深水井控成功实践与技术分析

陈　彬　罗俊丰　叶吉华　郝希宁（.中海石油（中国）有限公司深圳分公司，广东深圳　58067；.中海油研究总院，北京　0008）

深水井控成功实践与技术分析

陈彬1罗俊丰1叶吉华1郝希宁2
（1.中海石油（中国）有限公司深圳分公司，广东深圳518067；2.中海油研究总院，北京100028）

深水井控是深水钻井的核心问题。海洋深水井控面临着井涌监测困难、地层承压能力弱、井涌余量小、阻流管线摩阻大、地层呼吸效应、气体水合物、圈闭气等诸多困难和挑战。文中以中海油在西非刚果实施的某深水井压井成功实践为例，通过井控作业过程的分析，对深水井控技术进行研究和探索，为深水钻井井控作业提供参考。

深水钻井；井控作业；溢流监测；压井；圈闭气

深水井控风险高、极具挑战性， Devon、British Gas、Chevron等外国石油公司在南中国海域深水钻井过程中，曾实施过4次溢流压井作业，井控作业中都出现过井漏、水合物堵塞管线、地层呼吸效应等复杂情况，最长压井作业耗时近7 d，甚至出现钻井液密度窗口极窄而导致井眼报废的重大事故。笔者根据深水钻井井控作业实践，总结出如下井控风险因素：（1）深水海床低温，气体水合物影响；（2）气体在钻井液中的溶解使得井涌监测更加困难；（3）套管鞋处地层承压低，井涌余量小；（4）长阻流管线摩阻大；（5）地层呼吸效应影响压井判断；（6）圈闭气存在；（7）气体进入隔水管应对预案；（8）井控设备及时响应，安全可靠；（9）离岸远，后勤供应难度大。综上所述，作业中需要加强深水钻井早期溢流监测，注意深水井控的关井程序及优化压井方法，以及深水压井后期防喷器“圈闭气”处理、隔水管气体应对预案和在深水钻井中预防水合物形成的措施，以保证深水井控作业的安全顺利。通过中海油在西非刚果成功实施某深水井的井控实践过程分析，对深水井控技术进行了研究。

1　深水井的基本情况

研究井位于西非刚果西南海域深水区，距陆地约80 km。水深1039 m，为定向井，最大井斜51°，Ø215.9 mm井眼完钻井深5 522 m（垂深4 897.2 m），井底静止温度约180 ℃，海床温度为3.8 ℃。井身结构采取常规5层井段，5层套管（Ø177.8 mm尾管备用），井身结构见图1。

图1　井身结构示意图

该井于2013年10月21日在Ø244.5 mm套管鞋（井深3 893.46 m）处地漏试验。钻井液密度1.234 g/cm3。地面漏失压力11.63 MPa，漏失当量密度1.56 g/cm3；破裂当量密度1.652 g/cm3。Ø215.9 mm井眼钻进期间，至少每12 h进行1次低泵速试验。溢流前最近一次试验钻头深度4 910 m，钻井液密度1.27 g/cm3。测试小排量为273 L/min、410 L/min、546 L/ min时，压耗为4.45 MPa 、5.31 MPa 、6.34 MPa。同时关BOP，从钻杆泵入，阻流管线返出，测试在排量546 L/min时，管线摩阻为2.69 MPa。

钻进期间，为预防水合物生成，ROV定期下水对井口连接器及防喷器注入防冻剂乙二醇，同时每钻井班定时循环冲洗阻流压井管线，防止堵塞。

为监测地层呼吸效应，记录钻穿套管鞋之前停泵时的回流量，做为钻进期间停泵、接立柱回流量基准值；将钻井液性能维护在设计范围内；监测常规井眼清洁指标，如扭矩、附加拉力等；在钻具中组合随钻测压PWD工具，监测实时的ECD，控制ECD在预测值以内；每次接立柱前后，记录钻井液的漏失和返回量以及回流时间。当发生地层呼吸效应时，判断钻进时漏失量是否等于随后的钻井液返出量，实际钻进过程中并未发现明显地层呼吸效应。

钻前压力预测显示大部分地层为常压，但在3 600 m左右和深层白垩系碳酸盐岩地层存在较弱异常高压，地层压力当量密度1.2~1.3 g/cm3。Ø215.9 mm井段采取合成油基钻井液钻进。

