深水无隔水管开式钻井超浅层高造斜率水平井钻柱动力学

《Journal of Marine Science and Engineering》：Drill String Dynamics in Deepwater Open-Loop Drilling of an Ultra-Shallow High-Build-Rate Horizontal Well

　　

在深水开式钻井的超浅层高造斜率水平井中，钻柱跨越裸露海水段、泥线过渡段和受约束的井下段。已有研究尚未建立覆盖全柱的统一耦合动力学模型，其响应规律与参数控制机制仍未得到充分认识。本研究以南海某区块的表层井段作业为例，根据实测井眼轨迹建立了六自由度空间Euler–Bernoulli梁有限元模型。在一个统一框架内耦合了结构与流体惯性、轴向变化力引起的几何刚度、Morison型海流载荷、用于涡激振动（VIV）的尾流振子模型、井壁接触与摩擦以及钻头载荷。采用广义-α法进行时间离散，并通过步内迭代求解多种作业工况下的非线性动力平衡方程。在基准工况下，顺流向位移峰值为6.3–6.4 m，出现在海水段中部；横流向位移峰值约为0.43 m，最大弯矩约为36 kN·m，最大等效应力约为230 MPa。高内力值集中于泥线过渡段和底部钻具组合（BHA）上部，显示出变形与内力的空间分离。表层海流速度控制顺流向响应幅值：将流速由0.4 m/s增至0.8 m/s时，顺流向位移峰值增大约230%。钻压（WOB）对整体变形影响有限，主要作用于近钻头局部井段。上述结果为类似深水开式钻井作业中钻柱动力学的机理分析与参数控制提供了数值参考。

该研究发表于《Journal of Marine Science and Engineering》。随着浅水及陆上常规油气资源持续递减，深水成为增储的重要方向。南海深水区海底300 m以内存有丰富的超浅层天然气资源，但地层软弱、压力窗口极窄且浅层气风险高，这些资源长期被视为钻井风险段而未开发。无隔水管钻进和双梯度压力控制等技术的进步改变了这一认识，使浅层气从钻井风险源转变为潜在可规模化开发的清洁能源；同时，海底浅层CO₂水合物多相封存也在被探索用于碳捕集、利用与封存（CCUS）。深水开式钻井在超浅层高造斜率水平井中的应用正在扩展。该工况下，钻柱同时跨越裸露海水段、泥线过渡段和受约束的井下段，承受海洋环境载荷、高曲率井眼约束和井底钻进的联合激励，其动力学行为明显比常规钻井复杂。已有研究分别涉及无隔水管钻柱的流致振动、弯曲井眼内非线性钻柱动力学、海洋细长结构涡激振动（VIV）以及井底钻具组合（BHA）接触，但尚未建立覆盖海水段、泥线过渡段和高造斜率井下段的统一耦合全柱模型，相关响应规律和参数控制机制亦认识不足。因此，研究人员以南海某区块超浅层高造斜率水平井的表层井段作业为对象，基于实测井眼轨迹开展了全柱动力学建模与多工况求解。

研究人员开展研究时采用的主要关键技术方法可概括为：建立六自由度空间Euler–Bernoulli梁有限元模型，依据实测井斜和方位轨迹进行三次样条插值离散；在统一框架中耦合结构与流体惯性、随轴向力变化的几何刚度、Morison型海流载荷、尾流振子VIV模型、井壁接触摩擦和钻头载荷；采用广义-α法进行时间离散，并在每个时间步内迭代求解非线性动力平衡方程；利用Chen等公开的8 m算例进行外部模型校验，同时开展网格无关性和时间步无关性检验。研究井位为南海某区块一口实际深水井的超浅层高造斜率水平井表层井段，井底测量深度约1725 m，泥线位于1555 m，BHA位于1605–1725 m，钻头位于1725 m。

5.1 钻柱变形与力学响应

通过对基准工况下钻柱变形的时空分布、最大位移剖面和功率谱密度（PSD）分析发现，顺流向位移沿钻柱形成中间宽幅鼓包，峰值6.3–6.4 m，位于海水段中部；横流向位移峰值约0.43 m，集中在近钻头短井段，呈现随时间和空间变化的交错条带。高弯矩和高von Mises等效应力集中在泥线过渡段与BHA上部，最大弯矩约36 kN·m，最大等效应力约230 MPa。这表明钻柱变形与内力峰值在空间上分离：无约束海水段发生大挠度柔性变形，而造斜段和BHA处因井壁约束和接触承受高内力。谱分析显示海水段中部横流向响应约0.57 Hz，与理论旋涡脱落频率和低阶横向固有频率接近，发生锁频；近钻头谱含高次谐波和宽带基底，表明间歇井壁接触与尾流动力耦合共同作用。

