海上高难度井作业风险的实时动态跟踪与管理

魏刚，袁洪水，林志强，和鹏飞，袁则名

中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司（天津300452）

海上高难度井作业风险的实时动态跟踪与管理

魏刚，袁洪水，林志强，和鹏飞，袁则名

中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司（天津300452）

为了实现对高难度井的实时跟踪，引进了包括设计模拟、水力参数、摩阻扭矩及地层压力实时模拟计算等功能的各类软件，形成了针对高难度井实时跟踪的辅助决策系统。该系统可在高难度井作业前进行设计预演以优化设计。在作业过程中实时模拟计算，分析了作业风险并提出解决措施，制定实时动态跟踪及管理作业方案。目前已经在中海油10多口高难度井作业中进行了实时动态跟踪及管理，取得了良好效果，降低了现场作业风险。

高难度井；设计模拟；水力参数；摩阻扭矩；作业风险

高难度井的钻完井作业风险控制一直是海上油气田钻完井作业关注的重要领域。以前海上钻完井作业通常做法是加强前期研究，现场任用经验丰富的钻完井总监，作业发生事故时，陆地召集专家集中会诊。但随着钻完井实时数据传输及软件技术的发展，可以实现利用实时数据对作业情况进行实时模拟计算，以便确定风险大小，及时提示陆地管理人员和现场监督人员[1-5]。在目前低油价时代，海上钻完井作业成本比陆地高，因此必须有效降低高难度井的井下作业风险，才能实现降本增效的最终目的。根据高难度井钻完井的作业特点[6-8]，中海油钻井支持中心（以下简称钻井支持中心）引进了实时模拟计算功能软件，建立了实时动态跟踪支持队伍及工作制度，形成24 h陆地支持服务，有效地减少了现场作业风险。

1 钻井实时在线动态系统的建立

钻井实时动态跟踪系统建立在eDrilling子系统的基础上，是一个创新的实时动态模拟、三维可视化、钻井远程监控系统。这套系统使用了所有地面和井下可以获得的实时数据，通过实时模拟对钻井过程进行监控和优化，并且直接将实时数据及模拟数据通过三维虚拟井筒显示，便于专家进行决策。

1.1 系统主要实现的功能

该系统可在高难度井作业前，先将作业程序输入到设计模拟软件中进行设计预演工作，预演过程中如果出现模拟计算的水力参数或摩阻扭矩等异常的情况，则需要对设计进一步优化以满足实际作业。在作业过程中实时对水力参数及摩阻扭矩进行模拟计算，由专业人员分析井眼清洁程度、卡钻及井漏等作业风险，提出解决措施，对于地层压力异常的井，则根据实时测井数据分析及预测地层压力变化情况。钻井实时动态跟踪系统目前应用于深水、高温高压、大位移等高难度井，主要进行钻井井下作业风险的监测及评估，钻具组合、作业工序和复杂情况的分析及优化。

1.2 系统的主要技术要素

1）系统包含高级的集成瞬态钻井模拟器，可以动态模拟各个不同的钻井子过程，并通过实时数据与模拟器进行交互。目前中海油掌握的核心模型为温度、压力耦合的钻井水动力学模型，扩展模型包括地层压力预测模型、机械钻速优化模型、井壁稳定模型、钻柱震动模型、摩阻扭矩模型，地质模型、地应力模型等，其仍需进一步开展相关工作。瞬态井筒温度压力耦合模型主要用于如下计算内容：钻进、循环过程中，循环当量密度剖面（ECD）、压力剖面、温度剖面、泥浆池液面等随时间的变化关系。钻井过程岩屑随时间的变化与分布，一旦形成的岩屑床超过警戒值，系统进行报警，如图1所示。起下钻过程中的瞬态温度、压力计算，在接单根、测试过程中静止当量密度（ESD）计算，从静置到流动的启动过程中温度、压力的瞬态变化。

图1 实时ECD瞬态模拟计算

2）基于实时数据与动态钻井模拟进行远程监控及安全预警，如图2所示。

图2 远程监控界面

3）基于动态机理模型进行钻井状态与作业条件的诊断。

4）远程钻井专家支持与决策系统。实时测量数据与模型计算数据进行比较，并将比较信息展现给钻井专家。分析实时数据与模型间的偏差，提交最可能的解释结论，并且力求降低虚假信息的误报率。

