精细控压钻井技术在海上平台（地面井口）的应用

2020-11-09王安康雷新超王福学张俊奇韩雪健

海洋石油 2020年3期

王安康，雷新超，王福学，张俊奇，蒋凯，韩雪健

（1. 中海油能源发展工程技术公司天津 300452；2. 中石化海洋石油工程有限公司上海 200120）

精细控压钻井技术[1]是近年国外发展起来的前沿钻井技术，可有效解决钻探过程中由于压力敏感、复杂导致的井下复杂情况，特别是对复杂深井、超深井中普遍存在的窄密度窗口地层、易坍塌和漏失的薄弱地层以及枯竭油气层、深海海底油藏钻井都很适用，都有很好的效果；以往此项技术被美国等国家垄断，使用该技术需要支付昂贵的技术服务费用。精细控压钻井装备国产化后已先后在我国塔里木、华北、川渝等陆地油田成功开展工业化应用，全面替代国外同类产品，费用与国外同类技术相比降低70%以上；精细控压钻井系统技术已经成熟，已形成了钻进、起下钻、电测（随钻测井）、下套管（尾管）固井等程序的精细控压配套工艺，有效解决了安全密度窗口窄、喷漏同存等钻井难题，改善了固井质量；相对常规钻井技术，可大幅提高水平段延伸能力，暴露更多的产层，大大提高单井产量[2-4]。目前该技术已在海上钻井平台成功应用了12口井（探井），分别适用于不同型号的自升式钻井平台，说明该技术已具备在海上平台（地面井口）大规模推广应用的基础。

1 设备安装

1.1 精细控压原理及模式

精细控压的原理就是在钻井过程中，通过回压泵、节流阀精细控制或调整环空压力体系，确保井底压力相对恒定，从而在“窄压力窗口”层段实现安全、快速钻进的一种钻井技术。相对于常规钻井，精细控压钻井井底压力波动较小，避免由于接单根、起下钻、停泵等工况下引起井底压力波动，减少井漏、溢流等井下复杂情况，具体详见图1。

图1 控压钻井与常规钻井井底压力对比图

目前控压模式主要有井口模式、井底模式两种，两种模式的目的都是使井底压力稍大于地层孔隙压力。井口模式是以水力软件模拟为基础，通过调整节流撬的节流阀控制井口压力，调节钻井液密度、循环排量、环空摩阻达到控制井底压力的目的。井底模式是在底部钻具组合中连接随钻测压工具，实时上传井底压力，同样通过调整节流撬节流阀控制井口压力，调节钻井液密度、循环排量、环空摩阻达到控制井底压力的目的。由于井底模式是通过随钻测压工具测量出来的井底压力，井底压力控制更精准，对于窄压力窗口、高温、高压、高产油气井等重点井适用于井底模式。

1.2 主要设备组成

精细控压钻井系统主要设备及工具包括自动节流撬、回压补偿泵、旋转防喷器、液气控制系统、监测与自动控制系统、液气分离器、随钻压力测量工具（可选）、防溢管等。

由于海上自升式钻井平台甲板面积有限，且每个自升式钻井平台都有固井泵、液气分离器，综合考虑成本因素及设备简单化的原因，固井泵充当回压补偿泵使用，共用自升式钻井平台的液气分离器。目前海上自升式钻井平台只需要动用旋转防喷器、自动节流撬及相关管线、阀门、传感器等设备就能满足常规精细控压钻井作业需求。

1.3 设备安装

由于各个自升式钻井平台结构、布局及管汇尺寸不尽相同，到新平台实施精细控压钻井作业前都要进行现场调研，调研包括但不限于：是否具备实施控压钻井条件、是否需要变扣（管线连接）、和录井的连接方式、平台供电、供气能否满足要求、吊车能力及覆盖能力、控压设备布局方案等。根据调研结果需要提前准备变扣或者设备改造。

根据目前12口井设备连接、就位经验，精细控压设备只需占用悬臂梁甲板一半的面积即可满足作业需求，另外一半甲板可以摆放177.8 mm套管等物料，不影响正常钻井作业。图2是某平台悬臂梁甲板控压设备布置图，节流撬尺寸为：7.21 m×2.4 m×2.7 m，防爆正压房尺寸为：4 m×2.59 m×2.75 m，旋转防喷器泵站尺寸为：2.3 m×2.08 m×1.7 m，节流撬、防爆正压房和RCD泵站需要摆放在悬臂梁甲板；旋转防喷器安装在万能防喷器上方，旋转防喷器侧出口通过高压管线(101.6 mm/35 mPa)连接到节流撬入口端；节流撬出口管通过低压管线(101.6 mm/10 mPa)连接至液气分离器和高架槽；共占用甲板面积为：17.5 m×3.5 m；设备流程详见图3。

