控壓鉆井技術(shù)在海上超高溫高壓井中的應(yīng)用

黃熠 楊進(jìn) 施山山 羅鳴 殷啟帥 徐東升

1.中國石油大學(xué)（北京）；2.中海石油（中國）有限公司湛江分公司

南海油氣資源豐富，其中鶯歌海盆地和瓊東南盆地高溫高壓天然氣資源量預(yù)計(jì)超過4萬億m3，資源潛力巨大。鶯瓊盆地地處區(qū)域性活動(dòng)斷裂交匯處，地應(yīng)力各向異性強(qiáng)。由于盆地中深層構(gòu)造受到泥底辟活動(dòng)帶的影響，地質(zhì)構(gòu)造和異常壓力成因非常復(fù)雜，井底溫度高達(dá)249 ℃，儲(chǔ)層壓力系數(shù)高達(dá)2.38，是典型的海上超高溫高壓領(lǐng)域［1-2］。超壓地層作業(yè)環(huán)境極為復(fù)雜，壓力窗口低于0.05 g/cm3，甚至是無作業(yè)窗口，井漏、井涌等井下復(fù)雜情況頻發(fā)。因此，急需開展海上超高溫高壓窄壓力窗口鉆井工藝研究。

控壓鉆井作為一種能夠精確控制環(huán)空壓力剖面，安全鉆進(jìn)窄密度窗口地層的技術(shù)手段，已在陸地的塔里木、四川、冀東等地區(qū)和海上的渤海油田等取得了良好的應(yīng)用效果，獲得市場(chǎng)的高度認(rèn)可。但目前尚缺乏該技術(shù)在海上超高溫高壓井中的研究及應(yīng)用，因此針對(duì)海上超高溫高壓井開展了控壓鉆井作業(yè)設(shè)計(jì)及應(yīng)用探索。

1 鶯瓊盆地窄壓力窗口鉆井概述

國內(nèi)一般將溫度超過150 ℃且地層壓力達(dá)到69 MPa的井定義為高溫高壓井［2-3］。近年來，隨著石油及相關(guān)學(xué)科領(lǐng)域的技術(shù)水平大幅提升，高溫高壓井越來越頻繁地出現(xiàn)在油氣勘探開發(fā)中，高溫高壓油氣藏已經(jīng)逐漸成為油氣勘探開發(fā)的重要區(qū)域［4］。我國的高溫高壓區(qū)塊，陸地以塔里木及川西區(qū)塊為代表，而海上的高溫高壓區(qū)域以南海西部的鶯瓊盆地為代表。南海已鉆探井中有6口井溫度超過200℃，其中有2口井溫度超過240 ℃，而實(shí)測(cè)溫度超過150 ℃的井?dāng)?shù)高達(dá)49口。地層孔隙壓力系數(shù)超過2.0的井?dāng)?shù)有23口，超過1.8的有27口。預(yù)計(jì)未來海洋鉆井中井底溫度超過175 ℃的井占比至少會(huì)超過11%。

1.1 鶯瓊盆地儲(chǔ)層溫壓條件

海洋已成為全球油氣資源的重要接替區(qū)，而全球海上高溫高壓區(qū)塊主要有英國北海區(qū)塊、美國墨西哥灣區(qū)塊以及我國南海區(qū)塊。南中國海的鶯瓊盆地由于復(fù)雜的地質(zhì)成因，導(dǎo)致其井底溫度與井底壓力都相對(duì)更高。鶯瓊盆地地溫梯度最高達(dá)5.51℃/100 m，絕對(duì)溫度達(dá)249 ℃，地層壓力系數(shù)高達(dá)2.38。

1.2 鶯瓊盆地鉆井作業(yè)難點(diǎn)