5）高级可视化技术、井筒状态实时模拟的虚拟现实技术，如图3所示。该系统使决策者能清晰看到井及井筒周围地层情况，从而更快更好地了解当前的状态并进行决策。当出现问题或异常情况，系统呼叫提醒钻井专家，使他们很快能够掌握当前相关情况，并作出正确的决定。统一的虚拟井筒浏览器界面为所有管理者和钻井专家共同参与决策使用，无论在陆地还是海上钻井平台，都不受限制。

6）基于数据流和工作流的软件系统架构，如图4所示。

2 运作模式与实现内容

为了有效降低现场风险，钻井支持中心制定了一系列实时动态跟踪制度，监控并分析每个作业节点的作业风险。

图3 虚拟井筒显示

图4 eDrilling系统软件架构设计

2.1 钻进作业前

1）与项目组人员沟通，明确项目组联系人，获取基本设计、施工设计、邻井测井资料等。

2）区块数据统计。对监测井区块邻井井史、钻井参数、事故复杂情况、施工难点进行统计归纳，供监测人员掌握。

3）根据施工设计，在模拟软件中编写基础配置文件，并在软件中建立各工况的模型，进行各种工况模拟，分析是否存在风险，对于在模拟中出现异常的井，提出优化建议。

4）根据邻井测井资料，使用压力预测软件预测三压力曲线；并与设计中的预测进行对比，如有异常，及时提出优化建议。

5）根据施工设计，计算每趟钻具组合的临界转速，计算不同转速下的钻具受力情况，提供最佳转速推荐。

6）对于不同类型的井，对邻井作业数据进行相应的反演，以指导该井钻井作业。

2.2 正常钻进期间

1）首先与项目组联系人现场沟通，确认基础数据的准确性，并对现场传回的悬重、泵压、扭矩、排量、钻井液性能等数据的准确性进行验证。

2）每隔6h，根据当前作业状况，对当前作业井段的悬重、泵压、扭矩进行总结、分析。对未来6h内的作业参数（悬重、泵压、扭矩及循环当量密度等）进行预测，如存在风险，及时预警。

3）计算正常钻进时岩屑堆积的最大机械钻速。

4）根据邻井和本井随钻（实测）测井数据，及时用压力预测软件修正地层3个压力的预测结果。

5）如存在易漏层位，根据易漏层的承压能力，计算出该处的最大循环排量、最大起下钻速度。

6）如存在易溢流层位，根据易溢流层位孔隙压力情况，计算出该位置处的最小钻井液密度、最大起下钻速度。

7）如钻井液密度选择窗口狭窄，根据地层3个压力的预测及实测结果，预测不同工况、不同排量下的循环当量比重。

2.3 起下钻期间

1）根据上层套管内、裸眼内起下钻时的悬重数据，推算摩阻系数。

2）根据摩阻系数，计算下一趟钻具或管柱悬重是否能够下到位（第一趟钻具在作业前计算）；如果钻具无法正常下入，提出钻具组合优化建议。

3）根据地层情况，计算抽吸激动压力（确定最大起下钻速度）。

2.4 划眼和倒划眼期间

1）通过分析悬重、扭矩变化趋势，计算摩阻系数、井眼清洁度等确定卡钻风险等级。

2）对比井底循环当量、密度与地层3个压力的关系，根据实时监测的泵排量、泵压和泥浆池体积变化情况，确定溢流、井漏风险等级。

3）风险级别在中、高级时，提出相应技术措施；风险较低时，提出相应的处置方法，主要包括循环排屑、替稠浆、控制（倒）划眼速度、改变（倒）划眼参数等。

2.5 下套管及固井期间

1）根据地层三压力预测及实测结果，计算最大下套管速度和套管到位后的最大循环排量。

2）下套管前对设计的管柱进行敏感性分析，优化管柱组合，结合通井情况，通过分析下套管时的悬重变化趋势和摩阻系数，确定卡套管风险等级。

3）下套管前完成水力计算和最大下套管速度计算，下套管时监测灌浆量、排替量和钻井液池体积变化，结合钻井液性能、下套管速度，计算的激动压力，确定井漏风险等级。

4）风险级别在中、高级时，提出相应技术措施；风险较低时，提出相应的处置方法，主要包括下套管前的水力和敏感性分析、管柱组合和扶正器位置、井眼清洁、钻井液性能调整、控制下套管速度、监测套管下入到底循环情况等。

