精细控压钻井技术在渤海油田的应用实践

靳 楠 隋成龙 刘晓民

（1.中海石油（中国）有限公司天津分公司，天津 300450；2.中海油服一体化和新能源事业部工程技术作业中心，天津 300450）

0 引言

在渤海油田的勘探过程中，随着钻井井数不断增多，深度也逐渐加深，特别是裸眼段越来越长。在钻井过程中，当在同一裸眼井段存在窄压力窗口复杂地层时，通常采取提高钻井液密度以平衡地层压力的工序时，极易引发薄弱井段井漏等事故[1]；当降低钻井液密度时又容易导致高压层溢流和井涌等事故发生，同一裸眼井段发生“上涌下漏”、“上漏下涌”、“漏涌同层”等复杂情况的记录明显增多，严重影响钻井作业安全和时效。另外，对渤海油田一些进入中后期的开发井，由于长期注水开发，因此导致注入量和采出量严重的失衡，地层孔隙压力和漏失压力紊乱，严重破坏了原始地层压力系统，并形成了窄压力窗口复杂地层，而对类地层的侧钻井施工过程中如果继续采用常规同一密度的钻井液则难以保证该井段的安全钻井，同时也给钻井液作业和储层保护工作带来了极大挑战[2]。因此，寻找合适的钻井技术以提升渤海油田钻井时效刻不容缓。

1 精细控压钻井技术

精细控压钻井是在钻井过程中利用旋转控制头密封井口，在出口管线上增加节流控制装置，用于调整井口回压，稳定井底压力的钻井技术。其可以有效减少因工况变化引起的井底压力波动，是解决深层复杂地质情况钻井及窄压力窗口钻完井难题的最有效方法。

2 精细控压钻井技术优势

常规钻井其关键控制参数为井底压力=静液压力+环空压耗+激动压力-抽汲压力。当应用常规钻井井下工况变化发生时，井底压力就会随之变化，并引起井漏或井塌[3]。例如停泵起钻时井底压力因抽汲作用降低，有可能引起井壁坍塌，或者下钻到底后正常，开泵环空压耗增加导致井漏。

精细控压钻井技术作为目前应对窄压力窗口复杂地层钻井/固井最有效的技术手段，其关键控制参数为井底压力=静液压力+环空压耗+激动压力-抽汲压力+井口回压。可以看出控压钻井中的1 个关键控制参数就是调整井口回压来稳定井底压力并使其处于安全窗口内。这是由于控压钻井使用较常规钻井低的钻井液密度进行钻井施工，通过井口施加回压保证井底压力平衡地层压力（大于坍塌压力），当钻井工况变化时，环空压耗或者抽汲压力等压力也会发生变化，这时调整井口回压，使井底压力稳定并始终处于安全窗口内，从而防止因井底压力波动引起井漏或者井塌。

3 实现精细控压钻井的关键设备

海上油田的现场作业环境极为特殊，如果采用精细控压技术，就必须要保证钻井设备系统稳定可靠[4]。为此，针对海上平台空间狭小的问题进行改进，形成了适合与海上平台作业相适应的精细控压钻井设备系统（如图1 所示）。

图1 自升式钻井平台精细控压钻井设备连接示意图

3.1 旋转控制头

对接优化，采用整体式旋转控制头，材质满足H2S 酸性气体井服务。旋转控制头密封胶芯的材质是氨基甲酸乙酯并且使用Kevlar 聚合物高强纤维尼龙复合材料做加强涂层，使用时间是常规胶芯的3 倍。旋转控制头轴承总成静密封工作压力35 MPa，100 r/min 下的动密封工作压力是17.5 MPa，200 r/min 下的动密封工作压力是10.5 MPa。旋转控制头润滑和冷却系统全过程使用油对旋转控制头进行冷却润滑，不使用水冷却，便于操作和维修保养。下法兰型号35-35，通过变径法兰与环形防碰器连接，通径350mm，卡箍关紧压力21MPa，打开压力≤7.5MPa，注油泵压力20MPa，总功率8kW。

优化改进研发的海洋平台的旋转控制头（如图2 所示），具有以下6 个特点：①防溢管与旋转总成安装互不干扰，大大降低更换旋转总成的时间和降低安全风险。②整个控压钻井过程中防溢管只安装一次，节约井口时间。③防溢管安装完成以后不拆卸，避免泥浆泄露，降低环保风险。④通径由192 增至230 mm；⑤采用自润滑降温系统及独特轴承接头，最大转速可达220 r/min。⑥可用于半潜式平台的控压钻井。

