伊朗南帕斯11区(SP11)项目是中石油第一个海外海上大型天然气田开发建设项目，将在海上建设两个导管架井口平台，每个平台钻12口开发井。由于在固定井口平台上安装平台钻机来钻生产井需建大型固定平台，工程费用较高，且建成后平台钻机长期闲置，将造成项目成本增加、资源浪费。SP1项目井数不多，水深较浅，所以适合选择较灵活和经济的自升式钻井平台钻生产井，在导管架安装后再行钻完井作业。

　　自升式钻井平台需要在一次就位的前提下，覆盖所有的井口，这就对自升式钻井平台的悬臂梁移动覆盖范围及其负荷能力提出了要求，另外SP11气田流体含硫化氢、井身结构较复杂，套管尺寸较大，且每个平台至少有4口深度近5000m大位移定向井，这些都对钻井平台的设备及其能力提出了较高的要求。如果钻机能力过低，会影响钻井的效率，甚至造成事故;如果太高又将导致资源和成本浪费。所以，要兼顾安全、效率和成本，制定平台设备的最低技术规范，选择最适合南帕斯项目的船型，确保作业成功并实现经济效益最大化。

　　复杂井构与地构

　　挑战平台安全高效生产

　　SP11气田两个井口平台的槽口设计均为3×5，纵向距离为1.83m，横向距离为2.82m。15个槽口中，预留3个槽口，钻12口井，1口直井，其余为定向井。气田作业水深71.5m，生产井采用丛式井设计(见图1)，属深井，井斜和水平位移大，多数井水平位移与垂直井深的比值在1:1以上，最深的一口井斜深为5149m，垂深3186m，水平位移3482m，井斜69°，对自升式钻井平台提出了很高了要求。

　　所有生产井的井身结构采用5层套管(包括尾管)结构，包括26"导管，18-5/8"表层套管，13-3/8"技术套管，10-3/4"×9-5/8"生产套管，7"尾管+7"油管，下入深度分别为：180m、1480m、2210m、3940m和4980m。

　　生产井单井设计产气量为283万方/天，地层流体中硫化氢和二氧化碳含量较高，分别为0.6%-0.9%和4%，地层较硬，钻井的难度和风险较大，应选择具有足够安全系数的钻井平台进行作业，保证钻井的安全和高效。

　　悬梁臂：综合负荷大于

　　最小，实际移动小于最大

　　悬臂式自升钻井平台由于其灵活性和经济性，多用于海上丛式开发井的钻井等作业，就位靠海上固定式导管架以后, 钻井井架可原地不动, 只需移动悬臂梁和井架的上底座, 就可使钻井转盘覆盖整个井口甲板区域。常规的悬臂梁可以沿甲板上的滑道纵向移动，井架上底座可以在悬臂梁的滑道上侧向移动，见图3，图4。例如L780 Mod Ⅱ型自升式平台，井架沿船体中心线方向纵向可以伸出最大距离40英尺(12.2米)，并且井架上底座可以向左舷或右舷移动12英尺(3.61米)，即一次就位可以覆盖12.2×7.22米的槽口面积。

　　根据操船手册，悬臂梁的荷载是立根盒钻柱负荷、大钩负荷和转盘负荷的总和，即悬臂梁综合负荷(亦钻台的综合负荷)。由于悬臂梁的强度和刚度所限, 在打悬臂后部的井时钻台的综合负荷明显减小，以 L780 Mod Ⅱ设计船型为例，悬臂梁负荷分布见表1。

　　观察下表可以发现悬臂梁负荷分布的特点是：在中心线上，许用荷载与离开船尾的距离关系不大，许用载荷下降不明显。离开中心线，许用荷载就会发生变化, 且变化规律是：在纵向伸出20ft以内，许用载荷不变，超过20ft与离船舰距离成反比;从中心线往右舷或左舷方向移动, 与离中心线距离成反比。由此可以看出悬臂梁可变荷载最小的位置就是沿船舷的最边缘与离船舰最远点的交汇处，即井架移位的最远端。从图6中可以看出，L780 Mod Ⅱ型平台井架在最远端作业时,其综合负荷由最大的567.5吨(1250千磅)降到只有165.3吨(364千磅)，因此，平台的钻井能力受到极大的限制。

　　荷载最小的位置恰好就是在钻井作业过程中最薄弱和最容易出现问题的地方, 特别是在出现卡钻，卡套管等井下复杂情况时，如果大钩负荷余量不足，将影响作业的效率，甚至会导致严重事故。

　　由于SP11项目钻井的难度比较大，对钻井平台要求高，需要通过计算来确定悬臂梁综合负荷的最低要求。根据SP11项目的布井特点，外围的井通常比较深，井斜和水平位移都比较大，为了避免刮碰，这些井的井口位置往往都设计在外排，恰好是悬臂梁负荷最薄弱的地方，因此主要以这类井来校核悬臂梁。以最深的一口井为例，在钻8-1/2井眼时，采用5-1/2钻杆，裸眼中取0.4的摩擦系数，套管中摩擦系数取0.2， 钻至井底5149m时，通过计算最大的上提负荷为210吨，考虑200吨左右的遇阻上提余量，大钩负荷的极限情况应该在400吨左右，此时，大部分钻具都在井下，立根盒的负荷应该较小，所以悬臂梁综合负荷在400吨左右。