鶯瓊盆地的鉆井作業(yè)是世界公認(rèn)的鉆井難題，平均鉆井周期達(dá)147.85 d，最長鉆井周期長達(dá)283.75 d。該盆地井底高溫與高壓條件對(duì)鉆井技術(shù)、鉆具及設(shè)備的耐溫承壓能力、作業(yè)人員的素質(zhì)能力都有極為苛刻的要求。鶯瓊盆地鉆井難點(diǎn)：（1）壓力過渡帶短、起壓快，過高的鉆井液密度用于平衡地層壓力導(dǎo)致地層塑性增強(qiáng)、機(jī)械鉆速低；（2）壓力窗口窄甚至是沒有安全作業(yè)窗口，導(dǎo)致作業(yè)過程中易出現(xiàn)井涌井漏問題（如表1）；（3）地層壓力預(yù)測(cè)準(zhǔn)確度低，誤差高達(dá)20%（如圖1）；（4）南油海域臺(tái)風(fēng)頻繁，安全作業(yè)時(shí)間窗口極短，且離后勤保障基地距離遠(yuǎn)，在惡劣天氣條件下很難對(duì)海上作業(yè)提供支持，惡劣的作業(yè)環(huán)境對(duì)鉆井安全帶來極大的威脅。由于鶯瓊盆地地層壓力系數(shù)極高，部分已鉆探井目的層孔隙壓力與破裂壓力之間的窗口低于0.05 g/cm3，甚至?xí)霈F(xiàn)目的層位無窗口的情況，導(dǎo)致常規(guī)鉆完井技術(shù)下出現(xiàn)涌漏同存、井眼廢棄，最終造成大量的財(cái)力與物力損失。表1所示為鶯瓊盆地樂東區(qū)塊3口高溫高壓探井的地層壓力及安全鉆進(jìn)窗口情況。

針對(duì)以上鉆井難題，南海西部公司率先在南海高溫高壓東方區(qū)塊成功應(yīng)用了控壓鉆井技術(shù)，實(shí)現(xiàn)了井底當(dāng)量循環(huán)壓力的精確控制，實(shí)現(xiàn)微過平衡或微欠平衡鉆進(jìn)，極大提高機(jī)械鉆速［5-8］。同時(shí)，對(duì)于涌漏同存的復(fù)雜裂縫性地層，采用控壓鉆井技術(shù)有效控制了井底壓力，解決了提密度漏失、降密度溢流的海上高溫高壓鉆井難題［9-11］。

2 海上超高溫高壓控壓鉆井作業(yè)設(shè)計(jì)

考慮到海上高溫高壓井壓力系數(shù)高、井底溫度高等特點(diǎn)，在進(jìn)行海上高溫高壓井甚至是超高溫高壓井的控壓鉆井作業(yè)之前，需要針對(duì)控壓鉆井作業(yè)流程進(jìn)行詳細(xì)設(shè)計(jì)，以保證控壓鉆井能夠在海上高溫高壓井中順利應(yīng)用，并快速解決涌漏同存，以及常規(guī)鉆井作業(yè)中關(guān)井、求壓、加重或堵漏過程中鉆具靜止帶來的黏卡風(fēng)險(xiǎn)等復(fù)雜的鉆完井難題［12］。為實(shí)現(xiàn)井底壓力精細(xì)控制來解決窄密度窗口鉆完井問題，并及時(shí)發(fā)現(xiàn)與靈活處理溢流、井漏等井下復(fù)雜情況，實(shí)現(xiàn)“壓而不死、活而不涌”的高溫高壓鉆井作業(yè)，需要對(duì)井底ECD進(jìn)行鉆前預(yù)測(cè)與隨鉆測(cè)量并進(jìn)行施工參數(shù)優(yōu)化［13-14］。同時(shí)，為防止控壓設(shè)備失效、井下復(fù)雜等原因?qū)е聼o法進(jìn)行控壓，需提前做好井控預(yù)案以應(yīng)對(duì)突發(fā)井控狀況［15］。

表1 鶯瓊盆地某區(qū)塊3口井的地層壓力及安全窗口數(shù)據(jù)Table 1 Formation pressure and safety window data of 3 wells in one block of the Yingqiong Basin

圖1 PWD實(shí)測(cè)與鉆前預(yù)測(cè)壓力剖面Fig.1 PWD measurement and pre-drilling pressure predicting profile

2.1 海上極端高溫高壓探井的ECD精確計(jì)算

在海上極端高溫高壓條件下，探井的ECD主要受井筒溫度、鉆井液ESD、鉆井液流變性、巖屑濃度4方面影響［16-18］。為精確計(jì)算極端高溫高壓條件下探井的ECD，分別針對(duì)以上4個(gè)方面的計(jì)算模型進(jìn)行分析研究，并基于4個(gè)模型建立ECD精確計(jì)算的模型。

