。
B、 柱失稳 波纹管的波纹连续地横向偏移，使波纹管偏移后的实际轴线成弧形或S形（在多波情况下呈S形）。这种情况多数是因为波纹数太多，波纹管有效长度L跟内径d之比（L/d）太大造成的。为避免失稳情况发生，对管道应进行应力验算。
管道在工作状态下，由内压产生的折算应力按下式计算：
σeq＝P[0.5do－Y(s－α)]/ s－α ≤[σ]t MPa
P－设计压力 MPa
do－管线外径 mm
s－管线设计壁厚 mm
Y－温度对计算管线壁厚的修正系数
α－腐蚀裕量 mm
[σ]t－设计温度下的许用应力 Mpa
四、推广使用水力平衡元件，提高水输送系数
在供热系统中，热媒介质由闭式管路系统输送至各用户。对于一个设计合理，并能够按设计工况运行的供热管网，其各用户应均能获得相应的设计流量，以满足其负荷要求。但在实际运行当中，由于缺乏消除环路剩余压头的水力平衡元件，大部分管网系统近段环路的剩余压头只能靠管线管径的变化来消除，而且目前管网上控制阀门既无调节功能，又没有流量显示，使得部分环路及末端用户的流量，并不按设计要求输配。水力失调直接导致热力失调，供热系统存在的冷热不均现象，主要原因就是系统的水力失调亦即流量分配不均所致。
水力失调度计算如下：水力失调度X=实际流量G’/设计流量Gsj
当水力失调度X 远远大于1 时，根据散热器性能曲线可以看出，此时平均室温的增长缓慢；当X远远小于1时，平均室温的减少幅度明显增加。热力工况失调形成了“大流量，小温差”的运行方式。实际上大流量运行方式并没有从根本上消除系统的水力失调，反而带来了能耗的增加。即大流量要求大水泵，增加了电耗；大流量形成了大热源，热源低负荷运行降低了热源热效率，管网小温差运行增加了输送能耗，还影响了散热器的散热效率。除此之此，大流量还降低了系统的可调性，即系统流量过大，近端多余的流量无法调剂到末端，甚至出现回水温度过高的假象。结果增加了整个供热系统的热耗，降低了输水系统的热效率。
规范中规定“设计中应对采暖系统进行水力平衡计算，确保各环路水量符合设计要求。在室外各环路及建筑物入口处采暖供水管（或回水管）路上应安装平衡阀或其它水力平衡元件，并进行水力平衡调试”。为搞好管网的初调节，在一、二次管网的各个分支处和各热力入口处装置调节性能好的平衡调节阀，以保证各环路水量符合设计要求。
目前市场水力平衡元件主要有手动调节阀（平衡阀）和自动调节阀（自力式调节阀）两大类，其具体选用应结合系统运行方式的不同，分别对待。对于手动调节阀来说，流量G=KV ∆P，式中K V为手动调节阀阀口的流量系数，∆P为手动调节阀阀口两侧的压差。K V的大小取决于开度，开度固定，K V即为常数，那么只要∆P 不变，则流量G不变，安装后可替代原有管网控制阀门。而自力式调节阀从结构上说，是一个双阀组合，由手动孔板和自动孔板组成一个有机的整体，手动孔板是按设计流量进行调控的锁定机构，自动孔板是保证设计流量恒定的控制机构。当流经手动孔板流量大于设计流量时，自动孔板的阀瓣上移，减少自动孔板的断面，从而减少通过调节阀的流量，使其与设计流量相符。反之亦然。
当系统的运行调节为质调节时，可以采用自力式调节阀，因为这种调节方式只改变供水温度，而与系统的水力工况无关，即在不改变系统的水力工况的情况下，把调节传达到每个用户和设备。采用自力式流量控制阀，可以吸收网路的压力波动，维持被控负载的流量恒定。采用自力式压差控制阀可以吸收网路的压力波动，以维持施加于被控环路上的压差恒定。
当系统的运行调节采用集中量调节(水泵的变频调节等)时，不能采用自力式调节阀。因为这种调节是通过改变水量实现的，因而调节时改变了系统的水力工况，所以若采用自力式调节阀，势必造成出现流量分配的混乱。显然，由于自力式调节阀的存在而造成了系统集中调节的不能实现。这时若采用手动调节阀(比如平衡阀)，则系统总流量增减时，各支路、各用户的流量可以同比例增减，即系统的集中调节可以传达至每一个末端装置。当系统采用分阶段改变流量的质调节时，虽然每个阶段流量不变。但若采用自力式调节阀，每个流量阶段要对控制流量或控制压差进行设定，给运行管理带来很大不便，所以不宜采用。
五、结束语
