路保平， 侯緒田， 柯 珂

（中國石化石油工程技術(shù)研究院，北京 102206）

北極地區(qū)蘊藏著豐富的油氣資源，約儲存有全球30%的天然氣和13%的石油[1–3]。目前，我國油氣資源對外依存度已逼近70%，在有效保護生態(tài)環(huán)境的前提下積極參與北極油氣和礦產(chǎn)資源的開發(fā)，對我國油氣資源戰(zhàn)略安全和“一帶一路”建設(shè)具有重要意義。2018年1月26日，中國政府發(fā)布了《中國的北極政策》白皮書，將各方共建冰上絲綢之路作為中國針對北極地區(qū)開發(fā)的重要構(gòu)想，這標志著從油氣合作到拓展“一帶一路”建設(shè)，中國全面開啟了在北極區(qū)域的國際合作[4]。中國石化在“十一五”和“十二五”期間積極參與薩哈林冷海油氣合作項目，獨立完成了南阿什1井等7口井的鉆井施工，初步形成了適用于亞北極冷海區(qū)域的優(yōu)快鉆井配套技術(shù)、冷海井控關(guān)鍵技術(shù)、低溫鉆井液技術(shù)、快凝固井水泥漿技術(shù)、鉆井完井環(huán)保技術(shù)等冷海鉆井關(guān)鍵技術(shù)[5–8]。2015年，中國石化與俄羅斯石油公司簽訂了《共同開發(fā)魯斯科耶油氣田和尤魯勃切諾–托霍姆油氣田合作框架協(xié)議》，并開展了相關(guān)油氣合作項目[9]，鉆井作業(yè)逐漸進入北極圈以內(nèi)，作業(yè)環(huán)境與地質(zhì)條件更為惡劣復(fù)雜，環(huán)保要求更為嚴苛，施工難度更大。

為了降低極地冷海鉆井作業(yè)風險與成本，“十三五”期間，中國石化以解決極低溫及大溫變條件下固體、流體和地層特性及其變化機制這一重要科學問題，以及鉆井設(shè)備、鉆井工具、鉆井工藝、井筒工作流體的“冷”適應(yīng)性問題為核心，圍繞鉆井災(zāi)害風險評價控制與環(huán)保技術(shù)、低溫鉆機設(shè)計與關(guān)鍵工具研制、鉆井工藝與井筒工作液等關(guān)鍵技術(shù)開展探索研究，在極地淺層地質(zhì)災(zāi)害定量風險評價技術(shù)、–50 ℃低溫軌道鉆機及鉆井工具、凍土層井壁穩(wěn)定性評價與控制技術(shù)、低溫管柱強度校核與設(shè)計技術(shù)、低溫鉆井液與固井水泥漿等關(guān)鍵工作液體系等工程技術(shù)取得了重大進展，初步形成了極地冷海鉆井關(guān)鍵技術(shù)體系，為解決北極冷海油氣勘探開發(fā)難題奠定了堅實的基礎(chǔ)。

1 極地冷海鉆井挑戰(zhàn)和技術(shù)現(xiàn)狀

1.1 極地冷海鉆井面臨的挑戰(zhàn)

北極地區(qū)自然條件惡劣，地質(zhì)條件復(fù)雜，生態(tài)環(huán)境極其脆弱，油氣勘探開發(fā)面臨著路途遙遠、環(huán)保要求嚴苛、極低溫、冰山、極夜、浮冰、強風暴雪、永久凍土層、地震頻發(fā)和深水環(huán)境等多項挑戰(zhàn)[10–15]。

1）極度嚴寒、強風暴雪和巨厚浮冰會對人身安全造成極大風險、對鉆井裝備的性能要求高，且作業(yè)窗口短。北極地區(qū)氣候寒冷，最低可達–70 ℃，對人員生命安全、鉆井裝備及配套設(shè)備安全運載都提出了嚴峻考驗，特別是暴風雪、急速季風和浮冰，對鉆井平臺結(jié)構(gòu)和立管系統(tǒng)的抗載強度提出了更高要求。另外，北極地區(qū)冬長夏短，作業(yè)時間窗口有限，全年平均可進行鉆井作業(yè)的時間不到90 d，這對鉆井作業(yè)的組織安排要求很高。

2）地質(zhì)條件復(fù)雜，永久凍土、天然氣水合物、淺層氣廣泛分布，鉆井過程中易發(fā)生井下故障，安全高效鉆井面臨嚴重挑戰(zhàn)。極地凍土層厚達千米，天然氣水合物和淺層氣賦存，鉆井過程中極易出現(xiàn)凍土融化和天然氣水合物分解，造成井壁坍塌和井口下沉，井控和井筒安全面臨很大挑戰(zhàn)。冷海淺部地層欠壓實，承載力低，安全密度窗口窄，鉆井過程中易發(fā)生井眼失穩(wěn)、井漏等井下故障。受環(huán)境、氣候和設(shè)備的限制，作業(yè)時效低，資金投入大，鉆井成本非常高。

