动态控压固井工艺关键技术与应用

2022-10-13郑渊云周太彬余才焌李平川赵常青廖富国

天然气勘探与开发 2022年3期

郑渊云鲜明, 周太彬余才焌李平川赵常青, 刘洋, 廖富国

1.中国石油川庆钻探工程有限公司井下作业公司 2.国家能源高含硫气藏开采研发中心 3.中国石油川庆钻探工程有限责任公司川东钻探公司

0 引言

四川盆地地质条件复杂，含油气层系多，复杂超深井同一裸眼井段常钻遇多套压力系统，漏、喷、垮频发，钻井液安全密度窗口窄，在这种情况下实现安全钻进、优质固井是世界级难题。多年以来，复杂超深井窄安全密度窗口地层固井多采用“正注反挤”工艺，固井质量无法保障，合格率较低，易造成重大安全隐患。动态控压固井是近年发展起来的一项新技术，该技术以静液柱欠平衡工况为基础，集工艺可行性分析、工艺参数设计、自动化集控策略、全过程平衡压力控制等技术为一体，是对现有“三高”（指高温、高压、高含硫）气井复杂地质条件下环空封固技术的有效补充[1]。初期的控压固井技术主要针对注替水泥浆阶段的浆柱结构调整和参数优化，同时环空动态剖面ECD（Equivalent Circulating Density，当量循环密度）实时调整主要是依据经验性决策，并未形成井筒压力闭环控制策略，并存在系统精度低、整定调节时间长等缺陷，在面临小间隙、高密度、窄窗口等日益复杂的井筒条件时，技术短板日趋明显[2]。国际上主要是哈里伯顿和斯伦贝谢两大公司在从事控压固井技术开发，提供包括控压固井工艺设计、控压固井专用装备、固井现场精细控压作业流程等全方位技术服务。其中哈里伯顿公司通过应用自动控压固井技术，解决了马来西亚海上油田Ø298.5 mm（安全密度窗口0.024 g/cm3）和Ø250.8 mm（安全密度窗口0.109 g/cm3）两层次尾管平衡压力固井作业；斯伦贝谢公司将此项固井工艺应用于阿根廷内乌肯盆地固井作业，成功解决了该区块环空带压问题[3]。国内区域主要是中国石油川庆钻探公司在川西双鱼石、九龙山、川中蓬莱气区等构造提供专项技术服务，以固井环空压力平衡技术为核心，精确计算与分析下套管、注水泥、起钻、候凝等阶段的环空压力剖面，优化设计浆柱结构与工程参数，结合现场在线实时监控系统，形成固井全过程环空动态压力精细控制的工艺流程，在解决漏喷同存固井难题方面显示出广阔的应用前景。

1 关键技术模块

动态控压固井工艺是以环空静液柱欠平衡工况为基础，工艺实施成败的前提在于对地层安全密度窗口的识别和掌控。固井作业前，采用动态套压调整与微溢漏监测相结合的方式测定裸眼段安全作业密度窗口；基于此窗口，采用合理的固井工作液密度、性能及动态工程参数控制，确保固井作业全过程环空压力在安全作业窗口范围内[2-3]。

1.1 安全密度窗口的测定

通过多种方式开展井下压力测定或模拟，探索漏失和溢流的临界点，实现安全密度窗口的准确定位，为动态控压固井的设计和施工提供重要参数。目前采用的方法包括PWD（Pressure While Drilling，随钻测压）、微球井下压力测定、存储式压力计测定、微流量监测以及动态参数模拟。

配备PWD模块的钻井系统，能够在钻进期间实时准确获取地层漏、溢压力实测数据，同时这也是一种成本高昂的技术手段。泵送式测压微球是将其投入钻具水眼后循环一周，地面捞获后进行数据获取。目前该方式的实测数据与井深标定还存在较大偏差。此外，受限于钻具组合、温压系统（抗压105 MPa，耐温125℃）制约，在复杂深井、超深井中推广应用局限性较大[4]。采用存储式压力计则存在时效性差的问题，且与PWD方式一样，只能在钻进或通井期间测试，对于压力系统时变性较强的地层并不适用。目前技术成熟度较高、成本低廉的安全作业密度窗口测试方案是微流量监控（图1）和循环动态参数模拟计算（图2）相结合的模式，各种密度窗口测试方式的技术特点如表1所示。

