20世纪70年代早期，美国加利福尼亚的工程师发明了一种浮式系统，使平台变成锚泊顺应式平台，即张力腿平台(Tension Leg Platform，缩写TLP)的前身，该技术的第一次商业化应用是Conoco公司1984年在英国北海安装的Hutton张力腿平台^[1]。干式采油树系统配合TLP的钻完井方式，极大的方便了完井、后期的修井和调整井作业、以及油气田的维护管理费用。在当下水下生产系统费用高涨、深水钻井船资源稀缺的时代，TLP成为深水油气田开发的重要方案之一。在过去的25年里，深水干式完井是结合干式采油树与TLP和深水立柱式平台(Single Point Anchor Riser Buoy，缩写SPAR)取得了广泛的应用，如图 1所示^[2]，最大应用水深甚至超过了5 000 ft。表 1显示了水下井口和TLP干式井口对比。

TLP结合干式采油树进行生产是深水油田开发的重要模式，在墨西哥湾应用较多。我国在南海深水油气田的开发以水下生产系统为主，可备选方案的技术储备和尝试较少。本文介绍了国外TLP的应用情况，根据平台钻修井的配置方案，总结了TLP可能采用的多种钻完井作业方案，提出TLP钻完井设计和作业的关键考虑因素，为开展TLP钻完井技术研究和前期方案设计提供参考，拓展南中国海深水油气田开发思路。

1 TLP钻、完井程序

对于水下井口作业方式，半潜式钻井平台/钻井船可以完成钻井、完井全部作业。对于TLP，因为平台空间和载荷对平台的造价影响比较大，另外为了能在TLP安装到位后，加速投产，一般在平台建造阶段利用半潜式钻井平台/钻井船进行批钻井、预钻井等工作^[3]，待平台安装到位后，根据平台钻机的配备能力进行后续的钻井和完井作业。TLP的钻、完井程序如图 2所示。

半潜式钻井平台/钻井船批钻：批钻指的是在深水钻井中，集中进行导管、表层套管和高压井口的安装，以提高油田建井效率。深水表层钻井过程中，由于未建立循环通道，没有井控措施，因此对于潜在的浅层水流、浅层气等浅层风险应对能力较差，一旦钻遇相关风险，为保障平台安全需进行平台的应急解脱。由于TLP固定在海床上，应急解脱的能力较弱，而对于半潜式钻井平台/钻井船配备了完善的应急解脱设备和方案，因此TLP开发的油田一般都会采用半潜式钻井平台/钻井船完成批钻。

半潜式钻井平台/钻井船预钻井：因为平台空间和载荷对平台的造价影响比较大，因此TLP会尽量在满足生产的条件下，较少负重。当油田周边开发较少，后期进行调整井作业的可能性不大的情况下，平台仅配备修井机满足完井和修井的作业需求。这种TLP不具备钻井能力，只能利用半潜式钻井平台/钻井船进行钻井作业，钻至目的层上部或者钻至设计井深，顶替钻井液，进行临时弃井。

半潜式钻井平台/钻井船预完井：如果油田开发要求进行防砂、压裂充填等复杂的完井作业，为了减少完井设备对平台空间的要求，由半潜式钻井平台/钻井船预完井进行下部完井，包括射孑L、防砂等下部完井作业。

TLP修井机完井：TLP安装到位后，由平台配备的修井机进行上部完井作业，主要包括回收临时弃井桥塞，下生产管柱和管挂、安装采油树等作业。

TLP钻机钻井、完井：如果油田开发要求平台兼顾周边油田开发，且油藏有后期进行调整井和新钻井的要求，平台需要配备钻机，此时可在完成批钻后，利用TLP配备的钻机进行钻井、完井作业。

2 TLP钻井设计和作业关键技术 2.1 钻井设计对回接套管的要求

TLP在满足安全的条件下，应尽量避免过多的套管回接^{[1, 4]}。对于常规钻井回接作业，如自升式平台，一般要求将各层套管从泥线逐层进行回接至平台井口，主要考虑对井筒的有效控制。对于TLP，一方面套管回接会增加平台载荷，另一方面回接套管越多，套管的抗弯能力增强，将影响平台对波流的顺应性能，违背了平台的设计初衷，而且平台的漂移会增加套管疲劳和强度损坏的风险，不利于钻井作业。如表 2所示，目前从现有TLP的应用统计看，一般只回接一层内层套管或者不回接。

2.2 钻井作业对升沉补偿的要求

对于浮式钻井装置，因波浪引起的钻柱的升沉运动会导致钻压不稳定、隔水管对井口载荷的周期变化，因此一般会采用补偿装置避免出现这些问题。对于TLP，其张力腿的刚度大于钻井隔水管和钻柱的轴向刚度，对升沉补偿的需求较小，一般TLP钻机都不配备钻柱的升沉补偿装置。以欧洲北海世界上第一座TLP Hutton为例^[1]，安装水深480 ft，99.5%的条件下，平台的横向漂移不超过10 ft，升沉不超过5 ft，甚至低于细长管柱的伸缩效应，因此平台钻井和生产过程中对升沉的补偿要求较小，TLP隔水管和生产立管系统配备的张紧器和伸缩节补偿的行程要比半潜式钻井平台/钻井船小得多。例如英国北海Hutton平台生产立管张紧器行程仅为3 ft。

