南海西部深水井井控关键因素分析与探讨

吴艳辉 李梦博

摘 要：深水钻井井控面临地层压力窗口窄、海底低温、水合物防治、圈闭气处理及存在浅层水流、浅层气等诸多风险。在对业界深水井控技术充分调研的基础上，结合近年来南海西部自营深水井作业实践经验，总结出一套针对南海西部深水井地层破裂压力低、压井方式的选择、圈闭气处理、水合物预防及呼吸效应识别等深水井控问题的处理措施，为成功发现LS17-2、LS25-1及LS18-1气田保驾护航，开启了我国深水勘探开发的新篇章。

关键词：深水钻井;南海西部;井控技术;难点;压井;实践

中图分类号：TE52     文献标志码：A     文章编号：1003-5168（2022）7-0075-04

DOI：10.19968/j.cnki.hnkj.1003-5168.2022.07.017

Abstract：Deep water drilling well control faces many risks， such as narrow formation pressure window， low seabed temperature， hydrate prevention and control， closed gas treatment， shallow water flow， shallow gas and so on. Based on the full investigation of deep-water well control technology in the industry and combined with the practical experience of self operated deep water well operation in the west of the South China Sea in recent years， a set of treatment measures for deep-water well control problems such as well killing mode selection， closed gas treatment， hydrate prevention and respiratory efficiency identification of deep-water wells in the west of the South China Sea are summarized.These provide guarantee for the successful discovery of ls17-2， ls25-1 and ls18-1 gas fields and open a new chapter of deep-water exploration and development in China.

Keywords： deepwater drilling; Western South China Sea; well control technology; difficulties; well killing; practice

0 引言

深水鉆井是未来石油勘探开发的主题，深水区域蕴藏着约70%的石油，但海洋深水沉积环境的特殊性[1]，导致深水钻井具有较低地层破裂压力、不稳定海床、海底低温、气体水合物生成等风险。由于深水井涌余量小、隔水管长、阻流压井管汇摩阻大、井控设备相对浅水更加复杂等特点，深水钻井井控面临巨大挑战[2-3]。

面对风险和挑战，深水井控技术急需一套行之有效的解决方案。目前的理论研究和现场实践聚焦在压井方法选择、井控设备研究及早期溢流监测等方面[4-6]。褚道余[5]在《深水井控工艺技术探讨》文章中及叶吉华等[7]在《南海深水钻井井控技术难点及应对措施》文章中阐述了深水钻井井控工艺面临的难点，主要归纳为地层压力窗口窄、溢流监测难度大、浅层气和浅层流的影响、压井难度大、圈闭气处理、水合物预防、防喷设备要求高、呼吸效应识别等，但大多缺乏现场实践及应用。笔者通过总结南海西部地区的十多口深水井作业经验，剖析了陵水深水气田高风险探井的井控处理成功案例，结合井控理论研究，针对七类技术难点，形成了深水钻井井控处理方法和技术沉淀，对后期深水气田开发具有重要指导意义。

1 南海西部深水井控难点分析

南海西部深水区域位于琼东南盆地，具有以下井控特点：①浅层地质情况复杂，对浅层气等灾害的控制提出挑战;②使用浮式钻井平台作业，且作业井水深基本超过1 000 m，溢流监测难度大;③压力窗口窄，易出现又“喷”又“漏”的复杂情况;④作业井大多为高地层能量的气井，压井方式的选择面临巨大挑战;⑤本区域深水井绝大多数使用水基钻井液，井控期间气体水合物生成的可能性大，容易在井控过程中出现水合物堵塞防喷器组、水下事故阀门或阻流压井管汇;⑥在深水出现呼吸效应，对现场井控作业形成巨大干扰;⑦本地区存在深水井、超深水井、深水高温高压井等世界性难题，井控问题更是难上加难;⑧存在压力反转、侧向压力传递、水道砂等复杂地质情况，地层压力预测精度低，加大井控工作难度;⑨本区块台风多发，对台风季节的井控安全提出更高要求，井控工作面临更大风险。

2 井控特点应对措施

针对上述南海西部深水井控特点，形成了一系列控制措施，并得到了广泛应用，下面介绍该地区几个典型控制措施应用案例。

2.1 浅层地质灾害处理

2.1.1 合理选择井位。某井为一口常规深水井，水深1 051 m，在井深1 495 m处有一处约0.03 km²地震振幅异常体，在井深1 630 m有一处约0.01 km²地震振幅异常体，两处均有浅层气风险，通过与勘探部门沟通，通过移井位，能有效地避开两处可疑地层，而且仍能达到地质勘探目的。