热力管线工程运行是否正常直接关系到居民生活质量，在设计过程中应遵循技术先进、经济合理、安全适用的原则，作为一项系统工程，从管网的设计到管道的 制造、安装及管网的启动运行，每个环节都直接影响着工程的成败。而一项好的设计可以使产品的性能得以充分发挥，可以最大限度地减少施工中的困难，可以降低工程造价。因此，我们的设计一定要做到严谨合理，为工程的成功提供可靠的前提保证，如若不然，不仅增加工程造价，同时还由于设计不当而削弱了热力管线运行的安全性和可靠性。
固井漏失是很常见的情况。每年有好多论文都是关于解决固井过程中漏失问题的。解决漏失不外于两个方面：1.改善水泥浆体系。例如有些地区采用的轻珠低密度水泥浆体系，对漏失井及易漏地层的返高问题有很大改善。比如低密度封固段平均密度为1.45，而轻珠只需要1.25-1.30。好多专业人士都在致力于降低水泥浆的密度来解决漏失问题。2.作为现场技术人员，要尽量保证施工连续，以便减少悸动压力，对漏失也有很大的影响。希望能帮助上你。
-——固井助工
深水石油钻井技术现状及发展趋势*
摘要:随着世界深水油气资源不断发现,近几年来深水钻探工作量越来越大。随着水深的增加和复杂的海况环境条件,
对钻井工程提出了更高的挑战,钻井技术的难度越来越大。从目前国内外深水钻井实践出发,对深水的钻井设备、定位系统、
井身结构设计、双梯度钻井技术、喷射下导管技术、动态压井钻井技术、随钻环空压力监测、钻井液和固井工艺技术和钻井隔
水管及防喷器系统等关键技术进行了阐述,对深水的钻井设计和施工进一步向深水钻井领域发展具有重要导向作用。
关键词:深水钻井;钻井设备;关键技术
全世界未发现的海上油气储量有90%潜伏在
水深超过1000 m以下的地层,所以深水钻井技术水
平关系着深海油气勘探开发的步伐。对于海洋深水
钻井工程而言,钻井环境条件随水深的增加变得更
加复杂,容易出现常规的钻井工程难以克服的技术
难题,因此深水钻井技术的发展是影响未来石油发
展的重要因素。
1 国内外深水油气勘探形势
全球海洋油气资源丰富。据估计,海洋石油资
源量约占全球石油资源总量的34%,累计获探明储
量约400×108,t探明率30%左右,尚处于勘探早期
阶段。据美国地质调查局(USGS)评估,世界(不含
美国)海洋待发现石油资源量(含凝析油)548×108
,t待发现天然气资源量7815×1012m3,分别占世界
待发现资源量的47%和46%。因此,全球海洋油气
资源潜力巨大,勘探前景良好,为今后世界油气勘探
开发的重要领域。
随着海洋钻探和开发工程技术的不断进步,深
水的概念和范围不断扩大。目前,大于500 m为深
水,大于1500 m则为超深水。据估计,世界海上
44%的油气资源位于300 m以下的水域,其中,墨西
哥湾深水油气资源量高达(400~500)×108桶油当
量,约占墨西哥湾大陆架油气资源量的40%以上,
而巴西东部海域深水油气比例高达90%左右。
20世纪90年代以来,由于发现油气田储量大,
产量高,深水油气倍受跨国石油公司青睐,发展迅
速。据估计,近年来,深水油气勘探开发投资年均增
长30. 4%, 2004年增加到220亿美元。1999年作
业水深已达2000 m, 2002年达3000 m。90年代以
来,全球获近百个深水油气发现,其中亿吨级储量规
模的超过30%。2000年,深水油气储量占海洋油气
储量的12. 3%,比10年前增长约8%。2004年,全
球海洋油气勘探获20个重大深水发现(储量大于
110×108桶)。1998-2002年有68个深水项目,约
15×108t油当量投产; 2003-2005年则增至144个
深水项目,约4216×108t油当量投产, 2004年深水
石油产量210×108,t约占世界石油产量的5%。
2 目前深水油气开发模式
深水油气开发设施与浅水油气开发设施不同,
其结构大多从固定式转换成浮式,因此开发方式和
方法也发生了变化。国外深水油气开发中常用的工
程设施有张力腿(TLP)平台、半潜式(SEMIOFPS)平
台、深吃水立柱式(SPAR)平台、浮式生产储油装置
(FPSO)以及它们的组合。
