窄窗口钻井精细控压钻井技术探讨

窄窗口钻井精细控压钻井技术探讨

王力

大庆油田钻探工程公司钻井工程技术研究院

摘要：针对深井同一裸眼段钻遇多套地层、多个压力系统并存情况，易出现漏喷同存，存在“漏转溢”、“溢转喷”可能，井控风险高。通过采用控压钻井技术进行精细压力控制，避免钻井复杂情况出现，实现安全高效钻井。

关键词：窄密度窗口；控压钻井

1、前言

随着我国油气资源勘探开发领域不断拓展，深层、超深层钻井日益增多，钻遇层系多、压力系统复杂，“漏喷同层、漏喷同存”的情况时有发生，地层漏失压力、破裂压力范围小，泥浆安全窗口窄，增加了钻井施工风险，容易出现漏、溢、喷、塌、卡等工程复杂情况，轻则耽误钻井施工进度，增加钻井施工成本。重则造成井毁人亡，造成严重的经济损失和恶劣社会影响。

为了提高窄窗口密度钻井施工井控能力，降低施工风险，需要对钻井施工压力进行精细控制，控压钻井技术能够实现压力精准控制，很好解决窄泥浆窗口钻井施工难题。该技术通过控制钻井液密度、流变性、井口回压、环空液位、井眼空间等，实现对井底压力的精准控制，使压力介于地层孔隙压力和地层破裂压力之间，进行近平衡钻井，从而防止地层流体进入井眼，避免出现井漏、井涌、井壁垮塌、卡钻等工程异常情况，加强对该技术的研究应用，对于提高钻井施工安全性、实现优快钻井具有重要意义。

2、控压钻井技术探讨

2.1 控压钻井压力控制方法

常规钻井通过控制钻井液密度来改变井底压力，对于同一开次压力系统复杂、漏喷同层的情况，通过改变钻井液密度来控制井底压力存在一定局限性，主要表现在：不能很好解决循环压力导致的复杂情况；不能解决井底压力波动的情况；在起下钻、接单根等过程中施工效率低。特别是当泥浆泵关闭后，由于泥浆停止循环，井筒内压力会大大增加，要保持循环会增加钻井施工成本。控压钻井通过回压泵，能够进行压力补充，稳定井底压力，避免出现压力波动。控压钻井系统压力方程如下：

Pbh=Ps+Pa+Pbp

  以上公式中，Pbp是回压泵和节流管汇产生的井口压力；Ps是钻井液液柱压力；Pa为循环钻井液产生的环空摩阻压力。

2.2 控压钻井设备组成

  控制钻井设备组成主要包括回压泵系统、循环罐、控制中心、回压泵系统、旋转控制头、液气分离器等，如下图1所示。

图1 控压钻井系统组成图

（1）节流管汇系统。节流管汇是控压钻井系统的重要组成部分，其对压力控制主要通过泥浆泵、回压泵、节流阀、流量计等实现，通过回压泵、泥浆泵、地层情况、钻井参数等综合分析，进行水力学计算及压力控制方法应用，实现对压力的控制，并且能够对井漏、井涌等工程异常情况进行处理。

（2）回压泵系统。回压泵系统能够在控压钻井过程中对钻井液流量进行补充，以维持井底压力在安全窗口内。回压泵系统最重要的参数是排量和压力，排量与井眼尺寸、钻井液流速相关，回压泵压力与环空压力相关，钻井液循环阻力越大、井深越深，回压泵的压力越大。通过监测回压泵压力和流量，可以了解回压泵工作状态，同时也能及时发现工程异常情况。

（3）监测控制系统。监测控制系统组成部分主要有测量及控制模块、水力学技术模块组成。能够实现对相关数据的采集、存储、计算、分析，根据分析结果进行压力控制，并进行工程异常报警等。其中测量和控制模块通过传感器测量各项参数，并实现对压力控制；水力学计算模块通过水力模型计算环空压力，根据计算结果进行压力控制。

