深水井控成功實(shí)踐與技術(shù)分析

陳　彬　羅俊豐　葉吉華　郝希寧（.中海石油（中國(guó)）有限公司深圳分公司，廣東深圳　58067；.中海油研究總院，北京　0008）

深水井控成功實(shí)踐與技術(shù)分析

陳彬1羅俊豐1葉吉華1郝希寧2
（1.中海石油（中國(guó)）有限公司深圳分公司，廣東深圳518067；2.中海油研究總院，北京100028）

深水井控是深水鉆井的核心問題。海洋深水井控面臨著井涌監(jiān)測(cè)困難、地層承壓能力弱、井涌余量小、阻流管線摩阻大、地層呼吸效應(yīng)、氣體水合物、圈閉氣等諸多困難和挑戰(zhàn)。文中以中海油在西非剛果實(shí)施的某深水井壓井成功實(shí)踐為例，通過井控作業(yè)過程的分析，對(duì)深水井控技術(shù)進(jìn)行研究和探索，為深水鉆井井控作業(yè)提供參考。

深水鉆井；井控作業(yè)；溢流監(jiān)測(cè)；壓井；圈閉氣

深水井控風(fēng)險(xiǎn)高、極具挑戰(zhàn)性， Devon、British Gas、Chevron等外國(guó)石油公司在南中國(guó)海域深水鉆井過程中，曾實(shí)施過4次溢流壓井作業(yè)，井控作業(yè)中都出現(xiàn)過井漏、水合物堵塞管線、地層呼吸效應(yīng)等復(fù)雜情況，最長(zhǎng)壓井作業(yè)耗時(shí)近7 d，甚至出現(xiàn)鉆井液密度窗口極窄而導(dǎo)致井眼報(bào)廢的重大事故。筆者根據(jù)深水鉆井井控作業(yè)實(shí)踐，總結(jié)出如下井控風(fēng)險(xiǎn)因素：（1）深水海床低溫，氣體水合物影響；（2）氣體在鉆井液中的溶解使得井涌監(jiān)測(cè)更加困難；（3）套管鞋處地層承壓低，井涌余量小；（4）長(zhǎng)阻流管線摩阻大；（5）地層呼吸效應(yīng)影響壓井判斷；（6）圈閉氣存在；（7）氣體進(jìn)入隔水管應(yīng)對(duì)預(yù)案；（8）井控設(shè)備及時(shí)響應(yīng)，安全可靠；（9）離岸遠(yuǎn)，后勤供應(yīng)難度大。綜上所述，作業(yè)中需要加強(qiáng)深水鉆井早期溢流監(jiān)測(cè)，注意深水井控的關(guān)井程序及優(yōu)化壓井方法，以及深水壓井后期防噴器“圈閉氣”處理、隔水管氣體應(yīng)對(duì)預(yù)案和在深水鉆井中預(yù)防水合物形成的措施，以保證深水井控作業(yè)的安全順利。通過中海油在西非剛果成功實(shí)施某深水井的井控實(shí)踐過程分析，對(duì)深水井控技術(shù)進(jìn)行了研究。

1　深水井的基本情況

研究井位于西非剛果西南海域深水區(qū)，距陸地約80 km。水深1039 m，為定向井，最大井斜51°，?215.9 mm井眼完鉆井深5 522 m（垂深4 897.2 m），井底靜止溫度約180 ℃，海床溫度為3.8 ℃。井身結(jié)構(gòu)采取常規(guī)5層井段，5層套管（?177.8 mm尾管備用），井身結(jié)構(gòu)見圖1。

圖1　井身結(jié)構(gòu)示意圖

該井于2013年10月21日在?244.5 mm套管鞋（井深3 893.46 m）處地漏試驗(yàn)。鉆井液密度1.234 g/cm3。地面漏失壓力11.63 MPa，漏失當(dāng)量密度1.56 g/cm3；破裂當(dāng)量密度1.652 g/cm3。?215.9 mm井眼鉆進(jìn)期間，至少每12 h進(jìn)行1次低泵速試驗(yàn)。溢流前最近一次試驗(yàn)鉆頭深度4 910 m，鉆井液密度1.27 g/cm3。測(cè)試小排量為273 L/min、410 L/min、546 L/ min時(shí)，壓耗為4.45 MPa 、5.31 MPa 、6.34 MPa。同時(shí)關(guān)BOP，從鉆桿泵入，阻流管線返出，測(cè)試在排量546 L/min時(shí)，管線摩阻為2.69 MPa。

