水平井恒压力梯度控压钻井新技术

郑冲涛，刘殿琛，韩烈祥

(中国石油集团川庆钻探公司钻采工程技术研究院)

近年来，窄压力窗口钻井问题越来越突出。一方面，钻探深层优质气层、凝析油层过程中地层对压力敏感，受当量循环密度(ECD)变化影响,频繁出现井涌、井漏或喷漏同存，钻遇多个层位还需要增加更多套管层次才能钻达设计井深。另一方面，处于对少井高产的追求，更多井采用长段水平段、大位移水平井技术来开发。储层水平段钻井中，ECD导致水平段两端可能出现坍塌与井漏或井涌与井漏同时发生，即使是页岩气水平井也会面临面临严重的井下复杂。除此之外，水平井钻井井眼净化困难、摩阻扭矩大，严重影响了钻井效率和效益[1]。因此，迫切需要一种钻井新方法来突破ECD的限制，实现安全、高效地钻井。

一、Reelwell钻井技术原理

Reelwell钻井公司发明了一种钻井方法—ReelWell Drilling Method(简称RDM)[2]为应对上述挑战提供了一种全新的解决方案(如图1)，通过双层管(双壁钻杆)提供了可以在钻杆内独立循环的通道，而裸眼中可实现全过程“恒压力梯度钻井”，使井眼环空始终在一个稳定的压力梯度剖面下钻井，这种钻井方法类似于控压钻井，但又不同于控压钻井，它是将平衡地层压力的钻井液与参与循环的钻井液分为两个独立的压力系统进行管理,从而保持井筒压力为一恒定的压力梯度剖面，而不是仅仅控制某一井深点的压力恒定。此外，这种控压钻井新方法可以以较低排量达到有效净化井眼的目的，并且通过组合使用两套钻井液体系增大施加给钻柱的浮力而降低了水平井钻井摩阻扭矩，并且通过降低参与循环的钻井液密度实现了节能钻井。

图1 Reelwell 钻井技术(RDM)原理图

1. 系统构成

地面管汇控制撬(图2)是钻井液流程的关键控制装备。该撬包括管汇、阀门及压力、温度、微流量传感器，可监控泵入及返出流体的压力、流量和温度，用于判断井底压力的平衡状态。

在井口装置上部装有一套旋转防喷器，用于井眼环空的回压控制。双壁钻杆中心管和旋转防喷器出口均通过管线连接至地面撬，司钻室的监控系统根据控压钻井需要，实时计算、独立控制两路管汇的回压值，实现对开泵、停泵工况的远程自动阀门操作与回压控制。

图2 地面管汇控制撬

井内采用两种不同性能的钻井液，即井眼环空采用高密度钻井液、双壁钻杆内采用低密度钻井液的组合钻井液模式进行水平井钻井作业，低密度、低黏度的主动钻井液参与双壁钻杆的反循环和常规下部钻具组合(BHA)的正循环，双壁钻杆外的井眼环空持续灌满不参与循环的高密度、匹配地层压力剖面的被动钻井液。还可以在井口憋回压，实现压力管理钻井。

该系统可以安装在标准钻机上，双壁钻杆顶部通过转换短节[3]将顶驱与双壁钻杆连接，底部通过内管阀将双壁钻杆与标准BHA相连。根据水力学优化结果，推荐的双壁钻杆规格为直井段Ø168.28 mm×Ø203.20 mm与水平段Ø149.23 mm×Ø190.50 mm的复合管柱。

内管阀是一种实现反循环和工况转换的井下关键工具,其功能是防止主动、被动钻井液的混浆及工况变化时的压力窜通。内管阀采用了滑套封隔器结构[4]设计，包含内管、外管、变流接头、封隔器滑套等，在封隔器滑套上方设计了类似铣铤的结构，以备倒划眼之需。封隔器滑套套装在外管上，可自由滑动和自由旋转，在钻柱上下移动过程中受井壁摩擦作用而移位控制流道开关。钻进时钻柱向下前进，封隔器滑套向上滑动，打开钻柱反循环通道；接单根时，上提钻柱，封隔器滑套则向下滑动，关闭反循环通道。配合BHA的回压阀或双壁钻杆专用单流阀[5]，可在停泵时隔断井眼与钻柱的压力系统。起钻前将钻柱的两个通道均替换成被动钻井液以平衡井筒压力。