3、窄密度窗口控压钻井应用实例分析

3.1 钻井施工难点分析

    da1H井为四川盆地一口深层天然气井，该井设计垂深约4420m，直井段钻遇多套层系，且地震资料分析在茅口组预测有一条大断层，邻区嘉陵江组、飞仙关组、长兴组和茅口组等层位普遍发生井漏、井涌、气侵或者气喷，井控风险较大。

da1H井预测压力系数及钻井液密度设计

该井存在的钻井难点表现如下：

（1）同一裸眼段多个压力系统并存，易出现漏喷同存的情况，存在“漏转溢”、“溢转喷”可能，井控风险高。

（2）须家河组、嘉陵江组、飞仙关组、长兴组、龙潭组、茅口组、栖霞组、梁山组地层均发现不同程度的油气显示，存在井控风险；且须家河、嘉陵江、飞仙关、茅口组和栖霞组可能钻遇H2S。
（3）龙潭组含煤层，井壁稳定性较差，易发生垮塌。
（4）地震预测茅口组茅四段钻遇一条大逆断层，断距在110-120m；茅二段钻遇一条小断层断距20m左右。要注意地层漏失。

（5）石牛栏、龙马溪组地层可能钻遇裂缝气，存在喷漏同存现象，井控风险大。

3.2 控压钻井技术在本井的实施条件分析

（1）本井适合的控压条件：①正常钻进时，安装井口旋转防喷器，走泥浆跑道，钻遇异常地层，初步抑制井口，保护井口安全，争取关井时间；②钻遇气侵、溢流、漏失及溢漏并存地层时（嘉陵江组、飞仙关组、长兴组和茅口组），迅速实施控压钻进工艺，配合钻井液密度调整施加井口回压值，完成井底压力平衡，保障钻井安全；③溢漏并存起钻时，维持井底压力与地层压力的平衡，可以在微漏、少侵情况下，控压起钻至技套或安全井段，采用压回气侵钻井液、重泥浆帽、凝胶塞等技术，在不溢情况下完成起下钻作业。

（2）本井不适合的控压条件。根据工程设计，本井使用简易控压钻井装置保证井控安全，正常钻进时泥浆返出从旋转防喷器壳体侧出口到振动筛。大安104井三开井眼直径Φ311.2mm，在钻进排量55-65L/s的情况下，不建议在正常钻进过程采用控压钻井工艺，只在发现异常时控压钻进或循环。

3.3控压钻井技术措施

（1）根据钻井设计、控压钻井施工方案，在预定深度，调整或替入控压钻井液，并逐步提高井口套压，以保持井底压力稳定。

（2）发生井漏时，根据井漏情况，在能够建立循环的条件下，逐步降低井口套压，寻找压力平衡点。如果井口套压降为零时仍无效，则逐步降低钻井液密度，每循环周降低0.01g/cm3～0.02g/cm3,待液面稳定后恢复钻进。在降低钻井液密度寻找平衡点时，如果井底循环压力降至实测地层压力或设计地层压力时仍无效，转常规钻井进行堵漏作业。

（3）溢流发生以后，应停止钻进，保持循环。逐步增加套压，钻井队和录井队加密坐岗观察并及时沟通，每隔5min坐岗观察读取液面一次。液面继续上涨，则每隔5min逐步增加井口套压，直至溢流停止。若井口套压大于套管底角破裂压力溢流未制止，则适当提高钻井液密度以降低井口套压。若现场控压钻井不能完全控制住溢流，则转为井控程序处理。

（4）每趟起钻时，应将已入井使用过的钻具止回阀卸下来，由专人仔细检查，确认功能完好后，方可再次入井。

（5）接单根/立柱时，如果钻具内持续返出钻井液，判定钻具止回阀失效，在接单根/立柱时接一个新的钻具止回阀。起钻过程中，如果钻具止回阀失效，停止控压起钻，按照控压替浆程序替入加重钻井液，平衡地层压力。下钻过程中，如果钻具止回阀失效,接入一个新的钻具止回阀或起钻更换下部失效的钻具止回阀。

（6）开钻后，在套管鞋处做地层承压试验，为选择钻井液密度和施工套压值提供依据。

（7）安装现场数据采集系统，并对其进行测试，确保运行正常。

4、结束语

    针对窄密度窗口钻井施工难题，控压钻井技术能够进行精细压力控制，降低井漏、井涌、井塌、卡钻等风险，实现安全高效钻井，对于提升钻井施工效率具有重要意义。

参考文献：

[1]周英操，杨雄文，方世良，等. 国产精细控压钻井系统在蓬莱９井试验与效果分析［J］. 石油钻采工艺，2011，33（6）：19-22.

[2]周英操，崔猛.控压钻井技术探讨与展望[J].石油钻探技术，2008，36（4）：1.