鉆進(jìn)期間，為預(yù)防水合物生成，ROV定期下水對(duì)井口連接器及防噴器注入防凍劑乙二醇，同時(shí)每鉆井班定時(shí)循環(huán)沖洗阻流壓井管線，防止堵塞。

為監(jiān)測(cè)地層呼吸效應(yīng)，記錄鉆穿套管鞋之前停泵時(shí)的回流量，做為鉆進(jìn)期間停泵、接立柱回流量基準(zhǔn)值；將鉆井液性能維護(hù)在設(shè)計(jì)范圍內(nèi)；監(jiān)測(cè)常規(guī)井眼清潔指標(biāo)，如扭矩、附加拉力等；在鉆具中組合隨鉆測(cè)壓PWD工具，監(jiān)測(cè)實(shí)時(shí)的ECD，控制ECD在預(yù)測(cè)值以內(nèi)；每次接立柱前后，記錄鉆井液的漏失和返回量以及回流時(shí)間。當(dāng)發(fā)生地層呼吸效應(yīng)時(shí)，判斷鉆進(jìn)時(shí)漏失量是否等于隨后的鉆井液返出量，實(shí)際鉆進(jìn)過程中并未發(fā)現(xiàn)明顯地層呼吸效應(yīng)。

鉆前壓力預(yù)測(cè)顯示大部分地層為常壓，但在3 600 m左右和深層白堊系碳酸鹽巖地層存在較弱異常高壓，地層壓力當(dāng)量密度1.2~1.3 g/cm3。?215.9 mm井段采取合成油基鉆井液鉆進(jìn)。

2　溢流關(guān)井

2013年11月11日該井在鉆進(jìn)?215.9 mm井眼至5 163 m發(fā)生溢流。立即組織關(guān)井，關(guān)閉下萬(wàn)能防噴器，打開阻流、壓井水下事故閥，關(guān)閉上閘板防噴器，鉆頭深度在5 150 m，10 min內(nèi)完成硬關(guān)井程序。硬關(guān)井可以使溢流量盡可能最小，并且防止氣體越過防噴器進(jìn)入隔水管段。溢流的早期準(zhǔn)確發(fā)現(xiàn)和及時(shí)地硬關(guān)井可將壓井作業(yè)風(fēng)險(xiǎn)降到最低。

觀察關(guān)井套壓為6.21 MPa，關(guān)井立壓為3.8 MPa。鉆井液密度1.27 g/cm，井底循環(huán)溫度約為160 ℃。根據(jù)中海油與鉆井承包商的橋接文件，采取司鉆法壓井。該方法可保證井筒持續(xù)循環(huán)，快速循環(huán)排出溢流，水合物形成可能性低，同時(shí)防止巖屑沉淀，避免井下事故。但壓井時(shí)間長(zhǎng)，且壓井排出溢流的過程中套管鞋處壓力相對(duì)較大，在深水窄密度窗口下有壓漏地層的風(fēng)險(xiǎn)。

3　壓井作業(yè)過程

更新壓井施工單，計(jì)算壓井鉆井液密度為1.354 g/cm3，初始循環(huán)立壓9.31 MPa，終了循環(huán)立壓5.88 MPa。因該井套管鞋處承壓較低，且不清楚侵入流體性質(zhì)，為防止壓漏地層，壓井鉆井液密度暫未附加安全系數(shù)。

深水壓井程序通常分3段進(jìn)行處理，即先用司鉆法對(duì)井筒內(nèi)鉆井液進(jìn)行循環(huán)壓井處理，然后對(duì)防噴器侵入流體和圈閉氣進(jìn)行處理，最后處理隔水管內(nèi)鉆井液。深水司鉆法壓井過程同常規(guī)司鉆法相同，也分為2個(gè)循環(huán)周：第1循環(huán)周用原鉆井液循環(huán)排出井內(nèi)受污染鉆井液；第2循環(huán)周循環(huán)泵入壓井液。但在循環(huán)期間要重點(diǎn)關(guān)注井底壓力平衡的控制，避免井漏及再次溢流。該井具體壓井施工過程如下。

（1）壓井第1循環(huán)周。使用1.27 g/cm3的原鉆井液進(jìn)行循環(huán)，調(diào)節(jié)阻流閥開關(guān)度，考慮管線摩阻2.69 MPa，控制套壓在3.59 MPa，逐漸增加排量至壓井排量538 L/min。立壓上升至初始循環(huán)立壓9.31 MPa后，保持立壓為9.3~10 MPa相對(duì)穩(wěn)定進(jìn)行循環(huán)，保證井下處于稍微過平衡狀況，避免井漏及再次發(fā)生溢流。在侵入流體進(jìn)入阻流管線時(shí)，需迅速及時(shí)地調(diào)節(jié)阻流閥開關(guān)度，監(jiān)控套壓不超過最大允許關(guān)井套壓10.3 MPa。