5.2 表层海流速度对钻柱变形和力学响应的影响

通过比较表层流速0.4、0.5、0.6和0.8 m/s时的响应，流速升高使顺流向位移峰值从约6.1 m非线性增至约20–22 m，增大约230%，峰值位置基本保持在中部海水段。受Morison拖曳力中速度平方项控制，流速增大显著增强水动力载荷；同时，涡激振动会叠加在准静态大变形背景上形成周期性波纹。横流向位移幅值约为0.28–0.34 m，随流速呈非单调变化，对流速的敏感性低于顺流向，这归因于VIV锁频状态、尾流振子耦合与井壁接触限幅的共同作用。弯矩和等效应力总体随流速升高而增大，0.8 m/s时峰值弯矩约42 kN·m，等效应力约330 MPa，且内力峰值仍位于近钻头段。

5.3 WOB对钻柱变形和力学响应的影响

WOB从30 kN增至60 kN时，顺流向位移峰值仅由约5.3 m增至6.4 m，剖面形态和峰值位置变化很小，表明钻压对整体顺流向变形控制有限。横流向位移和近钻头局部内力随WOB呈非单调变化。近钻头处轴向压力与临界屈曲力之比约为0.25–0.35，钻柱仍处于亚临界状态，因此WOB主要通过轴向几何刚度小幅降低有效侧向刚度，并通过钻头-岩石作用改变井底约束、接触载荷和摩擦阻尼。由于开式钻井中海水段占比大而全柱整体刚度较低，WOB的影响主要局限在近钻头井段。

5.4 参数交互与敏感性分析

采用表层流速和WOB的两水平全因子设计，流速低高水平分别为0.4 m/s和0.8 m/s，WOB低高水平分别为30 kN和60 kN。对顺流向位移峰值，流速主效应贡献约92%，WOB主效应和流速-WOB交互作用均小于5%；对横流向位移峰值，流速、WOB和交互作用贡献分别约为45%、38%和17%；对最大等效应力，三者贡献分别约为65%、25%和10%。这表明流速是全柱顺流向响应的主控参数，WOB是近钻头局部响应的重要调节参数，二者交互作用对横流向和局部应力影响明显。

综合讨论可归纳为：变形与内力空间分离源于不同约束分布和载荷路径，海水段缺少横向约束而表现为大变形，泥线过渡段和BHA则因井壁接触与曲率约束形成高内力区；流速通过平方型拖曳力和VIV锁频控制整体变形，但井壁接触会削弱横流向对流速的敏感性；WOB通过几何刚度改变全柱侧向刚度，但由于未达到屈曲临界状态，其影响主要表现为近钻头处的接触约束和非线性耦合。

该文研究结论如下：（1）钻柱动力学表现出显著的空间分异。基准工况下，顺流向位移峰值6.3–6.4 m，位于海水段中部；横流向位移峰值约0.43 m；最大弯矩约36 kN·m；最大等效应力约230 MPa。高内力集中分布于泥线过渡段和BHA上部，约束分布和载荷路径差异使变形峰值与内力峰值在空间上分离。（2）表层海流速度是顺流向响应的主控参数。流速从0.4 m/s增至0.8 m/s使顺流向位移峰值增大约230%，并呈非线性增长，内力同步升高；横流向位移呈非单调变化且增幅小，原因是Morison阻力的速度平方效应、VIV锁频以及井壁接触限幅共同作用。（3）WOB对整体顺流向变形控制有限。WOB从30 kN增至60 kN仅使顺流向位移峰值增大约21%，横流向位移与近钻头内力呈非单调变化；WOB通过轴向几何刚度轻微降低有效侧向刚度，但钻柱处于亚临界状态，其主要影响集中在井底附近，并通过与尾流锁定的耦合产生局部非线性响应。该研究属于确定性数值机理分析，后续应引入海流剖面、井壁摩擦系数和地层力学参数的随机分布开展不确定性量化，以支持基于风险的工作窗口划分。