2.1.1 井筒溫度場(chǎng)模型 鉆井液在井筒內(nèi)的循環(huán)通道主要是鉆柱與環(huán)空，首先鉆井液從水龍頭進(jìn)入鉆柱中，再通過鉆頭噴出進(jìn)入井底鉆柱與地層之間的環(huán)空，之后鉆井液會(huì)攜帶井底的巖屑沿鉆柱與地層之間的環(huán)空上返至鉆臺(tái)。在整個(gè)井筒循環(huán)過程中，鉆井液可近似為具有一定邊界條件的熱交換器，鉆井液在井筒內(nèi)循環(huán)時(shí)在不同的區(qū)域均會(huì)發(fā)生一系列熱對(duì)流與熱傳導(dǎo)，導(dǎo)致井筒內(nèi)的鉆井液溫度沿井眼軌跡方向不斷變化。

一方面，地層與環(huán)空中的鉆井液進(jìn)行熱量交換；另一方面，環(huán)空中的鉆井液與鉆柱內(nèi)部的鉆井液進(jìn)行熱量交換。如圖2所示可將整個(gè)鉆井液循環(huán)通道分為鉆柱內(nèi)部流道、鉆柱外壁面、井眼環(huán)空區(qū)域、井眼底部區(qū)域、井周地層區(qū)域等5大區(qū)域［19］。

圖2 鉆井液在井筒循環(huán)過程中的傳熱Fig.2 Heat transfer of drilling fluid in the circulating process in the wellbore

基于熱力學(xué)第一定律，能量守恒方程為

在圓柱坐標(biāo)系下，能量守恒方程轉(zhuǎn)換為

式中，ρ為鉆井液密度，g/cm3；C為比熱，J/（kg·℃）；v為速度矢量，m/s；λ為熱傳導(dǎo)率，W/（m·℃）；T為溫度，℃；Δ為附加熱源，J；t為時(shí)間，s；vr為柱坐標(biāo)系中沿r方向的速度矢量分量，m/s；vz為縱坐標(biāo)系中沿z方向的速度矢量分量，m/s。

2.1.2 鉆井液當(dāng)量靜態(tài)密度模型 考慮高溫比高壓對(duì)鉆井液ESD的影響更大，建立ESD計(jì)算模型時(shí)主要考慮鉆井液壓力增加的彈性壓縮效應(yīng)與溫度增加的熱膨脹效應(yīng)影響。井底溫度引起的熱膨脹效應(yīng)與壓力場(chǎng)引起的彈性壓縮效應(yīng)，對(duì)井筒內(nèi)的鉆井液密度有直接的影響，式（3）為考慮井底溫度與壓力條件下的鉆井液密度計(jì)算模型。

當(dāng)井內(nèi)壓力增加時(shí)，井筒內(nèi)的鉆井液體積受到壓縮，在鉆井液總質(zhì)量不變化的情況下其密度升高，稱之為彈性壓縮效應(yīng)。當(dāng)井內(nèi)溫度增加時(shí)，井筒內(nèi)的鉆井液體積因受熱膨脹而增大，導(dǎo)致鉆井液密度下降，稱之為熱膨脹效應(yīng)。式（4）與式（5）為考慮了鉆井液中水、固體顆粒、外加劑多種成分在高溫高壓條件下的密度變化復(fù)合計(jì)算模型［20-21］

其中

式中，ρm為鉆井液初始密度，g/cm3；ρs為環(huán)空流體中固體顆粒初始密度，g/cm3；ρx為環(huán)空流體中固體顆粒外加劑初始密度，g/cm3；ρw為環(huán)空流體中水的初始密度，g/cm3；ρw2為考慮溫度與壓力影響的環(huán)空流體中水的密度，g/cm3；ρs2為考慮溫度與壓力影響的環(huán)空流體中固體顆粒的密度，g/cm3；ρx2為考慮溫度與壓力影響的環(huán)空流體中外加劑的密度，g/cm3；Sw為水在環(huán)空流體中的飽和度；Ss為固體顆粒在環(huán)空流體中的飽和度；Sx為外加劑在環(huán)空流體中的飽和度；T為溫度，℃；p為壓力，MPa。

2.1.3 鉆井液流變性預(yù)測(cè)模型 由于鉆井液的流變曲線不經(jīng)過原點(diǎn)且近似為一條曲線，考慮鉆井液在高溫高壓條件下的液態(tài)滿足赫巴流體的流動(dòng)特性，以赫巴流體模型為基礎(chǔ)來描述鉆井液在此種條件下的流動(dòng)，通過考慮高溫高壓條件對(duì)鉆井液流體的動(dòng)切力、稠度系數(shù)及流性指數(shù)的影響來建立鉆井液在極端高溫高壓條件下的流變性預(yù)測(cè)模型［19］。

