非常规压井技术的应用

陶现林，徐泓，母亚军

（中国石化中原石油工程有限公司西南钻井分公司，四川 南充637000）

0 引言

在川东地区气田产层多为裂缝或破碎地层，勘探开发中，压力高，产量高，且高含硫化氢，井控难度很大，因此，井控工作一直是川东地区钻井施工安全中的重中之重［1］。在这种复杂的地质和工程条件下，有时候常规压井技术应用受到较大的限制，甚至无法实施，这时必须采用非常规压井技术。

非常规压井技术是发生溢流关井后，钻具距离井底较远、钻具断裂、刺漏或者钻具内通道卡堵等状况下，常规压井方法无法实施或者难以达到理想压井效果而采用的特殊压井方法。

本文结合近几年在川渝地区压井实践中遇到的复杂问题，对非常规压井技术进行了深入研究，建立了非常规压井技术方法。在泰来2 井成功实施的非常规压井技术，为川东地区及类似地区实施特殊压井提供了经验。

1 非常规压井技术

非常规压井技术综合应用置换法压井和平推法压井技术，达到控制井口压力和压稳油气层的目的。

1.1 置换法压井

由于各种因素造成关井后套压较高，一般套压达到了井口段套管抗内压强度的50%左右，或者井口井控装备额定承压能力的50%左右。这时采用常规压井方法存在诸多困难，需要采取措施降低套压（放喷降压措施不在本文讨论之内），同时保持地层气体不进入井筒或者少进入井筒，即保持环空液柱压力加上套压大于地层压力［2-4］。向井筒内泵入一定体积的压井液，放出纯气体或者严重污染的钻井液（密度严重降低），通常是间隙性施工，有时可以相对连续性施工。

置换法压井技术是在关井情况下，确定套管上限与下限压力范围，分次注入一定数量的压井液，分次放出井内气体，直至井内充满压井液，即完成压井作业［5-7］。每次注入井筒的压井液所形成的液柱压力大于放出气体或者严重污染的钻井液所降低的压力。一般情况下，由于注入压井液密度和体积能够准确计量，所形成的液柱压力基本准确，所排出的污染钻井液有时无法准确计量，放出的气体体积目前没有现场计量手段；因此，实际操作中，放出的污染钻井液体积和气体量很难控制，这时精确观测套压和计算环空压力非常重要。

排放出的流体主要有3 种： 第1 种是气柱已经滑脱到井口环空，置换出来的全部是气体；第2 种是排出来的全部为污染严重的钻井液； 第3 种是排出来的气液混合物。

置换法压井方法降低了套压，缓解了前期井控险情，但是不能把井压稳，后期必须应用其他压井方法才能保证井筒液柱压力大于地层压力。

1.2 平推法压井

平推法压井是从地面管汇向井内注入压井液，将进入井筒的地层流体压回地层的压井方法［8-11］。使用平推法压井前，依据地层渗透率计算施工排量，也可以实测确定合理的施工排量。根据井内管柱状态、压井液密度、各种循环磨阻等参数计算控制压力，主要考虑井控装备和泵的承受能力，保证装备安全。

该方法一般适用3 种情形： 一是含硫化氢气体的井涌；二是技术套管下的较深，产层或者其他层位具有较好的渗透性；三是钻杆堵塞或者断裂，压井液不能到达井底。

1.3 复杂条件下推荐做法

置换和平推2 种压井方法有时需要和其他压井方法综合应用。施工推荐做法如下。

1.3.1 压井钻具距井底较远或空井时发现溢流

1.3.1.1 溢流量大于2 m3或溢流速度大于3 m3/h

1）立即关闭封井器并倒钻井泵闸门至反循环压井管线，同时做好下钻杆准备（钻杆带止回阀）；准备堵漏钻井液和钻杆水眼灌浆管线。

2）通过反循环管线向井内泵入大于溢流量的重钻井液（2 倍溢流量）。

3）开井下钻，密切观察溢流情况并准确测量溢流量，及时向钻杆内灌钻井液。

4）每当溢流总量达到3 m3或溢流速度明显增大时，停止下钻关闭钻杆半封闸板，从压井管线向井内泵入重浆5～6 m3，再开井下钻，直至下到理想的深度进行正循环压井。

5）在下钻的同时，地面准备1 罐堵漏钻井液；如果在往井内注钻井液时发生井漏，可注堵漏钻井液。

6）井内有钻杆，在关闭半封闸板后通过压井管汇从环空反推钻井液时，要注意计算泵压产生的上推力和钻具悬重，防止将钻具上推。一般情况，环空加压1 MPa，对φ127 mm 钻杆上推力约为127 kN，对φ139.7 mm 钻杆约153 kN。