2.1.2 DKD钻进。某井为一口超深水探井，水深1 699.3 m，设计表层26"井眼2 130 m中完，在井深2 050 m处存在可疑地层亮点，下部井段作业窗口不满足提前下20"套管固井的条件。现场从2 020 m处启动DKD，泵入比重为1.25 s.g钻井液至下20"套管深度，折合井底当量比重1.06 s.g左右，整个过程作业顺利，无溢流现象出现。

2.1.3 建立循环钻进。某井为一口高温高压深水井，水深990.8 m，在井深2 298 m左右处有明显地震振幅异常，存在浅层气风险，经过研究发现，26"井眼在2 298 m前中完，后面井段压力窗口仍能满足作业需要，满足建立循环系统及井口防喷器组的方式处理可疑地层。现场实际26"井眼中完深度2 122 m，20"套管鞋深度2 116 m，后续17"×20"井眼实钻表明，该可疑地层返出最大气测值约为4%，岩性为粉砂质泥岩，为浅层气的可能性比较大，建立循环系统方式有效规避了风险，整个过程作业顺利。

2.2 压井处理案例

2.2.1 准确及时发现溢流。鉴于深水钻井平台溢流发现的困难，多数平台引进早期溢流监测系统。但现场作业实践表明，EKD系统仍有其局限性，当气测值大于15%时，EKD会报警，但此时并非溢流。通过作业人员的现场实践经验总结，当气测值较高时，EKD系统仅为参考，需要通过传统监测活动池的增加量判断是否溢流。多种方式监测，有效弥补每种监测手段的不足。该方法在本区块多数作业井中得到实践，并成功监测到溢流现象。

2.2.2 压井方式的选择。针对深水压井的窄压力窗口特殊性，目的层钻进前，配置足够重浆，尽量在1.5 h内完成压井浆的配置，尽快建立循环，应用边循环边加重法进行压井。

某井目的层12-1/4"井眼钻进至4 068 m，发生溢流，关井求压，折算地层压力当量1.70 s.g以上，13-3/8"套管鞋地漏当量1.70 s.g，现场采用非等待方式，以1.61 s.g压井浆边循环边加重至1.63 s.g压井浆进行压井作业。

2.2.3 压井阻流管汇摩阻。该地区深水井作业井水深大多在1 000 m以上，阻流压井管线内径4"压井作业过程中，该摩阻不能忽略，现场在每次新地层钻进前均要做一次完整的管汇摩阻试验，以备压井使用，表1为本区块某井12-1/4"井眼作业前摩阻测试数据表。

数据表解释：①使用低泵冲进行试验;②阻流管线摩阻近似等于“钻具泵入，阻流管线返出”与“钻具泵入，环空返出”两者之间的差值，如2#泥浆泵在10 spm条件下阻流管线摩阻近似等于100 psi;③压井管线摩阻近似等于“压井管线泵入，阻流管线返出”与阻流管线摩阻的差值，如2#泥浆泵在10 spm条件下压井管线摩阻近似等于86 psi。

2.2.4 圈闭气处理。国际上通过向阻流压井管汇泵入海水，形成压差，运用“U”形管原理排除圈闭气，但作业时间长，对于钻井阶段，地层实钻压力系数无法摸清，排气阶段面临井浆、压井浆、海水三种流体混合，活动池监测难度大。为避免形成新的复杂情况，通过现场实践，在充分了解防喷器组构造的前提下，通过倒换水下事故阀及流程，有效排除圈闭气，并得到成功实践。

某井444.5 mm井段钻进至2 861 m，发生溢流，关井求压（先关上万能、再关中闸板），打开上万能压井前须处理上万能与中闸板之间圈闭气，流程如图1所示，期间最大气测值7%，压井期间如图2所示，压井结束处理下阻流与中闸板之间圈闭气流程（关闭上万能，打开中闸板，关闭中闸板），如图1所示，期间最大气测值2.6%。该次处理圈闭气过程顺利，无复杂情况发生。

