深水井控成功實踐與技術分析

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

深水井控成功實踐與技術分析

陳彬1羅俊豐1葉吉華1郝希寧2
（1.中海石油（中國）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測困難、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、氣體水合物、圈閉氣等諸多困難和挑戰。文中以中海油在西非剛果實施的某深水井壓井成功實踐為例，通過井控作業過程的分析，對深水井控技術進行研究和探索，為深水鉆井井控作業提供參考。

深水鉆井；井控作業；溢流監測；壓井；圈閉氣

深水井控風險高、極具挑戰性， Devon、British Gas、Chevron等外國石油公司在南中國海域深水鉆井過程中，曾實施過4次溢流壓井作業，井控作業中都出現過井漏、水合物堵塞管線、地層呼吸效應等復雜情況，最長壓井作業耗時近7 d，甚至出現鉆井液密度窗口極窄而導致井眼報廢的重大事故。筆者根據深水鉆井井控作業實踐，總結出如下井控風險因素：（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測更加困難；（3）套管鞋處地層承壓低，井涌余量小；（4）長阻流管線摩阻大；（5）地層呼吸效應影響壓井判斷；（6）圈閉氣存在；（7）氣體進入隔水管應對預案；（8）井控設備及時響應，安全可靠；（9）離岸遠，后勤供應難度大。綜上所述，作業中需要加強深水鉆井早期溢流監測，注意深水井控的關井程序及優化壓井方法，以及深水壓井后期防噴器“圈閉氣”處理、隔水管氣體應對預案和在深水鉆井中預防水合物形成的措施，以保證深水井控作業的安全順利。通過中海油在西非剛果成功實施某深水井的井控實踐過程分析，對深水井控技術進行了研究。

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，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 ℃。井身結構采取常規5層井段，5層套管（?177.8 mm尾管備用），井身結構見圖1。

圖1　井身結構示意圖

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。鉆井液密度1.234 g/cm3。地面漏失壓力11.63 MPa，漏失當量密度1.56 g/cm3；破裂當量密度1.652 g/cm3。?215.9 mm井眼鉆進期間，至少每12 h進行1次低泵速試驗。溢流前最近一次試驗鉆頭深度4 910 m，鉆井液密度1.27 g/cm3。測試小排量為273 L/min、410 L/min、546 L/ min時，壓耗為4.45 MPa 、5.31 MPa 、6.34 MPa。同時關BOP，從鉆桿泵入，阻流管線返出，測試在排量546 L/min時，管線摩阻為2.69 MPa。

鉆進期間，為預防水合物生成，ROV定期下水對井口連接器及防噴器注入防凍劑乙二醇，同時每鉆井班定時循環沖洗阻流壓井管線，防止堵塞。

為監測地層呼吸效應，記錄鉆穿套管鞋之前停泵時的回流量，做為鉆進期間停泵、接立柱回流量基準值；將鉆井液性能維護在設計范圍內；監測常規井眼清潔指標，如扭矩、附加拉力等；在鉆具中組合隨鉆測壓PWD工具，監測實時的ECD，控制ECD在預測值以內；每次接立柱前后，記錄鉆井液的漏失和返回量以及回流時間。當發生地層呼吸效應時，判斷鉆進時漏失量是否等于隨后的鉆井液返出量，實際鉆進過程中并未發現明顯地層呼吸效應。

鉆前壓力預測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。

2　溢流關井

2013年11月11日該井在鉆進?215.9 mm井眼至5 163 m發生溢流。立即組織關井，關閉下萬能防噴器，打開阻流、壓井水下事故閥，關閉上閘板防噴器，鉆頭深度在5 150 m，10 min內完成硬關井程序。硬關井可以使溢流量盡可能最小，并且防止氣體越過防噴器進入隔水管段。溢流的早期準確發現和及時地硬關井可將壓井作業風險降到最低。

觀察關井套壓為6.21 MPa，關井立壓為3.8 MPa。鉆井液密度1.27 g/cm，井底循環溫度約為160 ℃。根據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循環，快速循環排出溢流，水合物形成可能性低，同時防止巖屑沉淀，避免井下事故。但壓井時間長，且壓井排出溢流的過程中套管鞋處壓力相對較大，在深水窄密度窗口下有壓漏地層的風險。