7）准备高密度的压井钻井液，如果钻具下不到井底进行压井，可能要使用较高密度的钻井液。

1.3.1.2 溢流量小于2 m3或溢流速度小于3 m3/h

直接抢下钻杆（带止回阀），同时倒钻井泵闸门至反循环压井管线，并准备堵漏钻井液和钻杆水眼灌浆管线。其他步骤同1.3.1.1 中的3）—7）。

1.3.2 喷漏同存时的压井方法

1）如果不见液面，马上从环空吊灌钻井液；如果吊灌10 m3仍不见液面，立即从钻具打堵漏钻井液，并间断从环空吊灌低密度钻井液，直至能够建立循环。要注意钻井液的配制和转运，堵漏材料的组织和堵漏方案的制定及堵漏措施的细化。

2）如果可见液面，灌满钻井液能够建立循环或经过堵漏可建立循环，进行压井作业。

3）控制套压以循环罐监测液面没有溢流或微漏（小于3 m3/h）。

1.3.3 含硫化氢产层发生溢流的处置方法

1）采用环空平推法将含硫气体推入地层。

2）如果发生井漏，可先从钻具打入堵漏钻井液，等堵漏钻井液出钻头再进行环空平推，将含硫气体推入地层。

3）进行节流循环压井。

2 非常规压井技术应用

2.1 泰来2 井基本情况

泰来2 井是位于川东南地区的一口重点探井，设计井深5 720 m，目的层是主探上二叠统长兴组，兼探下三叠统飞仙关组和下二叠统茅口组。实钻井身结构为：φ476.25 mm 表层套管×32.00 m+φ339.70 mm 技术套管×705.00 m+φ273.10 mm 技术套管×2 957.11 m+φ241.30 mm 裸眼×5 430.00 m。φ241.30 mm 井眼钻遇的主要地层是须家河、雷口坡、嘉陵江、长兴组和吴家坪。长兴组是主要目的层，设计压力系数1.10～1.25，在5 430.00 m 以上井深没有发生过溢流。

2.2 溢流发生经过

该井2月22日14：30—24：00 进行钻井液性能调整，钻井液进口密度1.96 g/cm3，出口密度由1.96 g/cm3降至1.94 g/cm3，全烃值维持在0.4%～0.5%。钻进至井深5 430.00 m，进入吴家坪组14 m 中完。循环了5 h 后开始短起下钻，2月23日2：00—4：30 短起下10 柱（短起下井段5 110.00～5 430.00 m），耗时2.5h。4：35—6：11 循环，钻头位置5429.00 m，排量1.4 m3/min，泵压16.5MPa。其中5：30 钻井坐岗记录显示液面上涨1.1 m，5：40 出现后效显示，6：11 气测全烃值70.78%，槽面无色米粒气泡占40%，缓冲罐槽面上涨30 cm，钻井液出口密度由1.93 g/cm3下降至1.60 g/cm3，黏度由98 s 上升至103 s，钻井液体积增加很快。6：16 停泵关防喷器，准备通过节流管汇、液气分离器循环排污。

6：25 单凡尔开泵，排量0.48 m3/min，节流阀全开循环排污，进口钻井液密度1.96 g/cm3，出口钻井液密度1.82 g/cm3，点火成功，橘黄色火焰高6～8 m，立压0 MPa，套压由3.09 MPa 不断上升。7：30 套压升至9.69 MPa，7：48 套压升至19.29 MPa，7：55 停泵关井，关井套压34 MPa。7：55—9：45 关井观察，立压0 MPa（钻具内有止回阀），套压41.2 MPa。

2.3 溢流处理

由于关井套压达到41.2 MPa，根据溢流发生经过推算，井内环空存在气柱基本已经到达井口，因此采用正注置换法压井，以期降低套压。

2.3.1 置换法压井

2月23日9：45—10：51，节流阀关到死点位置（可以放出纯气体）以0.48 m3/min 的排量泵入2.0 g/cm3钻井液压井，立压为0 MPa，套压41.2 MPa，泵入钻井液29.2 m3。10：51 悬重由1 720 kN 下降至101 kN，立压突然上升至21.25 MPa，套压43.12 MPa，立即停泵。根据悬重变化和立压变化，判断为钻具断。

根据套压和立压之差，井内液面在断点以下，断点以上钻具内充满钻井液，可以计算出钻具断点离井口的最小值。因钻杆断裂前向钻具内打2.0 g/cm3的钻井液29.2 m3，断裂后套、立压相差21.87 MPa，按钻具内充满钻井液算，21.87 MPa 需要2.0 g/cm3的钻井液1 115.8 m，因此所剩钻具不可能少于1 115.8 m，实际断点在1 546.82 m。

