深水司鉆法壓井應(yīng)用實(shí)例分析

趙春燕(中海油田服務(wù)股份有限公司 鉆井事業(yè)部湛江作業(yè)公司，廣東 湛江 524057)

1 深水井控及司鉆法壓井

井控是油氣勘探生產(chǎn)的重中之重[1-2]。深水環(huán)境下，地層破裂壓力和孔隙壓力形成狹窄的鉆井液密度窗口；細(xì)長(zhǎng)的節(jié)流管線產(chǎn)生較大摩阻損失，使環(huán)空壓力增大，有可能超過地層破裂壓力而井漏[3]；深水井控中壓力變化復(fù)雜多樣[4]；深水低溫環(huán)境帶來水合物、壓井液流變性等問題[5]，使深水井控異常復(fù)雜。

目前常用的壓井方法是司鉆法和工程師法[6]。司鉆法是發(fā)生溢流關(guān)井，先用原密度鉆井液循環(huán)，將環(huán)空中被污染的鉆井液循環(huán)出井，再用精確計(jì)算的壓井液循環(huán)壓井，重建井內(nèi)壓力平衡[7]。司鉆法壓井有兩個(gè)循環(huán)周，但多次失敗的教訓(xùn)告訴我們，僅用兩個(gè)循環(huán)周完成壓井的成功案例較少，多數(shù)情況下是經(jīng)過多次循環(huán)、調(diào)整泥漿才完成壓井，特別是深水井控。

2 深水司鉆法壓井應(yīng)用實(shí)例

2.1 井下復(fù)雜情況發(fā)生過程

某直井作業(yè)水深814.8 m，215.9 mm(8-1/2″)井段地層巖性為中厚-巨厚層灰色泥巖、粉砂質(zhì)泥巖與厚層淺灰色粉砂巖呈不等厚互層，局部井段夾薄層灰質(zhì)粉砂巖。本井鉆進(jìn)至主要目的層3 936.3～3 966.3 m時(shí)，最大氣全量4.1%。鉆進(jìn)至3 988 m后進(jìn)行短起下鉆作業(yè)，無后效氣。鉆進(jìn)至4 250 m開始出現(xiàn)單根氣(最大氣全量3%)，逐步提高鉆井液密度至1.17 sg。溢流前(4 364～4 379 m井段)鉆遇地層多變，存在膠結(jié)致密砂巖、含灰砂巖，泥巖等，機(jī)械鉆速快慢交替變化，無明顯規(guī)律。

04:20正常鉆進(jìn)至4 383.31 m，EKD顯示返出流量增加，活動(dòng)池增加4 桶，氣全量有增加趨勢(shì)，司鉆停鉆，上提鉆具；04:22氣全量上漲至20%，停轉(zhuǎn)停泵，關(guān)上萬能BOP(關(guān)井后氣全量上漲至最高55%，對(duì)應(yīng)返出深度4 378 m)，倒計(jì)量罐監(jiān)測(cè)隔水管液面穩(wěn)定，活動(dòng)池上漲14 桶，立壓為0；04:55套壓上漲至3.447 MPa(500 psi)。

04:55小排量頂通浮閥求取關(guān)井立壓2.068 MPa(300 psi)、關(guān)井套壓3.447 MPa (500 psi)。停泵后立壓逐步上漲至3.337 MPa (484 psi)，套壓上漲至4.406 MPa(639 psi)。

2.2 井下復(fù)雜情況處理經(jīng)過

本次壓井采用司鉆法，第一循環(huán)周用原1.17 sg鉆井液循環(huán)，第二循環(huán)周用1.40 sg壓井液循環(huán)壓井。

2.2.1 第一循環(huán)周

05:18用原1.17 sg鉆井液循環(huán)排環(huán)空溢流，以3.337 MPa (484 psi)關(guān)井立壓為基礎(chǔ)，調(diào)阻流閥，保持套壓不變，提排量至每分鐘30 沖，ICP為6.550 MPa(950 psi)，循環(huán)一個(gè)遲到時(shí)間，氣全量緩慢增長(zhǎng)，最大氣測(cè)值13.4%，繼續(xù)循環(huán)氣全量緩慢降低，期間配制壓井液。

07:03用原鉆井液循環(huán)至2 977沖(鉆頭到阻流閥理論體積3 874沖)，氣全量增加，套壓波動(dòng)，調(diào)節(jié)阻流閥維持立壓相對(duì)穩(wěn)定。

循環(huán)過程中循環(huán)池液面持續(xù)上漲，為防止可能的繼續(xù)侵入，08:08調(diào)小阻流閥開度以給井底回壓，提高循環(huán)立壓至7.583 MPa (1 100 psi)，以此立壓繼續(xù)循環(huán)。

09:06停泵，讀得關(guān)井立壓4.563 MPa(662 psi)，關(guān)井套壓4.564 MPa(678 psi)，現(xiàn)場(chǎng)與技術(shù)支持討論壓井鉆井液密度，此期間關(guān)井立壓和套壓同時(shí)持續(xù)上漲，至8.645 MPa(1 254 psi)左右趨于穩(wěn)定。