按壓井施工單計(jì)算，從地面到鉆頭體積為51.1 m3，從鉆頭到地面體積為99 m3。循環(huán)至57.4 m3時(shí)，觀察氣測(cè)值逐漸增漲至最大8%。循環(huán)至95.6 m3時(shí)，測(cè)得出口鉆井液密度為1.246 g/cm3，漏斗黏度120 s，氣測(cè)值2.8%。第1循環(huán)周結(jié)束后，立壓為10.3 MPa，套壓為3.1 MPa，保持不變。

期間監(jiān)測(cè)返出鉆井液性能，見表1。根據(jù)溢流后鉆井液的氯根及水含量變化，初步判斷侵入流體主要為鹽水及少量氣體。溢流性質(zhì)的準(zhǔn)確判斷為第2循環(huán)周壓井參數(shù)及壓井鉆井液附加安全系數(shù)的準(zhǔn)確選擇提供了依據(jù)。

表1　第1周循環(huán)后鉆井液性能對(duì)比

（2）壓井第2循環(huán)周。以538 L/min排量泵入1.354 g/cm3壓井鉆井液，立壓逐漸下降，調(diào)節(jié)阻流閥開關(guān)度，保持套壓3.45 MPa不變，終了循環(huán)立壓6.07MPa。

壓井鉆井液出鉆頭，保持立壓6.07 MPa不變，期間套壓逐漸下降至零。通過調(diào)節(jié)阻流閥，實(shí)現(xiàn)套壓、立壓的相對(duì)不變，來(lái)保證井底壓力的平衡。

第2循環(huán)周結(jié)束，觀察套壓為0，鉆桿壓力為6.55 MPa。繼續(xù)以1.354 g/cm3壓井鉆井液循環(huán)井筒內(nèi)鉆井液，調(diào)整進(jìn)出口鉆井液密度均勻。停泵，觀察套壓、立壓基本為0。

（3）圈閉氣處理。深水鉆井中，圈閉氣承受上千米水深靜水壓力，若處理不當(dāng)，在打開防噴器敞開隔水管時(shí)，圈閉氣會(huì)急劇膨脹，導(dǎo)致極其危險(xiǎn)的后果。圈閉氣的危害和水深密切相關(guān)。圈閉氣的處理和溢流類型、防噴器結(jié)構(gòu)配置及排氣閥位置等、氣體在鉆井液中溶解度等有關(guān)。該井處理圈閉氣前關(guān)下閘板，同時(shí)保持上閘板及上萬(wàn)能防噴器關(guān)閉，打開萬(wàn)能防噴器處的氣體排泄閥，從壓井管線泵入壓井鉆井液，阻流管線返出，循環(huán)排出BOP組內(nèi)腔圈閉氣體，監(jiān)測(cè)最大氣測(cè)值2.7%。循環(huán)直到進(jìn)出口鉆井液密度均勻且氣測(cè)值為0。

（4）隔水管鉆井液加重。開上閘板及上萬(wàn)能，通過增壓管線對(duì)隔水管內(nèi)鉆井液循環(huán)加重至1.366 g/ cm3。循環(huán)期間通過防噴器水下壓力傳感器監(jiān)測(cè)井筒壓力，觀察井筒壓力逐漸增加，增長(zhǎng)速率為0.35 MPa/h，判斷井筒內(nèi)可能存在地層呼吸效應(yīng)、或地溫增加導(dǎo)致壓力上漲，通過緩慢泄壓控制最高套壓不超過最大允許關(guān)井套壓。后期繼續(xù)開泵循環(huán)井筒內(nèi)鉆井液，逐漸增大排量，循環(huán)進(jìn)出口鉆井液密度均為1.354 g/cm3。處理防噴器圈閉氣及加重隔水管鉆井液期間，保持監(jiān)測(cè)井筒壓力，跟蹤判斷井筒內(nèi)壓力狀況。