10：51—18 ：52 ，间断正注泵入2.0 g/cm3钻井液88.91 m3置换压井，立压下降至18.01 MPa，套压下降至29.01 MPa，悬重上升至170 kN。期间节流放喷点火，火焰高度6～8 m，火焰呈橘红色，部分火焰发蓝。

19：09—23：29连续正注泵入2.0 g/cm3钻井液43.16 m3置换压井，立压下降至9.96 MPa，套压下降至11.2 MPa，悬重上升至266 kN，焰高2～3 m。23：25 井口开始返出钻井液，23：29—23：36 停泵，立压9.96 MPa下降至9.37 MPa，套压11.2 MPa 下降至9.77 MPa。

2.3.2 节流循环法压井

2月24日0：00—16：50 节流循环排气。控制立压10.00～11.00 MPa，进口密度2.02 g/cm3，出口密度1.93～1.95 g/cm3，火焰高0～3 m，火焰呈橘红色，部分火焰发蓝，套压维持在8.75～10.13 MPa。

关井后立压7.0 MPa，套压9.4 MPa，达到了降低套压的目的，该井井控险情得到较好控制。由于钻具断点距离气层段较远，断点以下钻井液不断受到污染，气体中含有硫化氢，因此，采用平推法压井方法把受污染的钻井液压回地层，使钻井液压力与地层压力平衡。

2.3.3 平推法压井

2.3.3.1 第1 次平推法压井

2月24日，17：05—20：50 共计注入2.10～2.20 g/cm3的钻井液280 m3，立压由14.37 MPa 降至11.29 MPa，套压由10.59 MPa 降至9.24 MPa。其中采用压裂车反推钻井液50 m3，排量1.10～1.30 m3/min，压力13.75 MPa 下降至11.51 MPa； 使用钻井泵正注钻井液230 m3（含6%堵漏钻井液30 m3）。至25日15：52 关井观察，立压6.15～6.65 MPa，套压8.51～8.97 MPa。

2月25日，15：52—17：11 节流循环，进口密度2.30 g/cm3，出口密度1.94～1.97 g/cm3。17：29 关井观察，立压由7.02 MPa 上升至8.95 MPa，套压由9.43 MPa 上升至10.96 MPa。26日6：59 间断正注或反推挤入密度2.30 g/cm3钻井液30.13 m3。16：45 关井观察，立压由5.17 MPa 下降至4.74 MPa，套压由7.66 MPa 下降至7.1 MPa。

2.3.3.2 第2 次平推法压井

2月26日，17：00—19：32 正注、反推2.30～2.40 g/cm3钻井液200 m3（其中2.30 g/cm3的堵漏浆80 m3），停泵后，立压0 MPa，套压1.84 MPa 逐渐下降0.56 MPa。后开井观察，无溢流，决定起钻。在起钻第4 柱时，发现异常，灌浆多返出1.63 m3。关井求压，立压2.51 MPa，套压1.65 MPa。至28日8：21 进行2 次节流循环、1 次反推，节流循环时进口密度2.29～2.39 g/cm3，出口密度2.04～2.31 g/cm3，立压5.86～3.44 MPa，套压2.03～0.30 MPa，点火火焰高度1～2 m。节流循环期间共计漏失钻井液29.83 m3，反推密度2.25 g/cm3的钻井液10.27 m3。

2.3.3.3 第3 次平推法加堵漏压井

2月28日9：03—10：06，共计泵入2.20～2.50 g/cm3钻井液110 m3。其中正注密度2.20 g/cm3的堵漏钻井液60 m3、正注2.50 g/cm3的钻井液40 m3、间歇性挤堵泵入2.50 g/cm3的钻井液10 m3。

10：06—10 ：57 节流循环观察，排量1 m3/min，进口密度2.50 g/cm3，出口密度1.90～2.23 g/cm3，立压4.07～3.86 MPa，套压2.65～0.03 MPa，循环共计漏失20.43 m3。11：03 开井循环观察，排量1 m3/min，立压3.49 MPa，井口失返，共计漏失钻井液5.8 m3。现场判断油气层基本压稳，井控险情解除，转为钻具打捞。

3 结论

1）非常规压井技术是在复杂压井条件下控制井控险情，降低井控风险的有效技术手段。

2）非常规压井技术在压井之前须对井下情况作深入分析，作出符合客观实际的判断，制定压井施工技术方案。实施过程中对操作控制要求很高，确保准确无误。

3）复杂压井条件下的压井作业，多数情况下是多种压井方法的综合应用，要根据压井进度合理进行压井方法的转换，以达到较好的压井效果。

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