3）環(huán)境條件惡劣，路途遙遠、基礎(chǔ)設(shè)施匱乏，后勤保障難度大。北極區(qū)域地處偏遠，人跡罕至，缺少基礎(chǔ)設(shè)施，不具備鉆井設(shè)備、工具和生活材料供給、儲備條件，大型設(shè)備和生活物資運輸艱難，使后勤保障成本高、風險大，易導致鉆井周期大幅延長、鉆井失敗甚至危及人員生命安全。

4）環(huán)境脆弱，生態(tài)敏感，環(huán)保要求嚴苛。北極地區(qū)環(huán)境脆弱，承載能力低，生態(tài)系統(tǒng)敏感，油氣勘探開發(fā)作業(yè)及其潛在的原油泄漏極易造成生態(tài)永久性破壞，危害巨大。周邊國家和國際組織高度重視北極地區(qū)環(huán)境安全，環(huán)保要求嚴苛，鉆井完井作業(yè)“零”排放的成本非常高。

5）鉆井完井新技術(shù)、新工具的現(xiàn)場試驗難度大。目前，我國在北極地區(qū)沒有油氣田區(qū)塊，也沒有能夠開展現(xiàn)場試驗新技術(shù)新工具的油氣田開發(fā)項目；雖然有相關(guān)的中俄油氣合作項目，但由于我國極地油氣開發(fā)技術(shù)的競爭力不強，大部分項目并不是作業(yè)者，缺乏話語權(quán)，因而很難將自主研發(fā)的新技術(shù)、新工具納入油氣井工程設(shè)計方案，導致現(xiàn)場試驗難度較大，不利于我國極地冷海鉆井完井技術(shù)的快速發(fā)展。

1.2 極地冷海鉆井技術(shù)現(xiàn)狀

目前，西方發(fā)達國家經(jīng)過多年的技術(shù)沉淀，已經(jīng)在極地冷海油氣勘探開發(fā)方面積累了較為豐富的經(jīng)驗，按照極地油氣區(qū)塊作業(yè)環(huán)境分類，在陸地、灘淺海、淺水及中深水等作業(yè)領(lǐng)域分別具備了以下能力：1）具備了–50 ℃溫度下陸地油氣勘探、鉆井完井及生產(chǎn)能力；2）具備了灘淺海（水深＜30 m）、常年冰（浮冰厚度1.5 m）及冰脊等較重冰情條件下的鉆井完井及生產(chǎn)能力；3）具備了–20 ℃溫度下淺水至中深水海域（30 m≤水深＜1500 m）、無冰或少冰等較輕冰情條件下的鉆井完井和生產(chǎn)能力；4）形成了人工島+海底管道、混凝土重力式平臺+穿梭油輪、導管架平臺+海底管道、海油陸采（大位移井的最大水平位移已達12 130 m）、海上浮式生產(chǎn)泄油裝置（FPSO）+水下系統(tǒng)、浮式平臺+海底管道和水下生產(chǎn)系統(tǒng)+陸上終端等7種開發(fā)模式[16–17]。

我國極寒條件下鉆井完井技術(shù)研究、裝備研發(fā)起步較晚，目前已具備了一定的極寒陸地、灘淺海、淺水鉆井完井能力：1）具備–30 ℃溫度條件下陸地井深8 000 m油氣井鉆井完井能力，鉆遇凍土層厚度＜3 m，無永久性凍土層鉆進井例；2）具備–10 ℃溫度、無冰條件下淺水（水深＜100 m）井深 7 000 m油氣井鉆井完井能力。通過多年的技術(shù)攻關(guān)，初步形成了“三淺”災(zāi)害風險評價與控制技術(shù)和以地震解釋剖面+層速度相結(jié)合的“三淺”災(zāi)害風險定量預(yù)測方法，研制了深水低溫鉆井液體系（4 ℃和30 ℃的表觀黏度比小于2，泥頁巖滾動回收率大于90%，能有效抑制天然氣水物生成）及深水低溫早強水泥漿體系（4 ℃ 溫度下 8 h 抗壓強度≥3.5 MPa）。