3　壓井作業過程

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

深水壓井程序通常分3段進行處理，即先用司鉆法對井筒內鉆井液進行循環壓井處理，然后對防噴器侵入流體和圈閉氣進行處理，最后處理隔水管內鉆井液。深水司鉆法壓井過程同常規司鉆法相同，也分為2個循環周：第1循環周用原鉆井液循環排出井內受污染鉆井液；第2循環周循環泵入壓井液。但在循環期間要重點關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循環周。使用1.27 g/cm3的原鉆井液進行循環，調節阻流閥開關度，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立壓9.31 MPa后，保持立壓為9.3~10 MPa相對穩定進行循環，保證井下處于稍微過平衡狀況，避免井漏及再次發生溢流。在侵入流體進入阻流管線時，需迅速及時地調節阻流閥開關度，監控套壓不超過最大允許關井套壓10.3 MPa。

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

期間監測返出鉆井液性能，見表1。根據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。溢流性質的準確判斷為第2循環周壓井參數及壓井鉆井液附加安全系數的準確選擇提供了依據。

表1　第1周循環后鉆井液性能對比

（2）壓井第2循環周。以538 L/min排量泵入1.354 g/cm3壓井鉆井液，立壓逐漸下降，調節阻流閥開關度，保持套壓3.45 MPa不變，終了循環立壓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。通過調節阻流閥，實現套壓、立壓的相對不變，來保證井底壓力的平衡。

第2循環周結束，觀察套壓為0，鉆桿壓力為6.55 MPa。繼續以1.354 g/cm3壓井鉆井液循環井筒內鉆井液，調整進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，在打開防噴器敞開隔水管時，圈閉氣會急劇膨脹，導致極其危險的后果。圈閉氣的危害和水深密切相關。圈閉氣的處理和溢流類型、防噴器結構配置及排氣閥位置等、氣體在鉆井液中溶解度等有關。該井處理圈閉氣前關下閘板，同時保持上閘板及上萬能防噴器關閉，打開萬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，循環排出BOP組內腔圈閉氣體，監測最大氣測值2.7%。循環直到進出口鉆井液密度均勻且氣測值為0。

（4）隔水管鉆井液加重。開上閘板及上萬能，通過增壓管線對隔水管內鉆井液循環加重至1.366 g/ cm3。循環期間通過防噴器水下壓力傳感器監測井筒壓力，觀察井筒壓力逐漸增加，增長速率為0.35 MPa/h，判斷井筒內可能存在地層呼吸效應、或地溫增加導致壓力上漲，通過緩慢泄壓控制最高套壓不超過最大允許關井套壓。后期繼續開泵循環井筒內鉆井液，逐漸增大排量，循環進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，保持監測井筒壓力，跟蹤判斷井筒內壓力狀況。

（5）開井作業。開井前井筒內溢流檢查 30 min，正常。再次梳理宣貫氣體進入隔水管的應急預案，熟悉關閉轉噴器及啟動鉆井液排海程序。因明確侵入流體主要為鹽水，按照中海油井控規范，選取0.06 g/cm3的鉆井液密度安全余量，大排量循環加重井筒內1.354 g/cm3的鉆井液至1.414 g/cm3。11月14日，最終循環進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，壓井作業結束。整個壓井作業共用時59.25 h，消耗重晶石146.5 t。

4　結論及建議

（1）深水鉆井，地層壓力準確預測及井身結構設計是井控作業成敗的關鍵。

（2）深水鉆進期間，特別是下部井段鉆進，要密切監控主要鉆井參數的變化，發現異常變化時盡早做出判斷，準確判斷溢流、及時關井是井控作業的關鍵；準確判斷侵入流體的性質，為下步的井控作業壓井參數及壓井鉆井液安全系數的選取提供依據。

（3）深水井控中，選擇司鉆法壓井有利于快速循環出溢流，水合物形成可能低，降低井控風險，同時通過立壓、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）深水壓井作業期間主要控制點：井底壓力平衡的控制（避免井漏及再次井涌）、進出口鉆井液密度的控制、BOP附近潛在圈閉氣的處理、循環加重隔水管內鉆井液時套壓的監控、大量氣體滑移至井口的應急處理預案、氣體水合物的預防及控制。

（5）深水作業離岸遠，壓井材料的儲備和后勤保障非常重要。

（6）為確保深水作業的安全進行，不僅要求設備的完好和操作人員的熟練程度。同時，深水井控工藝有待進一步完善，尤其是早期溢流監測和非常規壓井等方面。

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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

國家科技重大專項“深水鉆井完井及其救援井應用技術研究”（編號：2011ZX05026-001-04）；國家自然科學基金“海洋深水淺層鉆井關鍵技術基礎理論研究”（編號：51434009）。

陳彬，1983年生。 2006年畢業于長江大學，主要從事海洋深水鉆完井技術研究及管理工作，高級鉆井總監工程師。電話：0755-26022433。E-mail：chenbin2@cnooc.com.cn。

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