表1 密度窗口测试方式的技术特点对比表

图1 微流量监测图

图2 循环动态ECD模拟图

从钻井流程转化到固井流程，由于环空几何形态、钻井液密度及流变性能等变化，环空压力剖面将出现巨大差异。采用微流量监控和循环动态参数模拟计算相结合的模式，能够下完套管后，在钻井液密度、流变参数、循环排量、精细控压值等多参数影响条件下实施安全作业密度窗口的测定。这个模块的核心在于流变学算法，该算法是固井浆柱结构设计、工艺参数优化的基础，其准确度决定了后续控压固井作业的成败。在常规钻井液流变模型的基础上，引入温度场、居中度、小间隙等影响因素，精细计算描述固井环空动态压力剖面，并通过微流量监控井筒漏、溢平衡，准确测算裸眼段安全作业密度窗口。

1.2 多浆柱激动压力控制技术

固井下套管井漏是多压力系统地质条件下较为常见的一种井下复杂情况，其后果不仅会延长钻井周期，损失大量人力物力，造成储层损害，更会直接导致固井作业不能正常进行，严重影响固井质量，甚至诱发井筒内漏转喷，井控安全隐患极大[4-5]。业内主流工程软件如LandMark（兰德马克公司）等的下套管激动压力计算模块，是按照井筒均质钻井液来预测激动压力，可调控技术参数过少，非常不利于极端条件下安全作业激动压力的控制。对于喷漏共存复杂井筒条件，下套管期间实施分段处理井筒流体，建立包含管柱速度、塑性黏度、当量密度等多段浆柱结构参数控制条件下的水力学计算模式和作业工艺，是防止复杂地层发生漏失、确保井控安全的必备前提。为此，在深刻分析井漏影响因素的基础上，以井筒平衡压力设计和井控安全为准则，综合考虑地层承压能力、套管柱运移动能、环空间隙的变化、后效气窜速度以及多重钻井液浆柱结构的流变性能影响，开发出一种安全高效的下套管工艺作业模式，具有计算精度高、现场操作性强等优点[6-8]。

以激动压力计算模块为基础的全新下套管工艺作业模式，解决了窄安全密度窗口易漏地层的套管安全下入问题。其特点在于通过套管下入期间分段处理井筒钻井液，改变了常规下套管操作中井筒内仅存单一钻井液柱的状况，通过量化计算井筒当量钻井液密度变化，在适宜井深位置实施钻井液密度及性能参数调整，环空介质由单一钻井液变为多重钻井液浆柱结构，其目的就是控制后续下套管作业过程中的激动压力值[8]。如图3所示，以Ø127 mm尾管为例，该方法较常规静液柱过平衡条件下激动压力值降低约50%。

图3 激动压力参数控制图

1.3 动态近平衡压力控制技术

固井工艺由于受环空几何特征、流体介质、安全作业时间、驱替效率等因素影响，窄安全密度窗口条件的约束较钻进期间更为苛刻，主要表现为裸眼地层“提排量漏、降排量吐”[9-10]。这种动态呼吸性效应对固井而言，存在两大安全作业风险。一是裂缝的持续传播导致漏失由可控转化为失控，彻底失去实施平衡压力固井作业的机会；二是地层回吐引发环空水泥浆窜混，制约环空高效封固。为避免上述情况发生，采用环空ECD控制+进/出口微流量控制相结合的方式，形成“微吐—微漏”的环空压力控制技术（图4），即水泥浆在管柱内运移时以微流量控制环空处于“微吐”状态，允许出口流量略大于入口流量，这是一种“伪溢流”表现，并非环空压力失衡，只是控流量释放地层圈闭压力的一种方式[11]；水泥浆在环空运移期间，则通过强化参数控制地层微漏，此时出口流量略小于入口流量，ECD处于微过平衡状态。这种环空压力控制技术具有更加灵敏的漏、溢探测能力，主要优势表现在允许固井动态注替期间圈闭压力控流量释放，避免“漏转喷”复杂，同时降低了井口旋转防喷器超压密封失效风险，近平衡注水泥作业窗口阈值可达0.05 g/cm3。