1.3 極地冷海鉆井需要解決的關(guān)鍵技術(shù)問題

1）極地冷海鉆井作業(yè)環(huán)境風險因素的準確識別、風險的科學評價與災(zāi)害的有效控制問題[18]。極地冷海鉆井面臨著惡劣氣象條件、凍土層、淺層地質(zhì)災(zāi)害（淺層氣與天然氣水合物地層）等典型作業(yè)環(huán)境風險因素，輕則造成井下故障，重則導致鉆井失敗、平臺報廢和人員傷亡[19]。因此，對這些風險因素進行準確識別，并對由此產(chǎn)生的工程風險進行科學評價，形成一套行之有效的應(yīng)對措施和處理方法，規(guī)避災(zāi)害性事故的發(fā)生，是實現(xiàn)極地冷海安全鉆井的前提和基礎(chǔ)。

2）適用于低溫條件下的鉆井關(guān)鍵裝備及工具的設(shè)計與研制問題。與常溫相比，鉆井關(guān)鍵裝備及工具的材料特性在低溫條件下有明顯變化，例如部分材料脆性增強、強度降低、密封失效等，從而易導致設(shè)備及工具損壞失效、鉆井作業(yè)中斷，不但會造成井下故障的發(fā)生，而且使鉆井成本大幅增加[20–22]。因此，對適用于低溫環(huán)境（–50 ℃）的鉆井關(guān)鍵裝備及工具的設(shè)計與制造技術(shù)開展研究，研發(fā)或優(yōu)選適應(yīng)極寒條件的特殊材料，優(yōu)化密封、潤滑形式，研制適用于低溫環(huán)境的新型鉆井工具，提升鉆井關(guān)鍵裝備及工具的可靠性和穩(wěn)定性，為安全高效鉆井奠定堅實的硬件基礎(chǔ)。

3）鉆井工藝與井筒工作液在低溫–高溫條件下的適應(yīng)性問題。北極地區(qū)大陸凍土層平均厚度為400～900 m，最厚達 1 400 m，而北極海域從海面至泥線水體溫度為–4～2 ℃，因此，極地冷海鉆井時上部井筒處于低溫環(huán)境中（約0 ℃），這對鉆井液、水泥漿性能造成較大影響，也使井筒溫度壓力分布與常規(guī)井筒有較大區(qū)別，需要對現(xiàn)有鉆井參數(shù)優(yōu)化設(shè)計方法進行改進。隨著井深增加，地層溫度逐漸升高，井筒流體與地層、管柱持續(xù)熱交換，使上部井眼中井筒流體溫度不斷升高，導致上部地層中的孔隙流體融化，改變其巖土、巖石力學性能，極易發(fā)生井眼失穩(wěn)問題[23–26]；同時，還會導致管柱與地層、管柱與管柱環(huán)空間的流體受熱膨脹，產(chǎn)生環(huán)空帶壓現(xiàn)象，致使管柱失效。因此，解決好鉆井工藝與井筒工作液在低溫–高溫條件下的適應(yīng)性問題，對減少井下故障、提高作業(yè)效率、實現(xiàn)高效鉆井至關(guān)重要。

2 主要技術(shù)進展

在已有極地冷海鉆井研究成果的基礎(chǔ)上，“十三五”期間，中國石化石油工程技術(shù)研究院牽頭，聯(lián)合中國石化石油機械股份有限公司、中國石油大學（北京）、中國石油大學（華東）等單位共同開展了國家重點研發(fā)計劃項目“極地冷海鉆井關(guān)鍵技術(shù)研究”，在淺層災(zāi)害定量風險評價、低溫鉆機設(shè)計與制造、凍土層井壁穩(wěn)定性評價、安全鉆井液密度窗口與溫度窗口的確定方法、極地海油陸采萬米大位移井鉆井設(shè)計、低溫防凍型鉆井液和低溫早強水泥漿體系等工程技術(shù)方面均取得了重要進展，為我國形成極地冷海鉆井技術(shù)體系和提高北極油氣鉆井作業(yè)能力奠定了良好基礎(chǔ)。

2.1 淺層災(zāi)害定量風險評價技術(shù)

針對極地冷海地區(qū)廣泛分布的淺層氣和天然氣水合物，基于聲學及沉積學基礎(chǔ)理論，建立了淺層氣和天然氣水合物地層縱波速度與孔隙度、密度、顆粒骨架結(jié)構(gòu)、含氣（水）量、天然氣水合物飽和度的關(guān)系數(shù)學模型[27]。針對淺層氣、天然氣水合物的賦存條件，建立了國內(nèi)首個能夠模擬–30 ℃、20 MPa作業(yè)環(huán)境的淺層地質(zhì)災(zāi)害聲波特征識別模擬試驗裝置（見圖1），并以此為基礎(chǔ)形成了制備模擬地層和測量系列聲學參數(shù)的方法。依據(jù)目標區(qū)域?qū)嶋H地層土質(zhì)、巖性特征，通過室內(nèi)試驗，建立了淺層氣和天然氣水合物風險定量預(yù)測圖版（見圖2），結(jié)合地球物理解釋資料可以評價淺層氣壓力及天然氣水合物飽和度范圍，定量預(yù)測淺層地質(zhì)災(zāi)害的發(fā)生概率，明確淺層地質(zhì)災(zāi)害的嚴重級別，并據(jù)此制定了淺層地質(zhì)災(zāi)害級別的評價標準、控制方法和作業(yè)措施。該方法在北極亞馬爾、亞北極薩哈林等區(qū)塊的10余口井中成功應(yīng)用，淺層氣壓力的預(yù)測精度達到90%以上，天然氣水合物飽和度的預(yù)測精度達到85%以上[28]。