　而当下9-5/8"×10-3/4"套管时，以最深的一口井(斜深为5149m)为例，裸眼中和套管中的摩擦系数同样分别取0.4和0.2，9-5/8" 套管鞋下至4100m时，上提负荷为310吨，根据“钻机在钻井作业期间所受最大负荷不得超过钻机额定负荷的80%”的规定，并考虑遇阻取0.2的安全系数，极限上提负荷为372吨。此时钻具全部在钻台上，经计算，立根盒负荷为240吨，因此悬臂梁的综合负荷为612吨，该值为悬臂梁综合负荷的最低要求。

　　通常将难度大的井放在悬臂梁移动距离小的槽口位置，难度相对小的井反之。以SP11项目为例，在悬臂梁的最远端至少有两口井，除了一口直井外，井深最小的定向井为4010m，采用与上述相同的计算方式，当下9-5/8"×10-3/4"套管时，得出悬臂梁的综合负荷至少为459吨。

　　另外选择平台时要考虑槽口分布的特点，通过槽口间距离来确定悬臂梁的移动范围和负荷能力。通常要求悬臂梁能覆盖所有的井位，特别是在离船尾最远并在中心线两侧最远的井口位置满足钻井的综合负荷要求。根据SP11项目槽口分布的特点，假如就位精度可以达到1m，最后一排井的距离为11.19m，所以要求悬臂梁纵向至少可以伸出11.19m，见图5。但对于这种自升式钻井平台靠导管架进行生产井钻井作业的情况，对自升式平台的就位精度要求较高, 就位距离达到1m的操作难度较高，因此就位距离在1~2m的范围内比较合理，这就要求悬臂梁最大应该能伸长12.19m。同样，考虑到悬臂梁横向移动存在一定误差，所以钻最远端的一口井时横向位移应为3.22m。因此要求所选平台必须能满足当悬臂梁纵向伸出12.19m,横向位移3.22m时，悬臂梁的综合负荷至少为459吨。

　　由于波斯湾海况较好，可以不考虑风力矩和洋流的影响。完井作业时，钻井平台要升过井口平台的上部模块，因此对于桩腿，升船高度要超过钻井平台的名义工作水深。SP11项目水深71.5m，由于海床硬度较大，根据邻区经验，最大的插桩深度为9m，并留出2m安全余量。上部模块的海拔高度为26m，因此通过计算桩腿的长度至少要102.5m，见图6，所以名义钻井水深大于90m(300ft)的钻井平台才能满足要求。

　　钻机主要设备配置

　　制约平台选用

　　绞车和顶驱都是在钻8-1/2井眼时达到工作能力极限，而泥浆泵极限则出现在钻12-1/4井眼，因此需要平台至少配备四台1600KW的柴油发电机组作为主动力(绞车1600马力，顶驱800马力，泥浆泵2300马力，加辅助设备和生活用电等)，和一台1000KW左右的应急发电机。通常7000m的钻机基本可以达标。由于地层含有H2S有毒气体，需要平台有足够的泥浆池容积，当打开生产层段时，至少需备1.5-2倍井眼容积的加重泥浆，泥浆池的容积在 400方为宜。平台散装料或灰罐等仓储能力、可变载荷及甲板面积可以不作为钻井平台选型的主要依据，如悬臂梁、桩腿及主要设备都能满足作业要求，其他的方面基本不成为主要制约因素。

　　350-375ft船型更适合

　　适合项目的钻井平台的主要设备最低配置见表2。

　　通常钻井平台的选型要综合考虑悬臂梁、桩腿、钻井、仓储能力和泥浆池容积、平台可变载荷及甲板面积等因素。结合目前自升式平台的特点和市场发展，对于 SP11项目的平台选型应主要考虑悬臂梁能力。目前自升式钻井平台市场上300ft(91.2m)及以上作业水深的主要船型设计见表3。

　　据表2中SP11项目对自升式平台的要求，可以看出，表3中：

　　• F&G L-780Mod Ⅱ船型悬臂梁移动范围和载荷能力都明显低于选型要求。

　　• BMC 300-vIC在作业水深为300ft的船型中比较适合。

　　• 作业水深350-375ft的船型Le Tourneau 116-C 和MSC CJ 62 S120能力偏低。

　　• 400ft及以上的船型都充分满足要求，但日费率较高，会增加作业的成本，不建议选用。

　　综上，悬臂梁最大载荷在760-980吨的平台是SP11项目钻井作业的最佳选择，这些钻井平台主要集中在350-375ft的船型中。