2.2.5 水合物预防。水合物對井控的影响此处不再赘述。水合物的防治技术有添加化学抑制剂、采用油基泥浆、采用保温措施、机械清除等方法。但水合物清除方法受各种因素限制，通过该区块几口井的井控实践可以总结出，水合物的预防更为关键。

在深水压井过程中通过以下方式抑制气体水合物的生成：①及时清除圈闭气;②坚持循环压井方式;③将钻井液转换为含有高浓度水合物全防抑制剂的压井液;④利用时间间隙活动水下事故阀门。压井期间压井钻井液水合物抑制剂浓度为20%NaCl和15%乙二醇，有效预防水合物的生成，从现场三口井压井过程中可以看出，该预防措施在该区块行之有效。

2.2.6 隔水管内气体。深水钻井隔水管长，发现溢流晚，发现溢流前，很可能气体已经进入到隔水管内，尤其本区块深水井均为气井，流体上窜速度更快，此时须借助转喷器系统倒流至下风口舷外排气。

某井12-1/4"井眼钻进至4 068 m发生溢流关井后，倒计量罐观察井筒，计量罐在1 min内上涨3 bbls，判断有气体进入隔水管，立即关闭转喷器，现场人员在下风口左舷观察到气体和钻井液混合物喷出。

2.3 呼吸效应

呼吸效应常发生在开泵期间ECD接近地层破裂压力，大于地层闭合压力，表现为开泵活动池体积减少，停泵活动池体积增加，容易被误判为溢流，耗费大量的人力、物力、财力。

判断呼吸效应的主要方法为开泵期间必定有漏失现场发生，停泵活动池增加，二者数量相当;若回流量过多，则可关井，关井套压和立压值相当，所求立管压力值小于开泵环空摩阻，液控阻流端适当放压后，关井套压会下降，图3为溢流与呼吸效应返出流量变化图。

某井12-1/4"井眼钻进从3 332 m至3 405 m期间，每柱（每柱钻杆约38 m）钻进期间，均发生漏失，停泵接立柱期间倒计量罐观察到上涨，且两者数量相当，如表2所示。现场判断该现象为呼吸效应，可以继续钻进，整个钻进至完钻深度期间，作业正常。

2.4 台风季节井控安全

琼东南盆地每年的5月至11月为全球台风频发区域，对于台风季节的井控安全，主要为预防措施：①借助气象部门加强台风监测，对该区域台风预报全面掌握;②每天更新防台T-Time，针对当前作业至避台撤离前时间节点，留好安全时间窗口;③合理规划作业程序，尽量安排目的层井段在无台风影响期间作业;④若台风期间出现溢流复杂情况，且在T-Time安全时间内无法处理，则考虑启动应急解脱程序。

3 结论与建议

①针对浅层气、浅层流风险的深水井，可以通过合理选择井位、采用动态压井技术及优化井身结构的方式处理。

②深水钻井关井方式推荐采用硬关井，压井方式推荐采用短时间等待的工程师法或边循环边加重法，呼吸效应回吐量超过关井所允许的溢流量，推荐通过关井求压及放压的方式处理。

③钻井阶段推荐采用倒换防喷器水下事故阀及阻流压井管汇流程处理圈闭气。

④气体水合物预防是关键，可以通过保持循环及添加化学抑制剂的方式预防气体水合物的生成。

⑤压井阻流管汇摩阻在每个井段钻进前必须试验，在目的层钻进期间，推荐在每次泥浆性能改变后都进行一次完整的摩阻试验。

参考文献：

[1] ROHLEDER S A，SANDERS W W，WILLIAMSON R N，et al，Challenges of drilling an ultra-deep well in deepwater-spa propect[S].SPE/IADC 79810，2003.

[2] 国家发展和改革委员会.钻井井控技术规程SY/T 6426—2005[S].2005-03-19.

[3] 海洋钻井手册编审组.海洋钻井手册[M].北京：石油工业出版社，2011.

[4] 杨进，曹式敬.深水石油钻井技术现状及发展趋势[J].石油钻采工艺，2008（2）：10-13.

[5] 褚道余.深水井控工艺技术探讨[J].石油钻探技术，2012（1）：52-57.

[6] IADC. Deepwater well control guidelines[M]. Houston：International Association of drilling contractors， 2002：29-33.

[7] 叶吉华，刘正礼，罗俊丰，等.南海深水钻井井控技术难点及应对措施[J].石油钻采工艺，2015（1）：139-142.