图2 精细控压设备甲板布置图

图3 控压设备流程图

2 现场应用

2.1 A井基本情况

A井为海上一口预探井（直井），一开（762 mm井眼）、二开（406 mm井眼）、三开（311.2 mm井眼）采用常规钻井作业，四开（215.9 mm井眼）采用控压钻井作业，钻探古生界地层。本井井身结构图详见表1。

表1 A井井身结构及套管下深

2.2 A井控压钻井

1）控压设计

本井采用的是井口模式，底部钻具组合中没有连接随钻测压工具。通过水力模拟软件进行井底压力模拟，模拟不同排量、不同钻井液密度、不同井深、不同井口压力情况下的井底当量压力，图4为其中一种工况下的模拟图。

根据模拟计算（图4），A井在3368 m循环或钻进时，在钻井液密度1.03g/cm3、排量4L/s的情况下，环空压耗1.77 mPa，通过施加井口回压（0～5 mPa），井底压力当量密度范围为1.084～1.235g/cm3。具体模拟条件详见表2。

图4 A井模拟状态（钻头位于3368 m，排量24L/s）

表2 模拟条件

2）第一阶段作业

本井四开215.9 mm井眼采用密度为1.03g/cm3的钻井液钻进，钻进至3440 m时出现失返性漏失，短起下钻期间漏速降为5～6 m3/h。由于计划转入中途测试作业，拆、甩旋转防喷器密封总成。

经过一段时间的堵漏、压井作业，效果不理想。安装旋转防喷器总成，控压1.8 mPa起钻至3273 m，继续进行堵漏、压井作业。堵漏后连续灌入1.05g/cm3的钻井液，漏速稳定在5～6 m3/h。起钻，转入测试作业。

经过生产测试，本井平均日产油1173.6 m3/d，气油比152 m3/m3，日产气178574 m3/d，地层压力系数为1.056，地层压力为35.97 mPa。

3）第二阶段作业

测试作业结束后转入钻井作业，经过两次堵漏作业后，堵漏效果仍然不理想。

经过反复模拟，最后采用1.04g/cm3的钻井液继续钻进，钻进期间漏速40～80 m3/h，钻进排量36～38L/min，停泵接立柱期间通过精细控压设备保持井口1.02 mPa的井口回压。

P1=0.00981×3472×1.04+1.02=36.44 mPa（P1井底压力）

井底当量=36.44/（0.00981×3472）=1.069g/cm3

保障钻进和停泵接立柱期间井底压力略大于地层压力（大于地层压力0.47 mPa），安全钻达设计井深3718 m，并进行了测井和固井作业。后期增加152.4 mm井眼，钻进至4142 m，测井、弃井作业顺利，满足地质勘探要求。

电缆测井期间用计量罐灌入1.06g/cm3的钻井液，漏速15～18 m3/h，井内有部分密度为1.07g/cm3的钻井液及岩屑，估计地层漏失当量压力为1.07g/cm3左右。

2.3 认识

本井四开钻进期间共漏失钻井液8093 m3、海水894 m3，因堵漏、压井产生非生产时间176h。后期如果进入开发作业或者钻探评价井，会面临同样的难题。

经过模拟（图5只是一种工况，模拟数据参考表2），本井利用1.0g/cm3的钻井液、25L/s的排量钻进，基本满足在密度窗口内安全钻进的要求，或者微漏的情况下控压钻进。停泵、开泵需要司钻和精细控压人员密切配合，司钻停泵降低的环空压耗等于精细控压回压泵补充的井口压力，开泵时增加的环空压耗等于回压泵减少的井口压力，具体详见图6。

图5 A井模拟状态：钻头位于3368 m，排量25L/s

图6 开、停泵时井底压力、井口回压、循环压力关系图

停泵接立柱期间，补充的井口回压为P2，保证停泵接立柱期间井底压力微大于地层压力并恒定，避免溢流、井漏的发生。

P2=（1.056−1）×0.00981×3368=1.85 mPa（P2停泵需要的井口回压）

由于该井段密度窗口太窄，增加一层套管成本太高，海水密度为1.03g/cm3，后期控压钻井推荐采用“淡水（钻井液密度1g/cm3）+井底模式（底部钻具组合中加入随钻测压工具）”模式实施精细控压作业。这样根据井底真实的井底压力实施控压作业，优化钻进排量、钻井液密度、井口压力三个参数，既满足井控安全，又能实现地质录井等勘探开发要求，实现安全、优质、高效控压钻井作业。