圖1 淺層地質(zhì)災(zāi)害聲波特征識別模擬試驗裝置Fig.1 Simulation system for the acoustic identification of shallow hazards

圖2 淺層氣與天然氣水合物風險定量預(yù)測圖版Fig.2 Shallow gas and gas hydrate risk quantitative prediction chart

2.2 低溫鉆機設(shè)計與制造技術(shù)

1）針對低溫環(huán)境下金屬材料脆性增強的問題，開展了結(jié)構(gòu)件和軸類零件的金屬材料低溫性能研究和熱處理工藝研究。在國家標準《低合金高強度結(jié)構(gòu)鋼》（GB/T 1591—2008）中包含的合金鋼材料中，選取低溫韌性較好的Q345E鋼，對不同規(guī)格、不同批次的Q345E鋼板進行–50 ℃溫度下的低溫沖擊試驗（結(jié)果見表1），并對沖擊功較高的Q345E鋼進行了化學成分統(tǒng)計分析，結(jié)果表明，Q345E鋼材料的硫、磷含量小于0.010%，低溫沖擊功符合設(shè)計和標準要求[29]。通過評價幾種軸類零件常用合金鋼的低溫韌性，選用40CrNiMo合金鋼作為制作極地鉆機軸類零件的材料。采用多種熱處理工藝對40CrNiMo合金鋼進行處理后，再在–50 ℃溫度下進行沖擊試驗（結(jié)果見表2），結(jié)果表明：40CrNiMo合金鋼經(jīng)過2～5號熱處理工藝處理后，其強度和低溫韌性均能滿足設(shè)計要求，綜合考慮抗拉強度、屈服強度、延伸率和沖擊功，3號熱處理工藝最優(yōu)。

表1 不同規(guī)格Q345E鋼板–50 ℃下的沖擊試驗結(jié)果Table 1 Impact test results of Q345E steel plates with different specifications at –50 °C

表2 40CrNiMo合金鋼采用不同熱處理工藝后的低溫沖擊試驗結(jié)果Table 2 Low-temperature impact test results of 40CrNiMo alloy steel treated with different heat treatment processes

針對焊接過程中焊接參數(shù)對金屬材料低溫韌性的影響問題，開展了不同焊接參數(shù)條件下焊接接頭的組織和性能研究，采用焊接熱模擬方法，繪制了低溫條件下結(jié)構(gòu)件材料的熱循環(huán)連續(xù)冷卻曲線，優(yōu)選合理的熱輸入值并確定合適的焊接工藝參數(shù)。使用優(yōu)選的焊接參數(shù)焊接Q345E鋼板，并對焊接部位進行強度測試和低溫沖擊試驗，結(jié)果滿足設(shè)計和標準要求。

2）針對極地大風、低溫等惡劣環(huán)境條件及油氣井大位移、叢式井等作業(yè)要求，開展了鉆機總體布局、關(guān)鍵部件及系統(tǒng)低溫適應(yīng)性、熱平衡分析等研究，完成了塔形井架、箱疊式底座、四電機雙減速箱驅(qū)動絞車等關(guān)鍵部件的設(shè)計方案和熱平衡分析，形成了在雙排導軌上滑移、分層布置、加熱保溫的鉆機整體設(shè)計方案，具有整體滑移、可叢式井作業(yè)、抗風雪穩(wěn)定性強的特點。

2.3 低溫鉆頭及鉆具的研制

1）針對極寒地區(qū)惡劣鉆井條件，完成了極地鉆井鉆頭設(shè)計。通過室內(nèi)試驗確定了鎳含量、宏晶碳化鎢和鑄造碳化鎢混合粉、燒結(jié)碳化鎢和鑄造碳化鎢混合粉對鉆頭胎體性能的影響，確定了10%鎳+燒結(jié)碳化鎢與鑄造碳化鎢混合粉+銅鎳錳鋅粘結(jié)金屬的金剛石鉆頭基體材料配方。通過研究粘結(jié)金屬和胎體粉性能，優(yōu)選了90% 121粉+10%結(jié)晶W粉+JZ-2粘結(jié)金屬的孕鑲金剛石鉆頭基體材料配方，并優(yōu)選了金剛石鉆頭鋼材、組焊和釬焊焊材。同時，研究形成了輪廓線、力平衡和防回旋、自動調(diào)節(jié)切削深度、側(cè)向移動調(diào)節(jié)和穿夾層設(shè)計等技術(shù)，針對不同需求[30]，完成了金剛石鉆頭、孕鑲金剛石鉆頭和取心金剛石鉆頭的設(shè)計。