图2 海洋型旋转控制头

3.2 自动节流控制系统

使用控压仪器，将数据反馈至控制系统，可对压力进行实时监控，具体流程如下：钻井液等流体从井内返出后，要经过旋转控制头及控压自动节流控制系统，自动节流控制系统通过控制自动节流阀开度的大小，调整施加的井口回压，调整压力变化，从而保持稳定地预设井底压力。控制系统额定工作压力35 MPa，节流阀具有自动控制功能和手动操作功能。自动节流控制系统还安装质量流量计，以测量出口流量。控压设备自动节流控制系统包括手动控制面板、进程逻辑控制器、操作面板、报警设置和2 个相互连通的节流阀（节流阀A、B 全开通径为ø76.2 mm），节流阀的额定工作压力为35 MPa，通径103 mm，节流阀最小控制精度0.07 MPa（10 psi）。

3.3 PWD 随钻测压工具

PWD 随钻测压工具基于压阻效应，将压力信号转换为电信号，可以精准测得连续实时的井底压力，通过MWD 将信号传输至控压钻井数据采集系统，自动节流控制系统根据实时井底压力进行调整，从而更精确地控制井下压力，保持稳定的井底压力，提高作业的安全性（如图3 所示）。

图3 PWD 随钻测压工具安放位置

测量精度：±0.07 MPa；最高工作温度175 ℃；最高工作压力138 MPa；电池工作时间200 h；工作排量：8-60l/s；适用井眼尺寸：5-7/8″~13-1/8″。

3.4 质量流量计

质量流量计来自艾默生公司，材质316 不锈钢，流量管通径73 mm，数量2 个，压力级别10.3 MPa，体积流量测量范围为0~150 L/s，单向流量测量精度为±0.1%，密度测量范围为0~5 g/cm3；密度测量精度为±0.0005 g/cm³。温度范围：-40 ℃~60 ℃，节流阀最小控制精度0.07 MPa（10psi）。

3.5 其他设备

回压补偿系统：海上平台采用固井泵进行。

数据采集系统：可与录井连接，实时接收录井数据，与定向连接，实时接收PWD 数据。

溢漏预警监测软件：可以显示采集到数据的实时曲线，设置报警值，监测数据超过正常范围，会立即报警，实时存储数据，调取历史曲线并保存。

自动控制软件：位置压力控制模式分为井口压力、井底压力、井底当量密度、立管压力、旋控头压力、定点井深定点压力、重浆帽七种模式。

4 精细控压钻井技术实际应用

4.1 作业井概况

XXX2-2-2 井是渤海油田的一口重点开发井，采用四开次井身结构直井，设计井身结构如下：762.00mm×609.60mm×200m+406.40mm×339.7mm×1700m+311.2mm×244.5mm×3370m+215.9mm×3718m。该井四开采用精细控压流程钻塞、四开钻进。

4.2 钻井施工难点

本井钻进至3424m 即开始发生漏失，溢漏同存且不同层，油气活跃，短暂欠平衡即会形成气柱。油气显示层经中途测试确定地层压力系数在1.05~1.06，必须将该地层的压力当量控制在1.07 g/cm³才能压稳油气，而漏层漏失压力系数在1.06 以下，进行多次堵漏作业效果均不理想，无法提高地层承压至正常钻进要求。

4.3 精细控压

要解决地层溢漏并确保钻进时效，ECD 控制是关键。要实现ECD 的精细控制可以通过调整钻井排量或井口压力参数来实现。需要注意的是ECD 控制遵循以下两个原则：1）保证井口能顺利实现钻井液返出。2）钻进压力平衡点以漏失层出现微漏或气层出现微量气侵为最佳。

此外，在钻进期间要实时监测返出流量，确保第一时间发现溢流，这时如果漏失严重，带RCD 总成起钻至安全井段，降低钻井液密度，防止卡钻，同时做好井漏后发生溢流的处置准备。

关井求压，如果关井立压小于5 MPa，开井恢复控压钻进，关井立压高于5 MPa，节流循环适当提高钻井液密度，待套压降至控压钻井要求范围内后恢复控压钻进，钻进期间通过调整井口回压或钻井液密度改变井底当量，寻找压力平衡点，保持不漏不溢或微漏状态。