2. RDM钻井优势分析

RDM采用双壁钻杆反循环钻井，在大斜度或水平段钻井中表现出独特的优势。井眼环空的静态高密度被动流体能够很好地维持钻井全过程、全井段的压力剖面的稳定，基本可以杜绝水平井井漏；而参与循环的低密度主动钻井液降低了循环功耗；反循环使岩屑由双壁钻杆的中心通道携带至地面，大部分井段的上返通道由偏心环空变成了管状通道，携岩环境得到大幅改善，甚至能满足连续取心的携岩能力[6]，所以对钻井液的综合性能要求不高。概括起来有如下优势：

(1)大幅改善井眼净化。本系统除约30 m BHA井段外，钻屑是通过钻柱中心管这个独立的管状流道从井底携岩上返，消除了偏心环空流道的低流速区，因此，水平井段岩屑返出效率很高，钻井摩阻和遇阻卡的几率大幅下降。

(2)控压钻井更灵活。常规钻井ECD的存在、特别是长水平段水平井岩屑床的存在引发大量井下复杂，RDM的井筒压力梯度基本可保持一个不受ECD影响的、稳定的井下压力梯度剖面；其次，由于BHA长度很短，水平段井筒压力基本相等，突破了水平段钻井的水力延伸极限[7](如图3)；第三，地面可以独立向中心管、井眼环空施加回压，或加重被动钻井液进行小套压及无套压控压钻井，从而适应不同压力系统地层的需要，实现井筒压力剖面与地层压力剖面的完美匹配(如图4)。

图3 RDM突破水平井水力延伸极限示意图

图4 RDM可以适应的地层压力剖面

(3)明显改善水平井摩擦扭矩和起下钻摩阻：在大斜度或水平段钻井中采用组合钻井液后，井眼环空被动流体的密度大于双壁钻杆内主动流体的密度，同时Ø190.50 mm双壁钻杆采用铝制轻质钻杆，对钻柱产生飘浮效应，降低了钻柱与井壁的接触应力。加上无岩屑床井眼减小了钻柱与井壁的粘附接触面积，因此，可有效降低钻进时的摩擦扭矩和起下钻摩阻。

二、工业钻井试验

2016年3月，在加拿大阿尔伯达一口浅层水平井进行了现场试验，水平段试验了地面流程、控制系统、铝制钻杆、高低密度组合钻井液等。试验目的是：①验证工具性能的可靠性及相关工艺流程(包括铝制双壁钻杆的改进，井控作业程序，高低密度组合钻井液对降低环空回压，恒定井下压力梯度及降扭减摩)的有效性；②验证软件模型如水力学计算软件、摩擦扭矩与起下钻摩阻计算软件，培训和工艺流程模拟器的适应性。

1. 试验井基本情况

试验井是一口浅层水平井，设计为三开井身结构，二开Ø342.90 mm井眼采用常规Ø127.00 mm钻杆钻至803 m(垂深465 m)，下Ø273.05 mm套管固井；预计地质靶区为均质砂岩地层，垂深450～470 m，无油气显示。由于地层加深，实钻垂深460 m为黏土层，将Ø342.90 mm水平井眼下探延伸钻至井深804 m(垂深466 m)探得砂岩地层，被迫钻出一个上翘水平井，完钻井深1 510 m(垂深452 m)。

三开Ø250.83 mm井眼采用专用双壁钻杆结合常规旋转导向系统钻进第一段水平段，全井均采用密度1.1 g/cm3的水基钻井液。钻至井深1 100 m之后，将井眼环空顶替入被动钻井液，采用1.1 g/cm3+1.6 g/cm3的组合钻井液模式钻进水平段至完钻井深1 510 m。

完成上述试验后，还试验了井控工艺。向套管井注入圈闭气，成功检测到气侵的发生、上窜与出井过程。最后依据当地法律法规实施弃井。

2. 试验结果分析

试验中采集了地面和井下数据，包括在高低密度组合钻井液密度模式、全井高密度钻井液两种工况下的摩阻数据和井下PWD的数据。

2.1 水平井降摩减阻效果分析

完钻后，将钻头提离井底进行试验，根据设计缓慢对钻具进行下钻、起钻操作，同时配合旋转钻柱动作。采集的对比数据如图5所示。

(a)1.6 g/cm3+1.15 g/cm3组合钻井液

(b)1.6 g/cm3+1.6 g/cm3钻井液

从图5中可以看出，在高低密度组合钻井液模式下，转换成1.6 g/cm3+1.15 g/cm3的高低密度组合钻井液循环后，井眼环空回压从2.5 MPa下降到0.3 MPa，钻柱扭矩从8.4 kN·m下降到6.2 kN·m。表明高低密度组合钻井液模式的钻柱扭矩可降低30%左右，与理论模拟结果一致。