2）研制了極地鉆井井下動力工具。通過研究螺桿鉆具橡膠材料的增塑體系、生膠體系、硫化體系和防老化體系，開發(fā)了一種高性能定子橡膠配方，解決了螺桿鉆具在–50 ℃下存儲和180 ℃下使用的問題，其力學性能變化率小于4%。攻克了螺桿鉆具防掉桿和傳動軸防掉設(shè)計技術(shù)（見圖3），提高了螺桿鉆具在深井使用的安全性。形成了渦輪鉆具解卡和防掉工具、PDC軸承、高性能動環(huán)盤和靜環(huán)盤結(jié)構(gòu)等技術(shù)（見圖4），提高了渦輪鉆具的動力性能和安全性能。

圖3 螺桿鉆具的基本結(jié)構(gòu)Fig.3 Basic structure of the PDM (Positive Displacement Motor)

圖4 PDC軸承的基本結(jié)構(gòu)Fig.4 Basic structure of the PDC bearing

2.4 凍土層井壁穩(wěn)定性評價方法

在漠河、巴倫支堡地區(qū)進行了永久凍土采樣，并進行了全巖礦物分析與基礎(chǔ)物性測試，形成了人造凍土試樣的制備方法，建立了–25～25 ℃溫度下的巖石力學試驗系統(tǒng)（見圖5）與試驗方法，開展了不同溫度下的凍土強度試驗、凍土聲學響應(yīng)試驗、不同圍壓與溫度條件下的凍土蠕變試驗，揭示了凍土特征參數(shù)隨溫度、埋深變化的規(guī)律（見圖6）；建立了井筒–凍土層傳熱模型，研究了鉆井循環(huán)條件下鉆井液溫度對井周凍土層溫度分布、應(yīng)力分布的影響規(guī)律，確定了凍土層井眼失穩(wěn)的主要形式及原因，揭示了井筒傳熱、井周凍土中凍結(jié)水融化、凍土強度降低、井壁應(yīng)力大于凍土強度和井壁應(yīng)變超過凍土可允許塑性變形極限導致井壁失穩(wěn)的機理；建立了凍土層衰減蠕變井眼收縮計算模型，基于凍土層溫度場和應(yīng)力場的坍塌壓力、破裂壓力模型與凍土層壓力剖面，從而形成了凍土層井壁穩(wěn)定預(yù)測與評價方法，并提出了凍土層鉆井安全鉆井液密度和溫度窗口的確定方法。

圖5 低溫巖石力學試驗系統(tǒng)的基本組成Fig.5 Basic composition of the rock mechanics test system at a low temperature

圖6 埋深600 m凍土抗壓強度隨圍壓和溫度的變化曲線Fig.6 Curves representing the compressive strength of(600 m deep) permafrost with confining pressure and temperature

2.5 萬米大位移井鉆井優(yōu)化設(shè)計技術(shù)

針對極地大位移井鉆井面臨的鉆具易屈曲、巖屑床厚、摩阻高、扭矩大等技術(shù)難題，開展了以大位移井鉆井管柱力學分析、水平段延伸極限計算方法、大位移井關(guān)鍵裝備配套方案為重點的攻關(guān)研究，形成了分別基于機械延伸極限、水力和裸眼延伸極限的大位移井鉆井優(yōu)化設(shè)計技術(shù)。建立了長水平段鉆進管柱力學模型、環(huán)空壓耗和破裂壓力計算模型，并以此為基礎(chǔ)，建立了旋轉(zhuǎn)鉆井井眼延伸極限的定量預(yù)測模型，繪制了不同條件下井眼延伸極限的預(yù)測圖版（見圖7），并提出了以增大井眼延伸極限為核心的鉆井優(yōu)化設(shè)計原則和方法（主要包括井眼軌道、導向鉆具組合及井下減阻工具的優(yōu)化設(shè)計準則）[31]。綜合考慮實鉆地層和環(huán)空多相流、環(huán)空巖屑濃度和環(huán)空波動壓力等參數(shù)的影響，研究了連續(xù)油管鉆井裸眼延伸極限，擴展和完善了破巖鉆進、管柱上提和下放時的大位移井裸眼延伸極限預(yù)測模型[32]，并提出了一種將大位移井分成下部大斜度井段和上部常規(guī)井段的管柱優(yōu)化設(shè)計方法、基于裸眼和水力延伸極限的鉆井優(yōu)化設(shè)計方法[33]。萬米大位移井鉆井優(yōu)化設(shè)計方法在薩哈林北維尼Z-42井進行了試驗，該井完鉆井深 12 700 m，水平位移為 11 739 m，垂深為2 338 m，位垂比高達 5.02。

