对于深水井顶部井段的钻探，无隔水管套管钻井技术能有效缓解和隔开深水井浅层钻井造成的危害。根据人们对普遍的孔隙压力和破裂压力梯度的认知，深水井建井的这种转变能让深水无隔水管套管钻井钻至设定深度，而不是既定的“顶部设定”浅层危害的策略。
 
    深水井钻井设计的一个主要缺陷就是顶部井段初始导管或结构套管的浅层设定深度没有利用好海底以下不断增加的上覆压力和破裂压力梯度来加深导管的设定深度。技术上有限的喷射钻井工艺是打造这部分井眼的主要手段，为的是在深水钻井作业前完成初始导管的下入，为导管设定其浅层深度。

如图1所示，水深的增加对上覆压力的影响。随着水深的增加，上覆压力的增速会下降。再加上公认的“顶部设定”浅层危害的做法，顶部井段内可能有过多的套管层，特别是在较深的深水中作业，使得井身结构被过早地瘦身。井筒几何形状早期的缩小可能会导致油井深层的操作压力窗口变窄，这也是深水钻井运营商可能无法实现其建井目标的主要原因。同样值得注意的是，所有深水井的钻井作业，大约70%的运营损失存在于无隔水管钻井阶段，其中包括第一批钻井作业期间合同规定的钻井船重新开钻或经常遇到的无隔水管钻井的困难。
 
图1
    深水钻井初始导管或结构套管通常是通过喷射钻井工艺来下入安装，见图2，该工艺使用钻头和泥浆马达技术，无需钻具旋转，将初始导管“推入”沉积物中。这种被广泛接受的做法在技术上将初始导管设定置深度受限的、泥浆管线以下约90 m的深度，这个深度不足以钻更硬的地层。 
 
图2
    需要一种新的顶部井眼的施工方法，利用海底以下不断增加的上覆压力和破裂压力梯度。这可通过利用无隔水管套管钻井技术替代喷射钻井工艺来实现。图3说明了无隔水管套管钻井的优势。 
 
图3
    套管钻井技术在深水中的应用
套管钻井可以将初始导管设定深度加深至预定的破裂压力梯度符合深水钻井要求的深度，而设定深度不受喷射工艺的限制。总的套管层数会减少，从而可以降低钻井成本，扩大一口井的井径或井筒几何形状。基于已经得到证明的套管和尾管钻井技术的优势，套管钻井一次井下作业即可减轻浅层危害，在套管达到设定深度后，即可开始固井作业。
    减轻浅层危害。根据国际钻井承包商协会的定义，浅层危害是指在设定第一级压力密封管柱以及将防喷器安置在井口之前可能遇到的不利的地下钻井工况。这些危害多种多样，可能包括浅层气体、浅层水流、分离的天然气水合物、泥火山、断层、巨石以及井筒不稳定等现象。浅层危害可通过地震勘测调查、试钻井、地层建模和邻井数据来确定，见图4浅层危害缓解策略。 
 
图4
    预先计划和防范是降低风险的关键。如果避开已知的浅层危害区域不可行，那么先钻一个先导井眼是该行业的一种惯用做法，这是一种在“受控环境”下物理识别浅层危害的方法。先导井眼就是在安装防喷器之前钻一个较小的井眼，随后在开始主井眼钻井作业之前将其堵死。与传统的钻井方法相比，钻先导井眼的BHA（井底钻具组合）以及所钻井眼较小的环形面积可以及早发现浅层危害，并能更好地控制险情，例如水或气体的流量。
    相对于在一个先导井眼钻井计划中看到的传统的钻井方法和做法，套管钻井所产生的套管与井壁之间的环形截面要狭小得多。套管钻井有利于钻先导井眼，因为传统钻井钻先导井眼的BHA在完成钻井后需要起出，而套管钻井在钻完先导井眼后，套管就在原位置被固井水泥所固住，无需起钻将BHA起出，以及因起钻产生的抽吸效应。图5是先导井眼钻井和套管钻井的对比分析。
 
图5
    套管钻井所钻的井眼井径较小，但套管的内径较大，这有助于实现一个自然的动态井控系统。与钻先导井眼使用的BHA相比，套管钻井以其较大的内径可产生一个较高的BHP（井底压力），以控制和遏制潜在的地层流体涌入，特别是当套管与井径的尺寸比超过0.8时，见图6，套管钻井水力参数的优势。
 
图6
   
套管钻井做作业中的挑战
 
 套管钻井作业中，因起下产生的冲击压力和抽吸压力几乎不再存在，因为在套管钻井时套管随着钻进的进行井壁即刻就被套管封住。据估计，因抽吸效应的影响，美国墨西哥湾深水钻井以及挪威钻探作业中约有13%的井控事件发生在起钻作业期间。初始导管在达到设计深度时可即刻被水泥浆原位封固，套管不会再被起出，从而能获得更好的固井效果。与常规钻井相比，套管钻井的固井效果已从水泥胶结测井数据中得到验证，显示出的胶结效果更加完好。
 
    井筒的不稳定。上述的浅层危害都会导致井筒不稳定问题。井筒不稳定是一种不良的工况，其中井筒的裸眼段，其结构的完整性是由机械应力、流体循环引起的侵蚀或因钻井液与地层流体以及矿物质之间化学作用所产生的变化所导致的。在钻非固结性疏松地层或构造应力地层时，无隔水管井段的井筒失稳对起出钻具后套管的下入和固井施工尤其成问题，把握好非常困难。
 