2.3 生产立管单管和双管的要求

生产立管是平台进行完井作业、修井作业、生产时使用。钻井完成之后进行临时弃井，准备安装生产立管进行完井作业。生产立管有两种形式，一种是双层生产立管，外层主要承受波流载荷，减小环境载荷对井口和平台的影响，内层主要承受井筒压力。另一种是单层生产立管，不对内部的生产套管进行回接，单层生产立管同时承受波流载荷和井筒压力。从应用情况，对于大于10 000 psi的高压油气田，出于井筒安全的考虑，多采用双管形式^[11]，双管的另外一点优势是当内管发生泄漏时，通过环空压力可以及时识别，一般对于传统的双管，内管采用T95或P110，外管可以采用级别相对较低的X80^[2]。对于单管应该尽量减少修井、环空压力循环等井筒作业，以避免对单管的磨损，影响承压能力。如图 3、图 4所示，以气举生产井为例，如果采用双管，可以通过油管环空进行注气生产，如果紐单管，不能直接在油竹环空进行注气，而需要通过单独的注气管线。

2.4 生产立管的连接方式

普通的泥线悬挂系统并小适用的TLP接作业，其密封和强度不满足结构的强度要求。对于双管的外管和单管, 下部有一个锥形的加强短节(Taper)通过液压连接器与井口连接。生产立管的连接采用螺纹焊接(Thread Welding)的方式，或者螺纹加对扣(Threaded & Coupled)连接，如图 5、图 6所示，对于螺纹焊接的方式，为了达到焊接的性能和操作性要求，隔水管材料的屈服强度应尽量小于80kips，当井简压力比较高时，为了提高隔水管的承压能力，需要增加壁厚，导致隔水管重量增加较多，另外焊接接头的疲劳影响隔水管的寿命。螺纹加对扣连接，隔水管材料的屈服强度可达125kips^[2]，因此在同样的承压能力要求条件下，可以采用壁厚较薄的隔水管，减少隔水管的重量。

2.5 TLP平台生产立管和钻井隔水管布置

如图 7、图 8所示，对于钻完井，TLP有两种作业模式，一种是钻井模式，一种是生产模式。种模式采用的是不同的隔水管系统^{[12, 13]}。钻井模式主要进行钻井、完井和修井作业，采用钻井隔水管系统。隔水管系统从下至上：水下井口连接器、底部锥形加强短节、隔水管柱(中间加Keel短节)、隔水管张紧器等。一般情况下钻井隔水管和生产立管不能混用，但对于配有双管的生产立管，可以将生产立管连接到防喷器甲板，进行小井眼得侧钻或修井作业。

2.6 TLP干式并口和湿式井口井筒温度分析

泥线低温环境是深水油田设计开发必须考虑的问题，深水低温的特殊环境会引起钻采过程中的一系列问题，钻完井液流变性能与水泥浆体系性能变差、天然气水合物形成堵塞、生产结腊等风险。一般情况下正常生产时，由于地层流体对井简的持续加热能够保证井筒内的温度，但是当停止循环或关井状态时，井简温度逐渐降低(泥线附近温度最低)，容易在泥线附近形成天然气水合物和结腊等风险。

以某深水油井为例，水深1 500m，井深3 550m，泥线附近初始温度4.5℃，地温梯度为3℃/100m。图 9为该井的井身结构示意图，包括湿式井口、干式井口(回接一层套管)、干式井口(回接两层套管)。

对上述三种可能的井身结构进行温度剖面的分析，分别计算了正常生产和关井0.5、3、6、10 d的井筒温度剖面。如图 10所示，正常生产时井筒泥线以下井筒温度剖面差别不大，泥线附近温度均在50℃左右，关井后井筒温度剖面明显降低，对比相同的关井时间，湿式井口的泥线处温度比干式井口高。干式井口由于海水段的持续冷却，并与泥线以下流体发生热传递，导致流体温度降低较快。图 11表示泥线处温度随关井时间的变化情况。对于湿式井口关井后海水的冷却作业影响比较缓慢，算例中对于湿式井口，泥线附近温度经过约2.5 d降至10℃以下，对于干式井口(回接一层套管)，泥线附近温度经过约1.02 d降至10 ℃以下，对于干式井口(回接两层套管)，泥线附近温度经过约1.72 d降至10℃以下。分析表明干式井口温度对关井时间更为敏感，相对湿式井口，干式井口在关井后更容易产生天然气水合物和结腊等因温度降低引起的井筒安全问题，双层回接套管能够在一定程度上缓解温度剖面的降低速度。

3 小结

TLP的钻完井程序设计方法与常规深水水下井口钻完井程序差别较大，根据TLP钻井、修井机的配置情况，可以有多种钻完井模式，需要在设计阶段根据油田开发需求、钻井船资源、经济性多方面综合考虑。

与常规的深水湿式完井相比，TLP干式井口在关井期间温度降低比较快，更容易产生诸如天然气水合物、结腊等问题，双层回接套管同时在套管环空替入低传热系数的流体可以缓解温度的降低速度，在完井设计中要考虑化学药剂注入措施。

虽然TLP前期建造成本较高，但采用干式井口后，后期对整个油田的维护操作、修井和调整作业相对简单，且费用较低，而且可以方便地兼顾周边油气田开发，因此TLP是深水油田开发的重要备选方案之一。