5）根据固井设计，使用软件动态模拟固井全过程，如存在问题，及时进行提醒。

6）通过设计模拟软件模拟固井过程中井底及套管鞋处的循环当量密度变化，进行实时对比，监控井漏风险。

2.6 事故及复杂情况发生时

1）发生卡钻时卡点计算、最大扭矩计算。

2）发生溢流、井涌时关井后的压井计算、井涌余量计算。

3）协助组织中海油专家、总监进行视频会议，利用回放功能查看历史曲线、分析异常数据，确定事故原因。

4）协助项目组论证处置方案可行性，运用软件进行反演验证。

5）通过软件实时显示处理过程，进行全程监控，实时指导直至事故及复杂情况处理完毕。

3 现场应用

3.1 A油田A8井循环当量密度模拟分析

A8井设计216 mm井段钻进至潜山地层完钻，潜山地层漏失风险较高。实际216 mm井段钻进期间，钻井液密度逐步提高至1.55 g/cm3，辅助决策软件模拟套管鞋处循环当量密度为1.707 g/cm3，井底循环当量密度为1.711 g/cm3，已经达到了后续潜山井段地层破裂压力，如果继续利用216 mm井段完成潜山地层钻井作业，则存在极大的潜山井漏风险。同时已钻开裸眼井段孔隙压力较高，发生井漏后极易发生上喷下漏的情况，漏失、溢流及井壁失稳风险高。辅助决策人员通过实时动态跟踪系统，建议启用备用井身结构方案，在潜山地层顶部中完，利用152.4 mm井段及合适密度的钻井液钻进潜山。后续152.4 mm井段钻井顺利，无复杂情况发生。

3.2 B油田B2H井井筒压力监控

B油田B2H井在311 mm井段钻进至4 800 m（垂深4 003 m）时，通过作业参数监测发现前期地层压力预测与实际偏差较大，辅助决策人员通过实时动态跟踪系统，根据邻井以及本井的测井数据，预测及更正地层三压力的变化趋势线，发现目前钻井液密度偏低，建议现场及时提高钻井液密度，最终成功避免了溢流发生，顺利地完成了该井段的作业。

3.3 C油田A1井固井模拟

244.5 mm套管固井设计前33 m3顶替泵速为1.3 m3/min，后29 m3顶替泵速为0.65 m3/min。辅助决策人员通过辅助决策软件模拟反演固井设计，计算顶替过程中井底最大循环当量密度为1.97 g/cm3，该计算结果已经超过薄弱地层的漏失压力，也高于地漏试验压力值，漏失风险高，建议对固井设计进行优化。项目组优化设计，实际固井过程上层套管管鞋处循环当量密度为1.92 g/cm3，固井作业顺利进行，无漏失发生。

通过实时动态跟踪系统的跟踪管理，重点跟踪井的复杂情况处理时间大大减少[9-10]。钻井支持中心2015年相继跟踪了10多口井，均取得了较好的应用效果。以A油田A8井为例，311 mm井段复杂情况处理时间相比邻井减少71%，216 mm井段复杂情况处理时间相比邻井减少78%。

4 结论与建议

1）高难度井的应用实例表明，实时动态跟踪管理制度的建立对钻完井作业风险的实时控制起到了良好的保障作用。

2）通过对实时数据的分析进行风险跟踪管理，模拟计算结果与实际情况吻合很好，能够给予现场作业较为准确的预测结果，可对大多数钻井井下作业风险提前预防。

3）通过实时动态跟踪系统的应用，有效地减少了高难度井的钻完井作业风险控制，重点跟踪井的复杂情况处理时间大大减少。

4）随着石油勘探向深水钻井、复杂地质条件下的深井超深井钻井方向发展，实时动态跟踪系统的应用前景越来越广阔。

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In order to real-time track high-difficulty well,various types of software for design simulation and the real-time simulation calculation of hydraulic parameters,friction torque and formation pressure are introduced to form a assistant decision system for realtime tracking of high difficulty well.The system can be used for the design preview of high-difficulty well operation so as to optimize the design.In the operation process,real-time simulation calculation is carried out in order to analyze operational risk,to propose solution measures and to develop the real-time tracking and management programs of operation.The system has been used in more than 10 high difficulty well operations of CNOOC,good results are achieved,and the operating risk of high difficulty well is reduced.

high-difficulty well;design simulation;hydraulic parameter;friction torque;operational risk

王梅

2017-03-08

魏刚（1978-），男，高级工程师，主要从事海上钻井信息化研究与实践工作。