钻井井控技术中有关问题探讨

王高杰

（1.中国石油冀东油田公司勘探开发建设工程事业部，河北 唐山 063200；2.长江大学研究生院，湖北 武汉 430100）

钻井井控技术中有关问题探讨

王高杰1，2

（1.中国石油冀东油田公司勘探开发建设工程事业部，河北 唐山 063200；2.长江大学研究生院，湖北 武汉 430100）

为了提高压井施工的质量，实现“压而不死，活而不喷”，对压井施工现场中数据选取模糊和过程控制粗糙的环节进行研究是非常必要的。针对目前现场压井施工的现状，文中对2个井控关键问题——压井中安全附加值的选择和气侵压井施工中井口套压最大安全控制值进行了讨论。通过分析压井现场圈闭压力、压力波动、附加密度和压力的对应关系等因素对附加值选择的影响，以及根据“U”形管模型原理及气体平衡公式推导了压井施工中井口套压和套管鞋处压力的变化关系，提出了压井中安全附加值选取和不同阶段井口套压最大安全控制值的一些建议，以便为现场溢流险情发生后实施高效、高质、科学的压井施工提供参考。

气侵；套压；最大值；安全附加值；圈闭压力；井控；压井

0 引言

钻井井控是石油与天然气勘探开发过程中的重要环节，是安全生产工作中的重中之重［1］。当今国内井控理论及工艺技术已基本成熟，井喷事故比例逐年降低，但在出现溢流险情进行压井处理过程中，仍存在一些技术措施介绍粗糙、操作模糊的问题，导致压井失败、压漏地层等复杂情况发生，给现场压井施工造成一定的风险和资源浪费。

为了保证发生溢流后制定的压井施工方案合理，压井过程中有效控制井下溢流的同时，不发生地层漏失等复杂情况，进行科学压井，笔者对2个井控关键问题——压井中安全附加值的选择和气侵压井施工中井口套压最大安全控制值进行了分析，并提出建议，以提高现场压井施工的质量，确保井控安全。

1 压井中安全附加值的选择

1.1 现状

在钻井过程中，钻井液密度以各裸眼井段中的最高地层孔隙压力当量钻井液密度值为基准。考虑到油层段钻进时岩屑中的油气对钻井液的影响和起钻抽吸压力、液面下降对井底压力的影响，需要另外增加一个安全附加值，以保证安全钻进和起钻。

我国石油行业的规定一般为［2］：油水井附加密度 0.05～0.10 g/cm3或增加井底压力 1.5～3.5MPa；气井附加密度 0.07～0.15 g/cm3或增加井底压力 3.0～5.0MPa。目前在各钻井施工现场发生溢流关井后，压井液密度的设计，也按照上述安全附加值的规定进行附加（浅层气除外）。

1.2 存在问题

1.2.1 圈闭压力未充分考虑

如果存在圈闭压力未释放［3］，附加上密度或压力安全附加值后，极易压漏地层。发生溢流后，钻井泵未停稳前就完成关井，或气侵发现比较晚，关井后气体已开始滑脱上升，都会产生圈闭压力。而目前钻井施工现场对圈闭压力释放的意识淡薄，很少有钻井队在关井后判断并释放圈闭压力。圈闭压力会增加整个井筒各处的压力，不进行释放计算的压井液密度会大于实际需要密度，此时如果附加密度或压力过大，很可能在压井时压漏地层。

如高×井气侵后未及时发现，关井后套压逐渐升高，最终稳定在11MPa。钻井队未及时求取立管压力，且未释放圈闭压力。确定压井液密度时，使用了过高的关井立管压力［4-5］，同时附加了0.15 g/cm3密度安全附加值，造成压井施工中发生井漏。整个压井过程漏失35m3压井液，最终承压堵漏后压井成功。

1.2.2 压力波动难以有效控制

附加的密度或压力会直接作用到套管鞋位置，再加上压井过程中产生的压力波动和环空压耗［6］，很容易造成井漏。

这是由于在压井液密度中附加一定密度或在井口附加一定压力，附加的密度和压力都会作用在井下各个位置，由于压力传递的滞后性，在节流阀控制时可能会有很大的波动，再加上套管鞋以上环空的摩阻作用在套管鞋处，最终在压井过程中极易造成薄弱地层发生漏失。