鉆井液的表觀黏度赫巴模式計(jì)算模型為［21］

分別從溫度與壓力2個(gè)條件對(duì)鉆井液赫巴流型的表觀黏度影響進(jìn)行分析，從而建立溫度、壓力條件對(duì)鉆井液動(dòng)切力、稠度系數(shù)、流性指數(shù)影響關(guān)系的數(shù)學(xué)模型

式中，μa為表觀黏度，mPa·s；τ0為屈服值，Pa；K為稠度系數(shù)，mPa·sn；γ為剪切速率，s-1；n為流性指數(shù)；τ01為受溫壓影響后的屈服值，Pa；γ1為受溫壓影響后的剪切速率，s-1；n1為受溫壓影響后的流性指數(shù)。

2.1.4 巖屑濃度對(duì)井底壓力的影響 在正?？貕恒@井鉆進(jìn)過程中，井眼環(huán)空內(nèi)的流體實(shí)際為固液兩相流。環(huán)空流體中巖屑的存在，產(chǎn)生了附加的井底壓力，附加的井底壓力大小與巖屑的濃度密切相關(guān)，正常鉆進(jìn)時(shí)的井底壓力主要由鉆井液靜液柱壓力、巖屑產(chǎn)生的附加井底壓力、環(huán)空壓耗3部分組成［19］

基于固液兩相流理論，根據(jù)環(huán)空內(nèi)巖屑濃度與鉆井液環(huán)空返速的關(guān)系，可得環(huán)空內(nèi)巖屑濃度計(jì)算公式［21］

將式（14）表示為當(dāng)量密度的形式

式中，pbh為井底壓力，MPa；ρm為鉆井液密度，kg/m3；g為重力加速度，N/kg；H為井底所在垂直深度，m；ρc為巖屑密度，kg/m3；Ca為巖屑濃度；Δpf為環(huán)空壓耗，MPa；R為機(jī)械鉆速，m/s；D1為井眼直徑，m；D2為鉆桿直徑，m；D3為鉆頭直徑，m；v1為鉆井液環(huán)空返速，m/s；v2為巖屑平均下滑速度，m/s。

2.2 施工參數(shù)優(yōu)化

由于控壓鉆井技術(shù)是通過在井口加裝旋轉(zhuǎn)防噴器來密封井口，使其在鉆進(jìn)中能夠保持一定的井口回壓，通過節(jié)流閥開度的調(diào)節(jié)可實(shí)現(xiàn)井底有效壓力的精確控制。因此，施工參數(shù)優(yōu)化主要考慮鉆井液密度與井口回壓值兩個(gè)方面。首先依據(jù)全井的地層壓力與破裂壓力預(yù)測(cè)及隨鉆監(jiān)測(cè)結(jié)果，確定各層位深度的安全鉆井液密度窗口大小，在保證地層不涌不漏的原則下，進(jìn)行不同井深及不同鉆井液排量的操作窗口模擬，從而確定出各個(gè)層位深度處合理的鉆井液密度值［22-24］，如圖3所示。

再依據(jù)井口壓力不超過井口設(shè)備及管線額定工作壓力等安全工作原則，在預(yù)測(cè)井筒循環(huán)壓耗基礎(chǔ)上，基于井底壓力高于地層壓力0～1 MPa的理論經(jīng)驗(yàn)，確定開泵及關(guān)泵2種工況下的井口回壓值大小，原則上要求鉆進(jìn)時(shí)井口回壓控制在0～3 MPa，接單根時(shí)井口回壓控制在2～5 MPa，余量30%，井口回壓最高5 MPa。理論及現(xiàn)場(chǎng)實(shí)踐表明，控壓鉆井以“微過平衡、微漏失狀態(tài)”為設(shè)計(jì)原則。通過采用略低于常規(guī)鉆井液密度的鉆井液進(jìn)行近平衡鉆井，當(dāng)停泵接單根時(shí)，通過地面加回壓使得井底壓力保持平衡或微過平衡狀態(tài)?；谝韵?項(xiàng)基本設(shè)計(jì)原則，進(jìn)行控壓鉆井技術(shù)施工參數(shù)的設(shè)計(jì)。

圖3 ?212.7 mm井段安全鉆井液窗口分析Fig.3 Analysis on the safety window of drilling fluid in the ?212.7 mm hole section