本次试验很难精确测量对起下钻摩阻影响，可能的原因是总钩载较小，在钻机提升系统的机械摩擦影响下产生了滞后效应。但是基本可以判断组合钻井液模式的摩阻比单一流体模式的摩阻更小(钩载变化小),钻具旋转时的摩阻小于停止转动的摩阻。

2.2 水平井改善携岩效果分析

实验过程中振动筛上返出了大量大块钻屑，部分钻屑小于1 mm是由于地层主要为黏土层的缘故。但是水平段钻进将排量降低到13.3～16.7 L/s，岩屑上返时间仅为9 min左右，说明携岩效果好，能够减少或省去接单跟的循环划眼时间。

2.3 水平井控压钻井效果分析

试验井采用1.1 g/cm3+1.6 g/cm3组合钻井液钻进，根据井眼环空压力和双壁钻杆两个通道压力与钻井垂深关系而计算出的压力梯度如图6。

图6 采用双通道循环钻井时的压力梯度示意图

试验结果表明：井眼环空压力梯度曲线接近高密度被动钻井液的静压力梯度曲线(吊灌钻井液时低速向下流动的ECD可以忽略不计)，并且在水平段A、B点的井筒压力仅仅因为垂深高差原因有微小差别。中心管上返通道因上翘水平段水力循环摩阻存在，低密度主动流体的压力梯度并不是一条直线，且与停泵状态下的压力梯度线存在较大距离。接单跟过程的井底PWD数据显示：井筒压力波动在0.05 MPa以内，而在BHA内部压力变化范围是5 MPa。验证了反循环钻井的井内压力相比于常规钻井消除了钻井中动态ECD的影响，这是一个非常独特的优势，非常适合安全密度窗口窄及长水平段水平井的钻井。监控系统可在1～2 min完成启停泵操作。

2.4 井控能力分析

采取向井内注氮气的方式进行了井控工艺试验。在Ø273.05 mm套管783 m处坐放桥塞，由双壁钻杆向套管内注入氮气至人工井底，在井下形成0.43 m3(井下当量体积)圈闭气，以此模拟气侵。检测氮气的气侵、上窜过程，然后开始排后效试验。试验中采用短BHA和13.3 L/s的循环排量，溢流循环过程的主要井控标志点均得到清楚记载。

井控试验表明微流量控制装置科里奥利流量计具备快速检测井内气侵的能力，同时表明该系统可以有效监控井下压力变化，并有能力安全可控地排除后效。

扣除相关的停等时间后，试验进度基本与计划一致，成功地按计划完成所有项目。在较低的排量下就可以获得20～40 m/h的高机械钻速，井深1 510 m的三开井身结构试验水平井，从开钻、完成相关试验到弃井共耗时间仅15 d。

三、结论

通过钻井新技术试验，验证了该技术的优势与特点，对于深井超深井窄压力窗口地层和页岩气长水平段水平井的钻井具有很强的适应性,结合目前国内页岩气开发的工程技术现状,提出如下认识与建议。

(1)RDM钻井是一种高效、精细的控压钻井技术。可以在井眼环空保持近似于静态的压力梯度，消除动态循环压耗引起的压力波动影响，真正实现压力管理钻井。对复杂深井钻井具有很好的借鉴作用。

(2)RDM钻井突破了水平井水力延伸极限；有效解决了偏心环空携岩效率低下的难题，大大降低了钻柱与井壁的接触摩擦力，延长了水平井机械延伸极限。有利于提高页岩气开发的高效钻井和降本增效。

(3)应大力开展国内页岩气长水平段水平井钻井的技术创新，寻找解决岩屑床引起的卡钻埋钻、水平段垮塌与井漏的有效途径，开展油基被动钻井液+水基主动钻井液的反循环钻井试验。