圖7 不同條件下井眼延伸極限預(yù)測圖版Fig.7 Prediction chart for borehole extension limits under different conditions

2.6 低溫防凍型鉆井液體系

針對極地低溫環(huán)境下常規(guī)鉆井液流變性調(diào)控困難、凍土層易井眼失穩(wěn)、環(huán)境保護要求嚴苛等技術(shù)難題[34–36]，開展了鉆井液低溫流變性影響規(guī)律研究及超低溫鉆井液基液的研發(fā)，優(yōu)選了多糖類聚合物低溫流性調(diào)節(jié)劑、淀粉類低溫降濾失劑、復(fù)合鹽醇防凍劑及天然氣水合物抑制劑等關(guān)鍵處理劑，形成了2套低溫鉆井液體系：0～4 ℃低溫鉆井液基礎(chǔ)配方為3.00%膨潤土漿+2.00%泥頁巖抑制劑SDJA+0.15%流性調(diào)節(jié)劑XC+0.40%聚合物降濾失劑JLS-2+0.30%淀粉類降濾失劑CMS + 20.00%NaCl；–25～0 ℃低溫鉆井液基礎(chǔ)配方為20.00%防凍劑EG+25.00%NaCl+0.30%流性調(diào)節(jié)劑XC+0.30%低溫降濾失劑RHPT-2+0.30%淀粉類降濾失劑CMS+2.00%封堵劑CG+ 2.00%低溫潤滑劑TR，主要性能見表3。由表3可知，上述2套低溫鉆井液體系的流變性受溫度影響均較小，0～4 ℃低溫鉆井液的0 ℃與30 ℃時的表觀黏度比為1.46；–25～0 ℃低溫鉆井液的–25 ℃與30 ℃時的表觀黏度比為 2.69，0 ℃ 與 30 ℃ 時的表觀黏度比為 1.60，凝固點為–31 ℃。另外，室內(nèi)試驗結(jié)果表明，2套低溫鉆井液體系的泥頁巖回收率均大于90%，具有優(yōu)良的潤滑性能和天然氣水合物抑制效果，且環(huán)境友好，LC50＞3×104mg/L。

表3 兩種低溫鉆井液體系的常規(guī)性能Table 3 Conventional performance of two low-temperature drilling fluid systems

2.7 低溫早強固井水泥漿體系

針對極地低溫固井面臨的水泥漿稠化時間長、早期強度低等技術(shù)難題，開展了水泥漿低溫水化特征研究，研發(fā)了新型負載型低溫促凝劑，優(yōu)選了負溫凝結(jié)硬化膠凝材料與關(guān)鍵外加劑，形成了低溫早強固井水泥漿體系。根據(jù)負溫下水泥水化產(chǎn)物的分析結(jié)果（見圖8），分析了該水泥漿體系的低溫強度發(fā)展機理：負載型低溫促凝劑具有多活性基團，能夠縮短水泥在低溫下的水化誘導期，形成較強的水化結(jié)合力，同時分子流體力學體積小，在水化加速期能快速進入到水化層內(nèi)，縮短凝結(jié)期。室內(nèi)試驗結(jié)果表明，該水泥漿體系具有較高的早期強度，0 ℃×8 h 抗壓強度為 3.61 MPa，12 h 抗壓強度為 8.5 MPa，水化放熱速率緩慢。

圖8 低溫早強固井水泥漿水化產(chǎn)物分析結(jié)果Fig.8 Hydration products analysis of low-temperature early-strength cement slurry

3 發(fā)展建議

“十三五”期間，我國在極地冷海鉆井裝備與技術(shù)方面取得了較大的進展，但整體技術(shù)水平不夠高，還不具備在北極圈內(nèi)獨立鉆井作業(yè)的能力[37]。隨著我國與俄羅斯等國家油氣勘探開發(fā)合作的進一步加強，北極油氣開發(fā)在陸地上將進入更高緯度、更厚永凍層區(qū)域，海洋上將向更深水域、常年冰或更厚浮冰海域進軍[38]，這對我國極地冷海鉆井技術(shù)提出了更高的要求。因此，需進一步完善極地冷海鉆井完井技術(shù)理論與方法，研制新型鉆井完井關(guān)鍵裝備與工具，形成較為完善的極地冷海鉆井完井技術(shù)體系，具備–50 ℃溫度下陸地、–20 ℃溫度下海域（水深 1 000 m）、12 000 m 大位移井鉆井完井作業(yè)能力，顯著提升我國石油公司在極地油氣合作項目中的經(jīng)濟效益和核心競爭力。