2　溢流关井

2013年11月11日该井在钻进Ø215.9 mm井眼至5 163 m发生溢流。立即组织关井，关闭下万能防喷器，打开阻流、压井水下事故阀，关闭上闸板防喷器，钻头深度在5 150 m，10 min内完成硬关井程序。硬关井可以使溢流量尽可能最小，并且防止气体越过防喷器进入隔水管段。溢流的早期准确发现和及时地硬关井可将压井作业风险降到最低。

观察关井套压为6.21 MPa，关井立压为3.8 MPa。钻井液密度1.27 g/cm，井底循环温度约为160 ℃。根据中海油与钻井承包商的桥接文件，采取司钻法压井。该方法可保证井筒持续循环，快速循环排出溢流，水合物形成可能性低，同时防止岩屑沉淀，避免井下事故。但压井时间长，且压井排出溢流的过程中套管鞋处压力相对较大，在深水窄密度窗口下有压漏地层的风险。

3　压井作业过程

更新压井施工单，计算压井钻井液密度为1.354 g/cm3，初始循环立压9.31 MPa，终了循环立压5.88 MPa。因该井套管鞋处承压较低，且不清楚侵入流体性质，为防止压漏地层，压井钻井液密度暂未附加安全系数。

深水压井程序通常分3段进行处理，即先用司钻法对井筒内钻井液进行循环压井处理，然后对防喷器侵入流体和圈闭气进行处理，最后处理隔水管内钻井液。深水司钻法压井过程同常规司钻法相同，也分为2个循环周：第1循环周用原钻井液循环排出井内受污染钻井液；第2循环周循环泵入压井液。但在循环期间要重点关注井底压力平衡的控制，避免井漏及再次溢流。该井具体压井施工过程如下。

（1）压井第1循环周。使用1.27 g/cm3的原钻井液进行循环，调节阻流阀开关度，考虑管线摩阻2.69 MPa，控制套压在3.59 MPa，逐渐增加排量至压井排量538 L/min。立压上升至初始循环立压9.31 MPa后，保持立压为9.3~10 MPa相对稳定进行循环，保证井下处于稍微过平衡状况，避免井漏及再次发生溢流。在侵入流体进入阻流管线时，需迅速及时地调节阻流阀开关度，监控套压不超过最大允许关井套压10.3 MPa。

按压井施工单计算，从地面到钻头体积为51.1 m3，从钻头到地面体积为99 m3。循环至57.4 m3时，观察气测值逐渐增涨至最大8%。循环至95.6 m3时，测得出口钻井液密度为1.246 g/cm3，漏斗黏度120 s，气测值2.8%。第1循环周结束后，立压为10.3 MPa，套压为3.1 MPa，保持不变。

期间监测返出钻井液性能，见表1。根据溢流后钻井液的氯根及水含量变化，初步判断侵入流体主要为盐水及少量气体。溢流性质的准确判断为第2循环周压井参数及压井钻井液附加安全系数的准确选择提供了依据。

表1　第1周循环后钻井液性能对比

（2）压井第2循环周。以538 L/min排量泵入1.354 g/cm3压井钻井液，立压逐渐下降，调节阻流阀开关度，保持套压3.45 MPa不变，终了循环立压6.07MPa。

压井钻井液出钻头，保持立压6.07 MPa不变，期间套压逐渐下降至零。通过调节阻流阀，实现套压、立压的相对不变，来保证井底压力的平衡。

第2循环周结束，观察套压为0，钻杆压力为6.55 MPa。继续以1.354 g/cm3压井钻井液循环井筒内钻井液，调整进出口钻井液密度均匀。停泵，观察套压、立压基本为0。

（3）圈闭气处理。深水钻井中，圈闭气承受上千米水深静水压力，若处理不当，在打开防喷器敞开隔水管时，圈闭气会急剧膨胀，导致极其危险的后果。圈闭气的危害和水深密切相关。圈闭气的处理和溢流类型、防喷器结构配置及排气阀位置等、气体在钻井液中溶解度等有关。该井处理圈闭气前关下闸板，同时保持上闸板及上万能防喷器关闭，打开万能防喷器处的气体排泄阀，从压井管线泵入压井钻井液，阻流管线返出，循环排出BOP组内腔圈闭气体，监测最大气测值2.7%。循环直到进出口钻井液密度均匀且气测值为0。