（1）井底壓力必需滿足裸眼段安全鉆井液密度窗口（如式（16）所示），以平衡地層孔隙壓力及地層坍塌壓力，防止出現(xiàn)類似溢流、井漏、坍塌等井下復(fù)雜情況

式中，pp為地層孔隙壓力，MPa；pc為地層坍塌壓力，MPa；pf為地層破裂壓力，MPa；pl為地層漏失壓力，MPa。

（2）最大井口控制回壓必須嚴(yán)格控制在旋轉(zhuǎn)防噴器（RCD）等其他設(shè)備的額定工作壓力內(nèi)，當(dāng)井口回壓超過選裝防噴器或節(jié)流管匯的額定工作壓力時(shí)，必須采用常規(guī)井控技術(shù)來控制井筒壓力，以防止井涌等復(fù)雜事故的發(fā)生。

（3）井筒環(huán)空壓力必須小于80%的套管抗內(nèi)壓強(qiáng)度，以保證在整個(gè)鉆完井作業(yè)過程中井筒的安全。

（4）施工參數(shù)的設(shè)計(jì)必須滿足環(huán)空流型控制原則，在理想情況下近井口井筒環(huán)空氣液兩相流的流型為泡狀流狀態(tài)，或者出現(xiàn)少量的段塞流。

2.3 應(yīng)急井控設(shè)計(jì)

控壓鉆井在正常鉆進(jìn)過程中遇到以下3大類情況時(shí)，需要進(jìn)行井控處理。

（1）井下復(fù)雜情況。當(dāng)鉆進(jìn)過程中發(fā)生井漏導(dǎo)致鉆井液大量漏失，井筒內(nèi)液柱壓力急劇減小時(shí)需要進(jìn)行控壓處理，降低井底有效液柱壓力，減緩甚至是防止漏失；當(dāng)鉆進(jìn)過程中出現(xiàn)溢流，井筒內(nèi)鉆井液流體中進(jìn)入大量氣體時(shí)，井內(nèi)液柱壓力無法平衡地層壓力，需要進(jìn)行井控處理平衡地層流體，抑制溢流的繼續(xù)發(fā)生。

（2）控壓裝備失效。當(dāng)控壓鉆井設(shè)備發(fā)生損壞失效，如控壓鉆井設(shè)備的旋轉(zhuǎn)防噴器密封失效導(dǎo)致井內(nèi)循環(huán)無法建立時(shí)，要執(zhí)行應(yīng)急措施進(jìn)行井控處理。

（3）控壓鉆井技術(shù)終止使用。在以下幾種情況中需要終止控壓鉆井技術(shù)的使用：①當(dāng)鉆遇大裂縫時(shí)，井內(nèi)井漏嚴(yán)重，無法找到微漏鉆進(jìn)平衡點(diǎn)，導(dǎo)致控壓鉆井不能正常進(jìn)行；②控壓鉆井設(shè)備不能滿足控壓鉆井要求；③實(shí)施控壓鉆井作業(yè)中，如果井下頻繁出現(xiàn)溢、漏復(fù)雜情況，無法實(shí)施正?？貕恒@井作業(yè)；④井眼、井壁條件不滿足控壓鉆井正常施工要求時(shí)。

3 控壓鉆井在海上超高溫高壓井的成功實(shí)踐

為了評(píng)價(jià)控壓鉆井在海上高溫高壓井中的適用性，以及解決南海西部油氣田高溫高壓區(qū)塊窄壓力窗口地層作業(yè)難的問題，南海西部公司率先在南海東方區(qū)塊X1井成功應(yīng)用了控壓鉆井技術(shù)，通過控壓鉆井技術(shù)實(shí)現(xiàn)了井底當(dāng)量循環(huán)壓力的精確控制，控制流程見圖4。