3 深水钻井关键技术
3.1 深水钻井设备
适用于深水钻井的主要是半潜式钻井平台和钻
井船2种浮式钻井装置。
3.1. 1 深水钻井船 钻井船是移动式钻井装置中
机动性最好的一种。其移动灵活,停泊简单,适用水
深范围大,特别适于深海水域的钻井作业。钻井船
主要由船体和定位设备2部分组成。船体用于安装
钻井和航行动力设备,并为工作人员提供工作和生
活场所。在钻井船上设有升沉补偿装置、减摇设备、
自动动力定位系统等多种措施来保持船体定位。自
动动力定位是目前较先进的一种保持船位的方法,
可直接采用推进器及时调整船位。全球现有38艘
钻井船,其中额定作业水深超过500 m的深水钻井
船有33艘,占总数的87%。在这33艘深水钻井船
中,有26艘正在钻井,有5艘正在升级改造。在现
有的深水钻井船中, 20世纪70年代建造的有10
艘, 80年代和90年代建造的各有7艘,其余9艘是
2000-2001年建造的。其中2000年建成的钻井船
最多,有8艘;其次是1999年,有4艘。目前在建的
7艘钻井船中,均是为3000多米水深建造的, 2007
年将建成1艘, 2008年和2009年将各建成3艘。
钻井船主要活跃在巴西海域、美国墨西哥湾和
西非海域。2006年7月初,正在钻井的26艘深水
钻井船分布在8个国家。其中巴西8艘,占1/3;其
次是美国,有6艘;安哥拉、印度和尼日利亚分别有
4艘、3艘和2艘;中国、马来西亚和挪威各1艘。
3.1. 2 半潜式钻井平台 半潜式钻井平台上部为
工作甲板,下部为2个下船体,用支撑立柱连接。工
作时下船体潜入水中,甲板处于水上安全高度,水线
面积小,波浪影响小,稳定性好、支持力强、工作水深
大,新发展的动力定位技术用于半潜式平台后,到本
世纪初,工作水深可达3000 m,同时勘探深度也相
应提高到9000~12 000 m。据Rigzone网站截至
2006年7月初的统计,全球现有165座半潜式钻井
平台,其中额定作业水深超过500 m的深水半潜式
钻井平台有103座,占总数的62%。在这103座深
水半潜式钻井平台中,有89座正在钻井,有11座正
在升级改造。其中31座是20世纪70年代建造的,
最长的已经服役30多年; 40座是20世纪80年代
建造的; 13座是90年代建造的; 19座是2000 -
2005年建造的。此外,还有24座深水半潜式钻井
平台正在建造。
深水半潜式钻井平台主要活跃在美国墨西哥
湾、巴西、北海、西非、澳大利亚和墨西哥海域。2006
年7月初,处于钻井中的89座深水半潜式钻井平台
分布在18个国家,其中美国最多, 24座,占总数的
27%;巴西17座,挪威10座,英国6座,澳大利亚、
墨西哥和尼日利亚各5座,其余国家各有1~3座。
3.2 深水定位系统
半潜式钻井平台、钻井船等浮式钻井装置在海
中处于飘浮状态,受风、浪、流的影响会发生纵摇、横
摇运动,必须采用可靠的方法对其进行定位。
动力定位是深水钻井船的主流方式。在现有的
深水钻井船中,只有6艘采用常规锚链定位(额定
作业水深不足1000 m),其余27艘都采用动力定位
(额定作业水深超过1000 m)。1000 m以上水深的
钻井船采用的都是动力定位,在建的钻井船全部采
用动力定位。
动力定位系统一般采用DGPS定位和声纳定位
2种系统。声纳定位系统的优点: (1)精确度高
(1% ~2% )、水深(最大适用水深为2500 m); (2)
信号无线传输(不需要电缆); (3)基本不受天气条
件的影响(GPS系统受天气条件的影响); (4)独
立,不需要依靠其他系统提供的信号。声纳定位系
统的缺点: (1)易受噪声的影响,如环境噪声、推进
器噪声、测试MWD等; (2)折射和阴影区; (3)信号
传输时间; (4)易受其他声纳系统的干扰,如多条船
在同一地方工作的情况。
3.3 大位移井和分支水平井钻井技术
海上钻井新技术发展较快,主要包括大位移井、
长距离水平钻井及分支水平井钻井技术。这些先进
技术在装备方面主要包括可控马达及与之配套的近
钻头定向地层传感器。在钻头向地层钻进时,近钻
头传感器可及时检测井斜与地层性质,从而使司钻
