深水司钻法压井应用实例分析

赵春燕(中海油田服务股份有限公司 钻井事业部湛江作业公司，广东 湛江 524057)

1 深水井控及司钻法压井

井控是油气勘探生产的重中之重[1-2]。深水环境下，地层破裂压力和孔隙压力形成狭窄的钻井液密度窗口；细长的节流管线产生较大摩阻损失，使环空压力增大，有可能超过地层破裂压力而井漏[3]；深水井控中压力变化复杂多样[4]；深水低温环境带来水合物、压井液流变性等问题[5]，使深水井控异常复杂。

目前常用的压井方法是司钻法和工程师法[6]。司钻法是发生溢流关井，先用原密度钻井液循环，将环空中被污染的钻井液循环出井，再用精确计算的压井液循环压井，重建井内压力平衡[7]。司钻法压井有两个循环周，但多次失败的教训告诉我们，仅用两个循环周完成压井的成功案例较少，多数情况下是经过多次循环、调整泥浆才完成压井，特别是深水井控。

2 深水司钻法压井应用实例

2.1 井下复杂情况发生过程

某直井作业水深814.8 m，215.9 mm(8-1/2″)井段地层岩性为中厚-巨厚层灰色泥岩、粉砂质泥岩与厚层浅灰色粉砂岩呈不等厚互层，局部井段夹薄层灰质粉砂岩。本井钻进至主要目的层3 936.3～3 966.3 m时，最大气全量4.1%。钻进至3 988 m后进行短起下钻作业，无后效气。钻进至4 250 m开始出现单根气(最大气全量3%)，逐步提高钻井液密度至1.17 sg。溢流前(4 364～4 379 m井段)钻遇地层多变，存在胶结致密砂岩、含灰砂岩，泥岩等，机械钻速快慢交替变化，无明显规律。

04:20正常钻进至4 383.31 m，EKD显示返出流量增加，活动池增加4 桶，气全量有增加趋势，司钻停钻，上提钻具；04:22气全量上涨至20%，停转停泵，关上万能BOP(关井后气全量上涨至最高55%，对应返出深度4 378 m)，倒计量罐监测隔水管液面稳定，活动池上涨14 桶，立压为0；04:55套压上涨至3.447 MPa(500 psi)。

04:55小排量顶通浮阀求取关井立压2.068 MPa(300 psi)、关井套压3.447 MPa (500 psi)。停泵后立压逐步上涨至3.337 MPa (484 psi)，套压上涨至4.406 MPa(639 psi)。

2.2 井下复杂情况处理经过

本次压井采用司钻法，第一循环周用原1.17 sg钻井液循环，第二循环周用1.40 sg压井液循环压井。

2.2.1 第一循环周

05:18用原1.17 sg钻井液循环排环空溢流，以3.337 MPa (484 psi)关井立压为基础，调阻流阀，保持套压不变，提排量至每分钟30 冲，ICP为6.550 MPa(950 psi)，循环一个迟到时间，气全量缓慢增长，最大气测值13.4%，继续循环气全量缓慢降低，期间配制压井液。

07:03用原钻井液循环至2 977冲(钻头到阻流阀理论体积3 874冲)，气全量增加，套压波动，调节阻流阀维持立压相对稳定。

循环过程中循环池液面持续上涨，为防止可能的继续侵入，08:08调小阻流阀开度以给井底回压，提高循环立压至7.583 MPa (1 100 psi)，以此立压继续循环。

09:06停泵，读得关井立压4.563 MPa(662 psi)，关井套压4.564 MPa(678 psi)，现场与技术支持讨论压井钻井液密度，此期间关井立压和套压同时持续上涨，至8.645 MPa(1 254 psi)左右趋于稳定。

11:00，确定压井液密度为1.40sg；11:34读得SIDPP=8.645 MPa(1 254 psi)，SICP=8.480 MPa(1 230 psi)。

2.2.2 第二循环周

11:34用1.40 sg压井液进行第二周循环压井。保持套压不变，开泵，提泵速至每分钟20 冲时套压上涨至8.824 MPa (1 280 psi)后下降，提泵速至每分钟25 冲时立压上涨至10.403 MPa(1 509 psi)后下降(判断有漏失)，继续提泵速至每分钟30 冲，立压和套压均持续下降，未见回流。

12:01阻流阀调至5%倒流程至小计量罐观察仍无回流，此时累计泵入686冲压井液，通过压井管线观察压力，与套压相等，判断阻流管线内无钻井液。12:11累计泵入990冲压井液，观察到较小回流，泵入量仍大于返出量，继续调节阻流阀开度至13%；12:36调节阻流阀开度至22%；12:41累计泵入1 900冲压井液，回流正常，泵入量与返出量平衡，此时累计漏失300 桶钻井液；12:43泵入1 955冲压井液，循环立压逐步降低至0.538 MPa (78psi)，套压缓慢降低至6.515 MPa(945 psi)。