3.1 形成鉆井災(zāi)害風險評價與控制技術(shù)體系

在“十三五”極地水文氣象災(zāi)害和淺層地質(zhì)災(zāi)害風險評價與控制技術(shù)研究的基礎(chǔ)上，進行一系列技術(shù)攻關(guān)，建立較為完整的鉆井災(zāi)害風險評價與控制技術(shù)體系，為準確識別災(zāi)害風險、科學制定防控措施提供支撐。

1）研發(fā)適應(yīng)于北極冰區(qū)海域的浮冰災(zāi)害預(yù)警與平臺安全控制技術(shù)，通過開展浮冰周期性分布規(guī)律統(tǒng)計分析、浮冰運動狀態(tài)模擬、浮冰運動動態(tài)監(jiān)測技術(shù)優(yōu)選和浮冰災(zāi)害防治方案優(yōu)化設(shè)計，形成極地浮冰漂移軌跡模擬預(yù)測軟件，形成滿足50年一遇條件下的極地冷海鉆井平臺海冰災(zāi)害監(jiān)測、分析、預(yù)警與安全控制的最優(yōu)方案，實現(xiàn)對危險工況的有效識別[39–41]。

2）建立針對凍土層、凍土天然氣水合物層地球物理響應(yīng)特征與識別方法，進一步明確凍土層與凍土天然氣水合物層溫壓變化條件下物性與力學特征的演化規(guī)律，完善井口穩(wěn)定性分析方法與鉆井液溫度、安全密度窗口確定方法。

3.2 加大鉆井完井關(guān)鍵裝備與工具的研制

1）針對北極惡劣的作業(yè)環(huán)境，開展低溫鉆機自動化技術(shù)研究[42–44]，通過研制自動排管機械手及控制系統(tǒng)，對鉆機作業(yè)空間區(qū)域內(nèi)的自動化工具及游動系統(tǒng)間運動軌跡和控制邏輯進行研究，研制出具有自動化排管系統(tǒng)、能滿足–50 ℃溫度要求、鉆井能力達到12 000 m的低溫鉆機。

2）開展低溫固井裝備及配套技術(shù)研究，通過研究固井裝備保溫技術(shù)、基于密閉環(huán)境的固井裝備I區(qū)防爆技術(shù)和低溫混漿系統(tǒng)，形成適應(yīng)–50 ℃溫度、功率達到 2 600 kW（3 500 hp）的低溫固井裝備。

3.3 開展鉆井安全控制關(guān)鍵技術(shù)研究

1）開展厚凍土層安全鉆井技術(shù)研究，通過研究凍土層井段井筒瞬態(tài)溫度場分布規(guī)律、研制地面降溫系統(tǒng)、研發(fā)低溫泡沫鉆井液體系和低水化熱水泥漿體系[45]，形成井筒溫度分布預(yù)測軟件和鉆井液降溫系統(tǒng)，確保鉆井液入口溫度在–4～4 ℃間可調(diào)，控制精度達1 ℃；低溫泡沫鉆井液–5 ℃溫度下的半衰期＞300 s；低水化熱水泥漿體系與常規(guī)水泥漿體系相比水化放熱量降低30%，從而滿足巨厚層凍土層安全鉆井、固井要求[26]。

2）針對北極地區(qū)的復(fù)雜地層壓力體系，開展智能壓井方法與節(jié)流控制裝備研發(fā)[46]，通過研究極地復(fù)雜壓力體系地層信息智能識別方法和基于多相流動模擬與實時數(shù)據(jù)耦合驅(qū)動的智能壓井調(diào)控方法，研制智能壓井節(jié)流控制系統(tǒng)和智能壓井控制系統(tǒng)，以提高地層溢流風險識別準確度，提高井控參數(shù)的準確率和控制精度，提高井控效率，保障北極地區(qū)鉆井井控安全，有效避免井控事故的發(fā)生。

3.4 發(fā)展鉆井環(huán)保關(guān)鍵裝備與技術(shù)

1）研發(fā)無隔水管鉆井液回收鉆井系統(tǒng)[47]。通過研究海底圓盤泵、控制系統(tǒng)與配套技術(shù)，研制形成功率超過1 000 kW的海底泵系統(tǒng)，開展鉆柱和回流管線流動保障技術(shù)研究與無隔水管鉆井液回收鉆井系統(tǒng)安全作業(yè)優(yōu)化設(shè)計，形成能夠適應(yīng)水深1 000 m以深，溫度–20 ℃海上作業(yè)環(huán)境，滿足零排放環(huán)保要求的無隔水管鉆井液回收鉆井系統(tǒng)。