（4）隔水管钻井液加重。开上闸板及上万能，通过增压管线对隔水管内钻井液循环加重至1.366 g/ cm3。循环期间通过防喷器水下压力传感器监测井筒压力，观察井筒压力逐渐增加，增长速率为0.35 MPa/h，判断井筒内可能存在地层呼吸效应、或地温增加导致压力上涨，通过缓慢泄压控制最高套压不超过最大允许关井套压。后期继续开泵循环井筒内钻井液，逐渐增大排量，循环进出口钻井液密度均为1.354 g/cm3。处理防喷器圈闭气及加重隔水管钻井液期间，保持监测井筒压力，跟踪判断井筒内压力状况。

（5）开井作业。开井前井筒内溢流检查 30 min，正常。再次梳理宣贯气体进入隔水管的应急预案，熟悉关闭转喷器及启动钻井液排海程序。因明确侵入流体主要为盐水，按照中海油井控规范，选取0.06 g/cm3的钻井液密度安全余量，大排量循环加重井筒内1.354 g/cm3的钻井液至1.414 g/cm3。11月14日，最终循环进出口钻井液密度均匀，为1.414 g/cm3，钻井液含水量及氯根含量正常。溢流全部排出，停止循环，压井作业结束。整个压井作业共用时59.25 h，消耗重晶石146.5 t。

4　结论及建议

（1）深水钻井，地层压力准确预测及井身结构设计是井控作业成败的关键。

（2）深水钻进期间，特别是下部井段钻进，要密切监控主要钻井参数的变化，发现异常变化时尽早做出判断，准确判断溢流、及时关井是井控作业的关键；准确判断侵入流体的性质，为下步的井控作业压井参数及压井钻井液安全系数的选取提供依据。

（3）深水井控中，选择司钻法压井有利于快速循环出溢流，水合物形成可能低，降低井控风险，同时通过立压、套压和压井液密度的精确控制，以确保地层流体不再侵入井筒。

（4）深水压井作业期间主要控制点：井底压力平衡的控制（避免井漏及再次井涌）、进出口钻井液密度的控制、BOP附近潜在圈闭气的处理、循环加重隔水管内钻井液时套压的监控、大量气体滑移至井口的应急处理预案、气体水合物的预防及控制。

（5）深水作业离岸远，压井材料的储备和后勤保障非常重要。

（6）为确保深水作业的安全进行，不仅要求设备的完好和操作人员的熟练程度。同时，深水井控工艺有待进一步完善，尤其是早期溢流监测和非常规压井等方面。

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（修改稿收到日期2014-12-31）

〔编辑薛改珍〕

Successful practices and technical analysis of deepwater well control

CHEN Bin1, LUO Junfeng1, YE Jihua1, HAO Xining2
（1. Drilling and Completion Department, Shenzhen Branch of CNOOC, Shenzhen 518067, China; 2. Research Institute of CNOOC, Beijing 100028, China）

The deepwater drilling belongs to a high-risk, high-investment and high-technology industry, and the deepwater well control is the core issue to the deepwater drilling. The offshore deepwater well control is faced with lots of difficulties and challenges, such as difficult well kick monitoring, weak stratum bearing capacity, small well kick margin, large friction resistance of choked flow pipeline, stratum breath effect, gas hydrate and trapped gas. With successful practices of well killing of a deepwater well implemented by CNOOC in Congo, West Africa as an example, via the analysis of well control operation process, this Paper researches and explores the deepwater well control technology and provides reference to the well control operation of deepwater drilling.

deepwater drilling; well control operation; overflow monitoring; well killing; trapped gas

TE58

A

1000 – 7393（2015） 01 – 0129 – 03

10.13639/j.odpt.2015.01.033

国家科技重大专项“深水钻井完井及其救援井应用技术研究”（编号：2011ZX05026-001-04）；国家自然科学基金“海洋深水浅层钻井关键技术基础理论研究”（编号：51434009）。

陈彬，1983年生。 2006年毕业于长江大学，主要从事海洋深水钻完井技术研究及管理工作，高级钻井总监工程师。电话：0755-26022433。E-mail：chenbin2@cnooc.com.cn。

引用格式：陈彬，罗俊丰，叶吉华，等. 深水井控成功实践与技术分析［J］.石油钻采工艺，2015，37（1）：129-131，134.