1.2.3 附加密度和压力与井深的关系不清楚

附加密度或压力的选取不当，最终会导致井漏。由于井深的不同，附加密度和压力对井底压力产生的作用是不同的（见图1）［7］。从图1可以看出：对于深井，附加密度对井底压力产生的作用较大；对于浅井，附加压力对井底压力产生的作用较大。如果选取附加参数错误，例如深井选用了附加密度，将在井底产生很大压力，最终造成井漏。

如××井钻至井深5206 m时发生气侵，关井后套压5.5MPa，处理过程中附加0.15 g/cm3密度安全附加值，导致压井过程中发生井漏，最后先进行堵漏后压井成功。

图1 油水井和气井附加密度和压力与井深的关系

1.3 建议

环空压耗一般为0.7～1.4MPa，是最好的安全附加值，但其在压井中经常被忽略［8］。综合考虑上述问题，为了降低其他因素对井筒造成的累加影响，建议在压井过程中不附加密度或压力，直接采用根据准确读取的关井立管压力计算得到的压井液密度进行压井施工。压井施工结束后，按照下步施工要求适当调整附加密度或压力后，再继续施工。

2 气侵压井中井口套压最大安全控制值

2.1 现状

发生溢流关井时，最大关井套压值应不大于井口装置的额定工作压力、套管最小抗内压强度的80%所允许的关井压力、地层破裂压力所允许的关井套压值三者中的最小值［3，9-11］。通常情况下，井口装置的额定工作压力要与地层压力相匹配，井口装置按照规定选择、安装、试压后，其承压能力应完全满足关井的要求。在一口设计正确的井中，井口装置的额定工作压力最大，地层破裂压力最小，因此最大允许关井套压值的确定一般取决于地层破裂压力允许的关井套压值。

在各钻井施工现场中，一般会根据地层破裂压力试验情况在节流管汇处放置关井压力提示牌。为了防止压漏地层，保障井下安全，现场通常的做法是：发现溢流关井和压井的整个处理过程中，都要保证井口套压低于关井压力提示牌中相应钻井液密度下的最大允许套压值。当井口套压即将超过最大允许套压值时，要采取相应的措施来降低井口套压［12］。而在按照正常的压井曲线进行压井施工时，只能通过打开节流阀来降低套压或阻止套压继续升高，这样的操作会降低井底压力，导致溢流不能有效控制，从而压井失败，增加压井施工次数，甚至使事故进一步复杂恶化。

2.2 压力变化关系

由于气体具有可压缩性和膨胀性等特殊性质，且密度远低于钻井液，从而使得发生气体溢流的处理难度远大于油或水的溢流。目前钻井施工现场常用的压井方法是司钻法和工程师法［13］。司钻法需要经过2周循环进行压井，第1周循环用原钻井液排出被污染钻井液，第2周循环用压井液替换原钻井液；工程师法则直接用配制好的压井液替换出被污染钻井液。发生气侵后一般采用司钻法，和工程师法相比，司钻法的第1周最大套压略高［14-15］，危险系数略大。综合考虑，所以本文对气体溢流时采用司钻法第1周循环时的压力变化进行分析。

假设条件为：1）溢流气体在井底形成气柱；2）忽略压井过程中温度对气柱的影响；3）忽略压井过程中地层渗透进入井筒的气体；4）忽略气柱质量；5）钻头在井底位置；6）钻柱按照全井钻杆计算；7）压井过程中通过控制立管压力使井底受力平衡。

根据“U”形管模型原理和气体平衡公式［16］，对气柱、井口和井底进行受力分析，最终得到压井过程中井口套管和套管鞋处压力的变化关系。

2.2.1 井口套压

整个压井过程中，井口套压为

式中：pa为井口套压，MPa；pp为地层压力，MPa；ρm为原钻井液密度，g/cm3；g为重力加速度，m/s2；H为井眼垂直深度，m；A为环空截面积，m2；ΔV为溢流体积，m3；V为泵入压井液量，m3。

2.2.2 套管鞋处压力

1）气柱从井底上升到气柱顶部到达套管鞋位置的过程中，套管鞋处压力为

式中：ps为套管鞋处的压力，MPa；Hf为套管鞋处的垂深，m。

2）气柱经过套管鞋位置，直到气柱完全进入套管的过程中，套管鞋处压力为

3）气柱完全进入套管后，上升到井口并逐渐释放直到压井结束的过程中，套管鞋处压力为

2.2.3 压力变化关系

图2a为压井过程中气柱在井筒中不同位置的示意（红色区域为气柱），图2b为气柱上升到不同位置时井口套压和套管鞋处压力的变化曲线（其中，1—5对应图2a中的5个相应位置）。从图2可以看出：压井过程中，随着气柱从井底上升，套管鞋处压力也逐渐升高，当上升到A点（气柱上升到套管鞋位置）时，套管鞋处压力达到最大值，随后降低至B点，之后保持不变；井口套压逐渐升高，到C点（气柱上升到井口位置）时，井口套压达到最大值，之后下降后保持不变。