2）開展冰區(qū)海域溢油擴散規(guī)律與防治方法研究。通過研究北極冰區(qū)海域溢油形態(tài)表征方法，深入分析不同類型冰區(qū)溢油擴散和漂移規(guī)律，研究溢油擴散范圍監(jiān)測和冰區(qū)溢油阻隔、清除收集方法，建立冰區(qū)海域溢油漂移擴散模型，形成溢油污染范圍的科學預(yù)測方法和及時高效的冰區(qū)海域溢油應(yīng)急處理方案。

3.5 啟動北極油氣開發(fā)及集輸重大裝備的研制

雖然我國（以中集來福士海洋工程有限公司為代表）已經(jīng)形成了較為成熟的適應(yīng)于北極冰區(qū)海域作業(yè)的半潛式鉆井平臺（作業(yè)水深可達1 500 m）的設(shè)計與制造技術(shù)，但在勘探和灘淺海鉆井完井、生產(chǎn)和集輸?shù)戎卮笱b備領(lǐng)域目前還處于空白。因此，需要研制北極油氣開發(fā)及集輸重大裝備：1）開展具有抗1.0 m厚浮冰能力的自航式極地勘探船的設(shè)計與制造技術(shù)研究；2）開展適應(yīng)于灘淺海重力式平臺的設(shè)計與制造技術(shù)研究，以滿足水深20 m、溫度–50 ℃、30×103t浮冰或厚度 1.5 m常年冰的作業(yè)環(huán)境要求；3）開展冰區(qū)海域LNG船的設(shè)計與制造技術(shù)研究，使抗冰能力達到1.0 m厚浮冰，以滿足北極冰區(qū)海域油氣集輸需求。

3.6 加強國際合作與成果轉(zhuǎn)化，積極參與標準建設(shè)

開展中俄極地油氣技術(shù)與裝備聯(lián)合實驗室建設(shè)，積極推進中俄兩國高等院校、石油企業(yè)的聯(lián)合與協(xié)作，為兩國極地油氣開發(fā)領(lǐng)域高新技術(shù)研究提供科技合作與人員交流平臺；搭建中俄聯(lián)合極地油氣技術(shù)與裝備創(chuàng)新成果轉(zhuǎn)化平臺，建議我國相關(guān)部門以中俄亞馬爾油氣田開發(fā)、帕亞哈油氣田開發(fā)等重大合作項目為契機，加強與俄政府、俄氣、俄油、諾瓦泰克等油氣公司的交流與溝通，聯(lián)合建立北極油氣開發(fā)高新技術(shù)試驗區(qū)，加快相關(guān)新技術(shù)、新裝備在北極油氣田的現(xiàn)場試驗和商業(yè)化應(yīng)用進程，推動科技成果轉(zhuǎn)化；積極參與北極地區(qū)鉆完井工程技術(shù)標準和操作規(guī)范的制定，奉獻中國智慧，樹立中國標準，在北極油氣領(lǐng)域標準建設(shè)中搶占先機。

4 結(jié)論

1）極地冷海地區(qū)油氣資源豐富，形成以鉆井完井技術(shù)為核心的工程技術(shù)體系是提升我國在北極能源合作開發(fā)方面話語權(quán)和競爭力的關(guān)鍵。

2）通過技術(shù)攻關(guān)，中國石化在極地淺層地質(zhì)災(zāi)害定量風險評價技術(shù)、–50 ℃低溫軌道鉆機及鉆井工具、凍土層井壁穩(wěn)定性評價與控制技術(shù)、低溫管柱強度校核與設(shè)計技術(shù)、低溫鉆井液與固井水泥漿等關(guān)鍵工作液體系等方面取得重大進展，初步形成了極地冷海鉆井關(guān)鍵技術(shù)體系，為解決北極冰區(qū)的鉆井生產(chǎn)問題奠定了堅實的基礎(chǔ)。

3）隨著勘探開發(fā)的不斷深入，極地冷海油氣藏安全高效開發(fā)還將面臨一系列新難題和新挑戰(zhàn)，除進一步完善與擴大應(yīng)用已形成的鉆井關(guān)鍵技術(shù)外，建議開展極地冷海鉆井關(guān)鍵裝備的設(shè)計制造與關(guān)鍵技術(shù)研究，形成極地冷海油氣藏安全高效開發(fā)鉆井完井配套裝備及工程技術(shù)體系，為實現(xiàn)我國極地油氣資源開采技術(shù)的跨越式發(fā)展提供理論與技術(shù)支撐。

致謝：在撰寫本文過程中得到了中國石化石油機械股份有限公司池勝高和吳剛、中國石油大學（北京）李蒞臨和王宴濱、中國石化石油工程技術(shù)研究院何青水和牛成成等同志的大力幫助，在此表示感謝。