这时要以设计密度低限开钻，钻进期间持续监测返出流量，发现异常及时调整钻井液密度或井口回压值。

接立柱或起钻期间增加井口压力，补偿环空压耗损失，保证井底当量等于钻进时的井底当量。停泵时要通过回压泵提供流量控制井底当量高于气层压力，防止气侵严重形成气柱。

4.4 精细控压施工效果

4.4.1 密切监测钻井参数，及时发现漏失

通过精细控压对钻进过程中出口流量、节流阀后压力、井口压力、立管压力等关键参数进行实时监测，及时发现井漏和溢流，钻井平台进行相应处理，遏制了溢流事故的发生，减少漏失量。

4.4.2 模拟计算井底当量密度，为作业提供依据

在钻进中通过软件模拟计算了井底压力当量密度，当地层发生溢漏等复杂状况时，可以精准确定地层压力或地层漏失压力，为后期压井或降低密度作业提供可靠依据。

4.4.3 通过控制井口压力，解决了在溢漏同存不同层钻井的难题

本井钻进期间井漏程度加剧，进行多次堵漏作业效果均不理想，无法提高地层承压至正常钻进要求。降低钻井液密度则上部显示层气侵严重。采用精细控压钻井技术将降钻井液密度控制在1.03 g/cm³~1.04 g/cm³，根据出口流量的变化实时模拟计算井底压力当量，确定井口回压值，始终保持井底压力当量1.07 g/cm³钻进，彻底解决了溢漏同存状况下的不同层钻井难题，顺利钻至井深4142 m 完钻。

4.4.4 控压起钻，保障起钻期间井筒安全

本井因油气活跃、频繁溢漏复杂，经常需要起钻至套管鞋以上处理。通过旋转控制头设备密封井口，固井泵环空灌浆提供地面循环流体，精细控压自动节流阀进行井口压力控制，保证起钻期间井底压力稳定，防止气体大量侵入井筒。

4.4.5 精细控压排气，控制立压稳定，确保不发生二次溢流

控压循环排气期间，通过调节井口压力维持立压基本稳定，得以在气体推出钻井液和气体从井口返出期间保持作用在油气层上的环空压力相对稳定，始终大于油气层压力，避免发生二次溢流。

4.4.6 避免了卡钻问题

本井处于漏失状态，岩屑、堵漏剂易粘附于井壁，在钻进、起下钻期间经常有阻卡显示，如果在裸眼段长时间关井处理，卡钻风险较大，而通过精细控压钻井系统，多次控压起钻至套管内，大大降低了粘附卡钻的风险。

4.4.7 在安全的前提下提高了钻井效率

本井在面临地层溢漏同存、油气活跃的情况下，始终保持无漏失甚至大漏状态，通过精细控压调节井口回压保持井底压力当量基本稳定，压制了油气层，安全、快速地进行钻井施工。四开共钻进进尺349m，漏失状态下钻进进尺294m，占四开进尺的84%，在溢漏同存的情况下加深钻进424m，提高含油气储层钻遇率。

5 结论

精细控压钻井技术通过配备高精度的质量流量计、高精度自动节流阀等，能够提前监测到出口流量变化趋势，发现溢漏和漏失，对井口压力进行精细调节，能够做到在海上油田复杂地层中较为平稳地钻进。

XXX2-2-2 井钻遇溢漏同存地层，通过采用精细控压钻井，控制了油气侵入井筒，维持微漏状态钻进，避免了井下卡钻、井喷等复杂情况，降低了非生产时间，较设计增加油气层段进尺424 m，提高油气层钻遇率。

自2019 年以来，精细控压钻井技术已在渤海油田成功应用20 余井次，已成为渤海油田复杂地层钻井的专有技术，不仅确保了渤海油田重点生产井钻井施工的安全钻进和提速提效，而且对我国其他海域油田的钻井具有极好的技术参考价值。

由于海上平台空间狭小，设备安装高空作业多，因此建议进行精细控压钻井作业时要进一步优化工控房、节流控制撬及旋转控制头控制泵站设计，简化防溢管、出口管线的安装流程，可节约现场设备安装时间，保障现场作业安全，提升精细控制钻井技术应用效果。