（5）開井作業(yè)。開井前井筒內(nèi)溢流檢查 30 min，正常。再次梳理宣貫氣體進(jìn)入隔水管的應(yīng)急預(yù)案，熟悉關(guān)閉轉(zhuǎn)噴器及啟動(dòng)鉆井液排海程序。因明確侵入流體主要為鹽水，按照中海油井控規(guī)范，選取0.06 g/cm3的鉆井液密度安全余量，大排量循環(huán)加重井筒內(nèi)1.354 g/cm3的鉆井液至1.414 g/cm3。11月14日，最終循環(huán)進(jìn)出口鉆井液密度均勻，為1.414 g/cm3，鉆井液含水量及氯根含量正常。溢流全部排出，停止循環(huán)，壓井作業(yè)結(jié)束。整個(gè)壓井作業(yè)共用時(shí)59.25 h，消耗重晶石146.5 t。

4　結(jié)論及建議

（1）深水鉆井，地層壓力準(zhǔn)確預(yù)測(cè)及井身結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)是井控作業(yè)成敗的關(guān)鍵。

（2）深水鉆進(jìn)期間，特別是下部井段鉆進(jìn)，要密切監(jiān)控主要鉆井參數(shù)的變化，發(fā)現(xiàn)異常變化時(shí)盡早做出判斷，準(zhǔn)確判斷溢流、及時(shí)關(guān)井是井控作業(yè)的關(guān)鍵；準(zhǔn)確判斷侵入流體的性質(zhì)，為下步的井控作業(yè)壓井參數(shù)及壓井鉆井液安全系數(shù)的選取提供依據(jù)。

（3）深水井控中，選擇司鉆法壓井有利于快速循環(huán)出溢流，水合物形成可能低，降低井控風(fēng)險(xiǎn)，同時(shí)通過立壓、套壓和壓井液密度的精確控制，以確保地層流體不再侵入井筒。

（4）深水壓井作業(yè)期間主要控制點(diǎn)：井底壓力平衡的控制（避免井漏及再次井涌）、進(jìn)出口鉆井液密度的控制、BOP附近潛在圈閉氣的處理、循環(huán)加重隔水管內(nèi)鉆井液時(shí)套壓的監(jiān)控、大量氣體滑移至井口的應(yīng)急處理預(yù)案、氣體水合物的預(yù)防及控制。

（5）深水作業(yè)離岸遠(yuǎn)，壓井材料的儲(chǔ)備和后勤保障非常重要。

（6）為確保深水作業(yè)的安全進(jìn)行，不僅要求設(shè)備的完好和操作人員的熟練程度。同時(shí)，深水井控工藝有待進(jìn)一步完善，尤其是早期溢流監(jiān)測(cè)和非常規(guī)壓井等方面。

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（修改稿收到日期2014-12-31）

〔編輯薛改珍〕

Successful practices and technical analysis of deepwater well control

CHEN Bin1, LUO Junfeng1, YE Jihua1, HAO Xining2
（1. Drilling and Completion Department, Shenzhen Branch of CNOOC, Shenzhen 518067, China; 2. Research Institute of CNOOC, Beijing 100028, China）

The deepwater drilling belongs to a high-risk, high-investment and high-technology industry, and the deepwater well control is the core issue to the deepwater drilling. The offshore deepwater well control is faced with lots of difficulties and challenges, such as difficult well kick monitoring, weak stratum bearing capacity, small well kick margin, large friction resistance of choked flow pipeline, stratum breath effect, gas hydrate and trapped gas. With successful practices of well killing of a deepwater well implemented by CNOOC in Congo, West Africa as an example, via the analysis of well control operation process, this Paper researches and explores the deepwater well control technology and provides reference to the well control operation of deepwater drilling.

deepwater drilling; well control operation; overflow monitoring; well killing; trapped gas

TE58

A

1000 – 7393（2015） 01 – 0129 – 03

10.13639/j.odpt.2015.01.033

國(guó)家科技重大專項(xiàng)“深水鉆井完井及其救援井應(yīng)用技術(shù)研究”（編號(hào)：2011ZX05026-001-04）；國(guó)家自然科學(xué)基金“海洋深水淺層鉆井關(guān)鍵技術(shù)基礎(chǔ)理論研究”（編號(hào)：51434009）。

陳彬，1983年生。 2006年畢業(yè)于長(zhǎng)江大學(xué)，主要從事海洋深水鉆完井技術(shù)研究及管理工作，高級(jí)鉆井總監(jiān)工程師。電話：0755-26022433。E-mail：chenbin2@cnooc.com.cn。

引用格式：陳彬，羅俊豐，葉吉華，等. 深水井控成功實(shí)踐與技術(shù)分析［J］.石油鉆采工藝，2015，37（1）：129-131，134.