图2 气柱在不同位置时井口套压和套管鞋处压力变化关系

2.3 建议

井口装置的额定工作压力、套管最小抗内压强度的80%所允许的关井压力、地层破裂压力所允许的关井套压值，是限制最大关井套压值的3个关键安全压力值。井口装置的额定工作压力指井口防喷器的额定压力，同时由于井筒中上一开次的技术套管外有水泥和地层包围克服套管内流体内压，压力保持平衡状态，最弱位置在井口处，所允许的最大关井压力为套管最小抗内压强度的80%，因此井口装置的额定工作压力和套管最小抗内压强度的80%所允许的关井压力属于井口安全的限制压力。而地层破裂压力试验一般在套管鞋以下第1个砂层或套管鞋以下3～5 m位置处，位于裸眼段地层最上部，是裸眼地层最薄弱的地层，因此地层破裂压力属于井下安全的限制压力。根据图2b变化曲线可知：按照正常的压井曲线进行施工时，气柱（或污染钻井液）到达套管鞋位置时，套管鞋处压力达到最大值，此值由地层破裂压力所允许的关井套压值限制；气柱（或污染钻井液）上升到井口时井口压力达到最大值，此值由套管最小抗内压强度的80%和井口装置的额定工作压力限制。

综上所述，压井过程中井口套压允许最大安全控制值的建议为：压井时气柱（或污染钻井液）到达套管鞋位置前，井口套压允许最大控制值为地层破裂压力所允许的关井套压值；当气柱（或污染钻井液）进入套管内后直到压井结束，井口套压允许最大控制值为套管最小抗内压强度的80%和井口装置额定工作压力值两者中较小值。

3 结论

1）压井施工的核心是保持井底压力平衡地层压力，保证井筒及井口安全。为了提高压井质量，有效保护油气层，在发生溢流险情压井时，不附加安全密度或压力，也能保持井底压力和地层压力平衡，但前提是压井的基础数据必须准确，如关井立管压力、低泵冲实验压力等。

2）压井施工中井筒中各点受力有一定的变化规律，保持井口套压始终小于最大允许关井套压值的要求过于笼统，只要保证按照压井曲线控制立管压力来保持井底处于平衡状态，气柱（或污染钻井液）进入套管后就相对安全，井口套管对应的安全压力控制值由套管最小抗内压强度80%和井口装置额定工作压力两者中较小值确定。

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（编辑 赵卫红）

Discussion on well control technology of drilling

WANG Gaojie1，2
(1.Exploration and Development Construction Department,Jidong Oilfield Company,PetroChina,Tangshan 063200,China;2.Graduate School of Yangtze University,Wuhan 430100,China)

In order to improve the quality of well killing and realizequot;press but not die,flexible without sprayingquot;,it is of great significance to accurately study and analyze the data selection and process control sessions of well killing.Considering the present situation of well killing,two questions,quot;the selection of safety added value for well killingquot;andquot;the maximum safety control value of casing pressure in the construction of gas-penetrated wellsquot;,are analyzed and discussed.By analyzing the impact of the trapped pressure,the pressure fluctuation,the additional density and the pressure on selection of safety value and the relationship between the pressure variation in the wellhead and the casing shoe in the construction of the pressure well based on thequot;Uquot;model and the formula of gas balance,some suggestions onquot;the selection of safety added value for the pressure wellquot;andquot;the maximum safety control value of casing pressure in the construction of gas-penetrated wellsquot;are pointed out,which are very helpful for high efficient,high-quality and scientific well killing after the occurrence of overflow in the field.

gas invasion;casing pressure;maximum;safety added value;trap pressure;well control;well killing

TE28

A

10.6056/dkyqt201706026

2017-05-03；改回日期：2017-08-31。

王高杰，男，1986年生，工程师，2010年毕业于长江大学石油工程专业，现从事钻井井控技术管理工作。E-mail：gao6010325@126.com。

王高杰.钻井井控技术中有关问题探讨［J］.断块油气田，2017，24（6）：851-854.

WANG Gaojie.Discussion on well control technology of drilling［J］.Fault-Block Oilamp;Gas Field，2017，24（6）：851-854.