能够在维持最佳井眼轨迹方面及时做出决定。
由于水平井产量高,所以在国外海上油气田的
开发中已经得到了广泛的应用。目前,国外单井总
水平位移最大已经达11 000m。分支水平井钻井技
术是国际上海洋油气田开发广泛使用的技术,近年
来发展很快。利用分支井主要是为了适应海上需
要,减少开发油藏所需平台数量及平台尺寸(有时
平台成本占开发成本一半还多)。具体做法是从一
个平台(基础)钻一口主干井,然后从主干井上急剧
拐弯钻一些分支井,以期控制较大的泄油面积,或者
钻达多个油气层。
3.4 深水双梯度钻井技术
与陆地和浅海钻井相比,深海钻井环境更复杂,
容易出现常规钻井装备和方法难以克服的技术难
题:锚泊钻机本身必须承受锚泊系统的重量,给钻机
稳定性增加了难度;隔水管除了承受自身重量,还承
受严重的机械载荷,防止隔水管脱扣是一个关键问
题;地层孔隙压力和破裂压力之间安全钻井液密度
窗口窄,很难控制钻井液密度安全钻过地层;海底泥
线处高压、低温环境影响钻井液性能产生特殊的难
题;海底的不稳定性、浅层水流动、天然气水合物可
能引起的钻井风险等。国外20世纪60年代提出并
在90年代得到大力发展的双梯度钻井(DualGradi-
entDrilling,简称DGD)技术很好地解决了这些问题。
双梯度钻井技术的主要思想是: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;或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,有效控制井眼环
空压力、井底压力,克服深水钻井中遇到的问题,实
现安全、经济的钻井。
3.5 喷射下导管技术
海上浅水区的表层套管作业通常采用钻孔、下
套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,常规的钻孔/下套管/固井方式常
常比较困难,作业时间较长,对于日费高昂的深水钻
井作业显然不合适。目前国外深水导管钻井作业通
常采用“Jetting in”的方式。常规做法是在导管柱
(Φ914. 4 mm或Φ762 mm)内下入钻具,利用导管柱
和钻具(钻铤)的重量,边开泵冲洗边下入导管。
3. 6 动态压井钻井技术(DKD)
DKD(Dynamic killDrilling)技术是深水表层建
井工艺中的关键技术。该技术是一种在未建立正常
循环的深水浅层井段,以压井方式控制深水钻井作
业中的浅层气井涌及浅层水涌动等复杂情况的钻井
技术。其工作原理与固井作业中的自动混浆原理相
似,它是根据作业需要,可随时将预先配好的高密度
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,自动调解到所需密度的
钻井液,可直接供泥浆泵向井内连续不断地泵送。
在钻进作业期间,只要PWD和ROV监测到井下有
地层异常高压,就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,不需要循
环和等待配制高密度钻井液,真正意义上地实现边
作业边加重的动态压井钻井作业。
3. 7 随钻环空压力监测(APWD)
由于深水海域的特殊性,与浅水和陆地钻井相
比,部分的上覆岩层被水代替,相同井深上覆岩层压
力降低,使得地层孔隙压力和破裂压力之间的压力
窗口变得很窄,随着水深的增加,钻井越来越困难。
据统计,在墨西哥湾深水钻井中,出现的一系列问
题,如井控事故、大量漏失、卡钻等都与环空压力监
测有关。随钻环空压力测量原理是主要靠压力传感
器进行环空压力测量,可实时监测井下压力参数的
变化。它可以向工程师发出环空压力增加的危险报
警,在不破坏地层的情况下,提供预防措施使井眼保
持清洁。主要应用于实时井涌监测和ECD监控、井
眼净化状况监控、钻井液性能调整等,是深水钻井作
业过程中不可缺少的数据采集工具。
3. 8 随钻测井技术(LWD /MWD /SWD)
深水测井技术主要是指钻井作业过程中的有关
井筒及地层参数测量技术,包括LWD、MWD和
SWD测井技术。