13:07观察循环立压0.469 MPa(68 psi)，套压4.743 MPa (688 psi)。根据指令，尝试重新获得立压，缓慢调低阻流阀开度由31%至20%，套压上涨至6.549 MPa(950 psi)，但立压无变化，回流量降低，漏失速度25.47 桶/h。13:18缓慢调大阻流阀开度至32%，立压仍维持在0.483 MPa(70 psi)，套压缓慢下降。

14:23累计泵入4 942冲压井液，立压缓慢上涨；14:25调大阻流阀至50%；14:27累计泵入5 050冲压井液，回流量较少，立压下降至0.462 MPa(67 psi)，套压下降至1.275 MPa(185 psi)，继续调大阻流阀开度至全开；14:41累计泵入5 500冲压井液，立压缓慢上涨，套压维持在0.552～0.620MPa(80～90 psi)，回流量稳定，返出钻井液密度1.19～1.20 sg。

15:20回流量再次减小，开压井管线阀门(保持阻流、压井全开)，立压在3.102～3.171 MPa(450～460 psi)稳定，井眼仍漏失；15:26测漏速130 bbls/h；15:35测漏速200 桶/h。

15:37降低泵速至每分钟25 冲，立压3.171 MPa(460 psi)，返出钻井液密度1.24 sg。15:42测漏速78 桶/h。15:56返出钻井液密度1.28 sg，测漏速150 桶/h。

15:58开上闸板防喷器，调节上万能防喷器压力至2.758 MPa (400 psi)，活动钻具，确认钻具处于正常状态。

16:13测漏速160 桶/h，返出钻井液密度1.29 sg。16:23返出钻井液密度1.3 sg。

16:43降低泵速至每分钟15 冲，无返出，由于泥浆池中压井液不足以支持继续循环，关井，读取关井立压1.613 MPa(234 psi)(钻杆内外压井液密度不均匀造成)，关井套压0 MPa(0 psi)。

16:48开阻流阀，倒计量罐，16:53立压1.503 MPa(218 psi)，泄压，立压降为0 MPa(0 psi)。17:02关闭阻流阀，观察压力，立压缓慢上涨。17:15立压上涨至1.172 MPa(170 psi)后缓慢下降；17:49立压下降至0.993 MPa(144 psi)。

第二循环周期间：

2.2.3 循环排除圈闭气

第1日18:30接指令处理圈闭气。倒流程，压井管线入、开排气阀通过阻流管线返出，循环排除上万能与上闸板防喷器之间圈闭气，泵入60冲1.19 sg钻井液时阻流管线见返出，继续循环期间最大气测值9.8%，19:47停泵。

2.2.4 开井，循环调整钻井液性能

第1日19:47接指令开井循环调整钻井液。关闭转喷器，关水下事故阀，开上万能及上闸板防喷器，倒计量罐，溢流检查，井眼微漏(9 桶/h)。

第1日20:45根据技术支持预测：地层压力当量密度约为1.28 sg。当前井筒内液柱当量密度1.36 sg。泵入1.32 sg钻井液，循环调整钻井液至进出口钻井液密度均匀为1.32 sg，期间井筒微漏(累计漏失34 桶)。

第2日05:45—06:15溢流检查，正常。

第2日06:15—12:00继续循环调整钻井液性能。

第2日12:00，溢流检查30 min，井眼液面稳定。12:30，进行低泵速及管线摩阻试验。

第2日13:00进行短起下钻作业，期间测得最大齐全量1.5%，油气上窜速度39 m/h，溢流检查正常后起钻。

2.3 本次井下复杂情况的几点认识

(1)溢流原因：本井发生溢流的根本原因是钻遇地质未预测到的异常高压层。本井实际与预测地层压力偏差较大，揭开异常高压层后，ECD无法平衡地层压力，地层流体侵入井筒导致溢流。(2)漏失原因：下部井段钻遇的砂岩层承压能力弱，极有可能是本次出现的井漏的原因。深水地层压力窗口窄，压井液的密度选择较为关键。(3)第一循环周前求压不准确原因：理论上关井后15分钟压力趋于稳定，而本井关井后压力持续升高，一方面地层渗透性不理想，未能及时释放地层压力；另一方面环空钻井液气侵，气体存在滑脱上移导致压力持续升高。

3 结语

结合上述实例分析，深水压井取得成功的关键在于：(1)落实“四早”要求：早发现、早关井、早汇报、早处理。(2)准确判断地层压力，合理设定钻井液密度。准确判断地层压力及漏失压力，科学确定压井液及后续钻井液密度，是成功处理“下喷上漏”复杂情况的关键。(3)确保现场井控设备完好、井控物资充足、人员井控技能达标。深水井控对井控设备提出了更高的要求，现场应储备充足的加重及封堵材料，关键岗位人员应熟练掌握井控技能，开展不同工况下的井控演习，及时更新低泵速数据和压井施工单等，为处理压井提供坚实的技术支持和准确的数据基础。(4)深水井控使用司钻法，可较早排除溢流，通过循环ECD及套管回压等控制溢流的进一步产生。早循环、早处理，以免造成卡钻或气体滑脱套压升高造成地层漏失等更多复杂情况。