圖4 控壓鉆井井控流程Fig.4 Flow chart of MPD well control

3.1 控壓鉆井設(shè)備安裝

海上高溫高壓區(qū)塊首次控壓鉆井技術(shù)應(yīng)用，選用的作業(yè)平臺(tái)是我國最新一代的HYSY94系列自升式鉆井平臺(tái)。由于海上鉆井作業(yè)空間極度受限，因此需要對(duì)控壓鉆井設(shè)備進(jìn)行選型，并在有限的空間內(nèi)對(duì)鉆井平臺(tái)進(jìn)行改造以保證控壓設(shè)備能夠順利安裝。平臺(tái)改造內(nèi)容包括甲板開孔、泥漿泵房泵沖計(jì)數(shù)器改造、電力改造、立管改造、錄井及固井等多項(xiàng)改造?？貕恒@井設(shè)備主要在五開目的層鉆進(jìn)期間進(jìn)行控壓鉆進(jìn)應(yīng)用，因此在五開作業(yè)前進(jìn)行控壓鉆井設(shè)備在線安裝，并模擬控壓作業(yè)流程對(duì)各設(shè)備進(jìn)行承壓能力測(cè)試，確保各設(shè)備滿足控壓作業(yè)要求，如表2所示為離線及在線安裝過程承壓測(cè)試標(biāo)準(zhǔn)流程。

表2 控壓鉆井設(shè)備離線與在線安裝測(cè)試流程與標(biāo)準(zhǔn)Table 2 Flow chart and standard of off-line and on-line installation and testing of MPD equipment

3.2 控壓鉆井設(shè)備應(yīng)用

在X1井控壓鉆井技術(shù)應(yīng)用過程中，通過對(duì)井口回壓進(jìn)行調(diào)節(jié)，實(shí)現(xiàn)了井底壓力的精準(zhǔn)控制，同時(shí)避免了溢流、卡鉆、井漏的風(fēng)險(xiǎn)。

通過調(diào)節(jié)節(jié)流閥開度施加回壓，動(dòng)態(tài)提高井底當(dāng)量密度進(jìn)行承壓試驗(yàn)，壓力波動(dòng)控制在6.89 kPa內(nèi)，實(shí)現(xiàn)了精準(zhǔn)控制井底壓力；多次憋壓起鉆，避免因起鉆抽吸而誘發(fā)井涌、溢流，節(jié)省了開泵起鉆時(shí)間，減小了接立柱期間的卡鉆風(fēng)險(xiǎn)；井口控制回壓827 kPa，提高井底當(dāng)量0.02 g/cm3，抵消起鉆抽吸引起的影響，為安全電測(cè)帶來作業(yè)窗口。

3.3 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用效果

X1井鉆進(jìn)期間，通過控壓鉆井裝置監(jiān)測(cè)井漏和溢流，循環(huán)過程中通過控壓鉆井技術(shù)能夠盡早反映返出鉆井液密度和是否含氣體，以便能夠很快對(duì)鉆井液進(jìn)行處理，同時(shí)鉆井液不經(jīng)過平臺(tái)返出口，出現(xiàn)井涌時(shí)減小了噴出轉(zhuǎn)盤面的風(fēng)險(xiǎn)。在目的層?212.7 mm井段鉆進(jìn)過程中，通過控制井口回壓的方式進(jìn)行鉆完井作業(yè)，提高了作業(yè)時(shí)效，本井段作業(yè)設(shè)計(jì)13 d，實(shí)際10.63 d。

X1井目的層預(yù)測(cè)壓力系數(shù)2.1～2.2 g/cm3，以2.08 g/cm3的鉆井液密度鉆進(jìn)時(shí)最大氣測(cè)值4.2%，通過控壓鉆井裝置監(jiān)測(cè)鉆開砂體后無溢流現(xiàn)象。鉆進(jìn)期間最大單根氣23.8%，循環(huán)提高鉆井液密度至2.16 g/cm3，靜止觀察1 h，計(jì)量罐累計(jì)增加0.66 m3，繼續(xù)提高鉆井液密度至2.24 g/cm3后短起，下鉆到底循環(huán)最大后效氣2.6%，靜止觀察1.25 h，計(jì)量罐累計(jì)增加0.05 m3，提高鉆井液密度至2.26 g/cm3后通過控壓鉆井裝置控制井筒回壓起鉆。

4 結(jié)論

（1）控壓鉆井技術(shù)的作業(yè)設(shè)計(jì)需要結(jié)合鶯瓊盆地的技術(shù)難點(diǎn)，在考慮高溫高壓的條件下進(jìn)行ECD精確預(yù)測(cè)、施工參數(shù)設(shè)計(jì)以及應(yīng)急井控設(shè)計(jì)。

（2）控壓鉆井技術(shù)可為鉆完井作業(yè)節(jié)約時(shí)間和作業(yè)成本，提高機(jī)械鉆速，縮短鉆井周期，通過憋壓起鉆及控制井口回壓的方式保證井下作業(yè)的安全。