由于深水钻井作业受到高作业风险及昂贵的钻
机日租费的影响,迫使作业者对钻井测量技术提出
了多参数、高采集频率和精度及至少同时采用2套
不同数据采集方式的现场实时数据采集和测量系
统,并且具有专家智能分析判断功能的高标准要求。
目前最常用的定向测量方式是MWD数据测量
方式,这种方式通常只能测量井眼轨迹的有关参数,
如井斜角、方位角、工具面。LWD是在MWD基础
上发展起来的具有地层数据采集的随钻测量系统,
较常规的MWD增加了用于地层评价的电阻率、自
然伽马、中子密度等地层参数。具有地质导向功能
的LWD系统可通过近钻头伽马射线确定井眼上下
2侧的地层岩性变化情况,以判断井眼轨迹在储层
中的相对位置;利用近钻头电阻率确定钻头处地层
的岩性及地层流体特性以及利用近钻头井斜参数预
测井眼轨迹的发展趋势,以便及时做出调整,避免钻
入底水、顶部盖层或断裂带地层。
随钻地震(SWD)技术是在传统的地面地震勘
探方法和现有的垂直地震剖面(VSP———Vertical
Seismic Profiling)的基础上结合钻井工程发展起来
的一项交叉学科的新技术。其原理是利用钻进过程
中旋转钻头的振动作为井下震源,在钻杆的顶部、井
眼附近的海床埋置检波器,分别接收经钻杆、地层传
输的钻头振动的信号。利用互相关技术将钻杆信号
和地面检波器信号进行互相关处理,得到逆VSP的
井眼地震波信息。也就是说,在牙轮钻头连续钻进
过程中,能够连续采集得到直达波和反射波信息。
3.9 深水钻井液和固井工艺
随着水深度的加大,钻井环境的温度也将越来
越低,温度降低将会给钻井以及采油作业带来很多
问题。比如说在低温情况下,钻井液的流变性会发
生较大变化,具体表现在黏、切力大幅度上升,而且
还可能出现显著的胶凝现象,再有就是增加形成天
然气水合物的可能性。目前主要是在管汇外加绝缘
层。这样可以在停止生产期间保持生产设备的热
度,从而防止因温度降低而形成水合物。
表层套管固井是深水固井的难点和关键点。海
底的低温影响是最主要的因素。另外由于低的破裂
压力梯度,常常要求使用低密度水泥浆。深水钻井
的昂贵日费又要求水泥浆能在较短的时间内具有较
高的强度。
3.10 深水钻井隔水管及防喷器系统
深水钻井的隔水管主要指从海底防喷器到月池
一段的管柱,主要功能是隔离海水、引导钻具、循环
钻井液、起下海底防喷器组、系附压井、放喷、增压管
线等作用。在深水钻井当中,隔水管柱上通常配有
伸缩、柔性连接接头和悬挂张力器。在深水中,比较
有代表性的是Φ533. 4 mm钻井隔水管,平均每根长
度为15. 2~27. 4 m。为减小由于钻井隔水管结构
需要和自身重量对钻井船所造成的负荷,在钻井隔
水管外部还装有浮力块。这种浮力块是用塑料和类
似塑料材料制成的,内部充以空气。在钻井隔水管
外部,还有直径处于50~100 mm范围的多根附属
管线。在深水钻井作业过程中,位于泥线以上的主
要工作构件从下向上分别是:井口装置、防喷器组、
隔水管底部组件、隔水管柱、伸缩短节、转喷器及钻
井装置,井口装置通常由作业者提供。
4 结论
深水石油钻井是一项具有高科技含量、高投入
和高风险的工作,其中喷射下导管技术、动态压井钻
井技术、随钻环空压力监测、随钻测井技术、ECD控
制等技术是深水钻井作业成功的关键。钻井船、隔
水管和水下防喷器等设备的合理选择也是深水钻井
作业成功的重要因素。另外,强有力的后勤支持和
科学的作业组织管理是钻井高效和安全的重要保
障。
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穿鞋：由于固井施工中出现了不可预见情况，可能导致固井质量问题为避免影响固井质量而采取的在衬管底部留灰塞的方法。适用情况：由于某种原因导致未压塞而不得不进行固井时，比如：钻杆胶塞损坏、钻杆胶塞中途遇阻、无钻杆胶塞等等。盖帽：由于固井过程中堵漏未成功或地层出现异常高压等因素影响，为了确保固井质量而采取的在悬挂器上部留塞的措施。适用情况：①固井前堵漏未成功或固井过程中发生井漏失； ②固井过程中出现地层异常高压（汽窜），需要采用高比水泥浆进行压井； ③阻流环失效；