    非固结性地层是松散堆积的，地层颗粒、沙砾或卵石之间很少或没有胶结性粘合，这些颗粒物在钻井和起下钻作业期间很容易落入裸眼井段内。在起出钻具和下套管之前这段时间地层可能会坍塌。井筒的不稳定性在许多深水浅层的作业中很常见；因此，在传统的无隔水管钻井作业中，在完成相应井段的钻进后，尽快下入套管并展开固井作业将套管就位固结至关重要。这为套管钻井作为缓解井筒不稳定性问题提供了有力的论据，套管钻井一旦钻至总井深，井就会直接被套管和固井水泥封固住，无需起钻和下套管的时间。
 
    套管钻井过程中，井筒似乎出现了受力或加固，这在套管钻井圈内被广泛称之为“涂抹效应”。涂抹效应就是岩屑对井筒壁的抹灰，这似乎增加了井筒的箍应力，也增强了地层裂缝延伸压力。套管钻井期间的涂抹效应有助于增加裂缝梯度，缓解井漏问题，减少钻井作业中的非生产时间。许多论文都提到了涂抹效应，这是因其能实现比预期更快的钻井性能和更高质量的井筒而受到赞誉。
 
无隔水管套管钻井系统
 
在钻结构套管这部分井段时需要一个RCDT（无隔水管套管钻井工具）系统。图7是一个36-in. x 28-in. RCDT系统的概念性设计，这个RCDT系统有效地消除了喷射钻井后通常需部署“钻前工具”的要求，即为第二个导管所实施的钻井作业。
 
图7
    RCDT系统在设计和功能上类似于液压平衡的尾管下入工具、无尾管悬挂器和尾管顶部封隔器。初始导管的钻井作业在操作上类似于下尾管的钻井作业。一只直径32-in. 可钻套管的钻头与28-in.套管底部的接头相连接，套管与井径的尺寸比为 0.88（28 in./32 in.）。这个尺寸比是动态井压场景的最佳选择，因为套管与井径比>0.8创建的BHP可显著增加每单位的泵速，如图6所示。每单位泵速产生的更高的环空流速将能优化提高井眼净化的水力学参数。传统钻井的BHA无法复制套管与井径比>0.8的场景，这被认为是涂抹效应所产生效益的最小值。
 
    RCDT将采用液压平衡技术，以消除可能导致RCDT过早释放计划外压力峰值的可能性。LPWHH（低压井口壳体）组件会通过一个连接接头与结构套管相连接，LPWHH组件位于套管下入工具上方，可在开阔水域的井口自由旋转，而且，可在套管钻井作业期间从主扭矩路径中被移除。
 
    海底套管钻井工具与现有的海底LPWHH组件和高压井口壳体设计兼容，因为海底套管驱动装置会与套管上特殊造型的套筒相连接。由于LPWHH在套管钻井时靠近泥浆管线，钻出的岩屑可能会落入导管内，一个位于套管下入工具组件上方的碎屑屏障将会保护RCDT免受钻出岩屑的影响。36-in. x 28-in.锥形套管柱下方的36-in. 套管接头接有扩眼刀片，所钻 的井眼能让36-in.套管通过。
 
    导管固井系统在设计上与传统的深水套管和尾管固井系统相似，水泥浆循环穿过钻杆管柱、内固井管柱和浮箍，通过套管钻头的喷嘴射出离开。在内固井管柱底部有一个收集短节，泵注水泥浆后，收集器作为一个容器收集钻杆刮刷器刮刷的落物。
 
    36-in.和28-in.结构套管连接器的机械强度，即轴向、压缩、弯曲、爆裂和破坏等级至少是相应套管机械强度100%的匹配等级，以承受套管钻井作业所带来的机械负荷。必须考虑连接点周期性受力的抗疲劳性问题，如36-in.和28-in.套管可能旋转数千次的场景。
 
    结构套管的集中化是一个需要考虑的关键因素，由于28-in. x 32-in.和36-in. x 41-in.套管钻井的狭窄环面，最大环形液压旁路（流量）面积至关重要。在不改变套管冶金学性能的情况下，将扶正器刀片直接用于套管比滑套调节式扶正器设计更可取，因为滑套调节式扶正器套筒包围了大部分的液流区域，增大了环形液流的机会。将扶正器刀片直接用于套管可最大限度地增大环形液流面积。
 
    套管钻井也是一种经过验证的、能减轻井筒不稳定的行之有效的方法，尤其是在下套管之前不能用传统的方法保持一段时间裸眼井筒的钻井工况。深水钻探采用无隔水管套管钻井需要我们在处理深水井建井设计的方式上采取一种范式转变，因为用于初始导管下入并实施固井的传统喷射钻井工艺已被套管钻井所取代。深水井建井的这种转变实现了基于普遍认知的孔隙压力和破裂压力梯度确定深水无隔水管套管的深度设定，而不是“顶部设定”浅层危害的既定策略，顶部设定套管深度可能会造成套管浪费以及过早地缩小井眼的井径，或使井眼的几何形状发生变化。