图4 “微吐—微漏”固井环空压力控制技术图

1.4 在线监测与控制

动态控压固井实时监测与控制模块分为数据采集、实时动态模拟计算分析、节流压力闭环控制三个模块，实现关键参数动态计算（图5）及全过程闭环控制[12]。在线实时计算数据与固井动态控压系统之间的联动是采用局域网建立TCP/IP数据通路，实现数据传输互通，由控制系统下达指令，节流执行机构快速响应，从而完成固井环空精细化动态自动控压流程。该系统每秒采集一次参数并实时计算ECD，将多年以来固井作业现场的经验性决策方式升级为实时数据量化决策。

图5 实时参数计算与可视化界面图

1.5 控压固井专用装备

针对固井作业小间隙环空压力控制精度要求高的特性，设计电动自动节流控制和钻井液自循环回压补偿于一体的紧凑型结构装备，节流响应时间在0.5 s之内，整定调节时长在10 s之内，满足固井过程压力控制“精、准、快”需求。固井专用装备所用的电动节流阀与常规液控节流阀的参数对比如表2所示。

表2 节流控制方式参数对比表

如图6所示，该套专用装备改进后整合回压补偿系统与节流控制系统为一体式撬装化结构，解决了传统回压补偿系统连续工作补浆和计量难题；伺服电机驱动节流阀的控制方式使得套压控制精度达到±0.07 MPa[12]，柱塞泵动力端采用电机驱动，占地面积减小40%，特别适用于川渝地区山地井场运输与安置。

图6 控压固井专用装备改进前后对比图

2 现场应用实例

2.1 整体应用效果

动态控压固井技术在川渝油气田推广应用92井次，最深尾管作业纪录7 833 m（ST6井Ø184.15 mm尾管），解决了困扰四川盆地、塔里木山前构造等高压气区多年的窄密度窗口固井难题，固井成功率100%，质量平均合格率由66.24%提高至86.49%，区域应用效果如表3所示。

表3 动态控压固井技术区域应用效果表

2.2 复杂超深井动态控压尾管固井实例

部署于四川盆地八角场构造的风险探井JT1井，四开241.3 mm井眼茅三段以密度1.97 g/cm3钻井液钻进，钻遇6 155.00～6 158.98 m高压气层，关井憋压法求得立压15.29 MPa；提密度2.22 g/cm3钻进，停泵4.7 h后循环仍见后效溢流。筇竹寺组底部7 367.80～7 370.00 m为漏失层位，多次桥浆堵漏后承压当量密度2.34 g/cm3。该井密度窗口情况如表4所示。

表4 JT1井四开241.3 mm井眼密度窗口情况表

该井四开中完井深7 418 m，Ø206.38 mm尾管段长2 420 m，主要面临多套压力系统并存、安全作业密度窗口窄（2.26～2.34 g/cm3），环空间歇小（9.5 mm）等固井难题。如在原2.28 g/cm3钻井液条件下实施下尾管及注替水泥浆作业，必然导致最大动当量密度超过漏层承压极限，反挤水泥补救不可避免。只有通过以较低密度的钻井液、隔离液、水泥浆等介质在井筒静液柱欠平衡状态下实施动态控压尾管固井作业的方式，才能实现环空小间隙、高摩阻、窄安全密度窗口井况下注水泥一次性上返至喇叭口。在该井Ø206.38 mm尾管方案现场实施中，下送尾管至4 500 m，循环处理降钻井液，密度由2.28 g/cm3降低至2.22 g/cm3，动切力由9 Pa调整至7 Pa，控制下送尾管后期筇竹寺组漏层激动压力小于等于3 MPa，将2 420 m尾管安全送至设计井深，下送尾管期间激动压力参数控制如图7所示。

图7 JT1井Ø206.38 mm尾管激动压力参数控制图

该井注替水泥浆期间，采用动态控制流量的方式（图8），实时监控进、出口流量，安全可控地释放部分漏失圈闭压力，为后期旋转防喷器在额定压力范围内恒定套压起钻以防气窜创造了有利条件，最终实现0.08 g/cm3窗口条件下一次性正注高密度水泥浆（2.25 g/cm3），完成动态控压近平衡尾管固井作业。候凝期结束后，探上水泥塞长度132 m，与设计长度（150 m）符合率88%，茅三段—茅一段气层段封固质量电测解释合格率78.3%，全井筒经60 MPa压降引流测试验证，未发生尾管喇叭口气窜现象[13]。