11:00，確定壓井液密度為1.40sg；11:34讀得SIDPP=8.645 MPa(1 254 psi)，SICP=8.480 MPa(1 230 psi)。

2.2.2 第二循環(huán)周

11:34用1.40 sg壓井液進(jìn)行第二周循環(huán)壓井。保持套壓不變，開泵，提泵速至每分鐘20 沖時(shí)套壓上漲至8.824 MPa (1 280 psi)后下降，提泵速至每分鐘25 沖時(shí)立壓上漲至10.403 MPa(1 509 psi)后下降(判斷有漏失)，繼續(xù)提泵速至每分鐘30 沖，立壓和套壓均持續(xù)下降，未見回流。

12:01阻流閥調(diào)至5%倒流程至小計(jì)量罐觀察仍無回流，此時(shí)累計(jì)泵入686沖壓井液，通過壓井管線觀察壓力，與套壓相等，判斷阻流管線內(nèi)無鉆井液。12:11累計(jì)泵入990沖壓井液，觀察到較小回流，泵入量仍大于返出量，繼續(xù)調(diào)節(jié)阻流閥開度至13%；12:36調(diào)節(jié)阻流閥開度至22%；12:41累計(jì)泵入1 900沖壓井液，回流正常，泵入量與返出量平衡，此時(shí)累計(jì)漏失300 桶鉆井液；12:43泵入1 955沖壓井液，循環(huán)立壓逐步降低至0.538 MPa (78psi)，套壓緩慢降低至6.515 MPa(945 psi)。

13:07觀察循環(huán)立壓0.469 MPa(68 psi)，套壓4.743 MPa (688 psi)。根據(jù)指令，嘗試重新獲得立壓，緩慢調(diào)低阻流閥開度由31%至20%，套壓上漲至6.549 MPa(950 psi)，但立壓無變化，回流量降低，漏失速度25.47 桶/h。13:18緩慢調(diào)大阻流閥開度至32%，立壓仍維持在0.483 MPa(70 psi)，套壓緩慢下降。

14:23累計(jì)泵入4 942沖壓井液，立壓緩慢上漲；14:25調(diào)大阻流閥至50%；14:27累計(jì)泵入5 050沖壓井液，回流量較少，立壓下降至0.462 MPa(67 psi)，套壓下降至1.275 MPa(185 psi)，繼續(xù)調(diào)大阻流閥開度至全開；14:41累計(jì)泵入5 500沖壓井液，立壓緩慢上漲，套壓維持在0.552～0.620MPa(80～90 psi)，回流量穩(wěn)定，返出鉆井液密度1.19～1.20 sg。

15:20回流量再次減小，開壓井管線閥門(保持阻流、壓井全開)，立壓在3.102～3.171 MPa(450～460 psi)穩(wěn)定，井眼仍漏失；15:26測(cè)漏速130 bbls/h；15:35測(cè)漏速200 桶/h。

15:37降低泵速至每分鐘25 沖，立壓3.171 MPa(460 psi)，返出鉆井液密度1.24 sg。15:42測(cè)漏速78 桶/h。15:56返出鉆井液密度1.28 sg，測(cè)漏速150 桶/h。

15:58開上閘板防噴器，調(diào)節(jié)上萬能防噴器壓力至2.758 MPa (400 psi)，活動(dòng)鉆具，確認(rèn)鉆具處于正常狀態(tài)。

16:13測(cè)漏速160 桶/h，返出鉆井液密度1.29 sg。16:23返出鉆井液密度1.3 sg。

16:43降低泵速至每分鐘15 沖，無返出，由于泥漿池中壓井液不足以支持繼續(xù)循環(huán)，關(guān)井，讀取關(guān)井立壓1.613 MPa(234 psi)(鉆桿內(nèi)外壓井液密度不均勻造成)，關(guān)井套壓0 MPa(0 psi)。

16:48開阻流閥，倒計(jì)量罐，16:53立壓1.503 MPa(218 psi)，泄壓，立壓降為0 MPa(0 psi)。17:02關(guān)閉阻流閥，觀察壓力，立壓緩慢上漲。17:15立壓上漲至1.172 MPa(170 psi)后緩慢下降；17:49立壓下降至0.993 MPa(144 psi)。

第二循環(huán)周期間：

2.2.3 循環(huán)排除圈閉氣

第1日18:30接指令處理圈閉氣。倒流程，壓井管線入、開排氣閥通過阻流管線返出，循環(huán)排除上萬能與上閘板防噴器之間圈閉氣，泵入60沖1.19 sg鉆井液時(shí)阻流管線見返出，繼續(xù)循環(huán)期間最大氣測(cè)值9.8%，19:47停泵。

2.2.4 開井，循環(huán)調(diào)整鉆井液性能

第1日19:47接指令開井循環(huán)調(diào)整鉆井液。關(guān)閉轉(zhuǎn)噴器，關(guān)水下事故閥，開上萬能及上閘板防噴器，倒計(jì)量罐，溢流檢查，井眼微漏(9 桶/h)。

第1日20:45根據(jù)技術(shù)支持預(yù)測(cè)：地層壓力當(dāng)量密度約為1.28 sg。當(dāng)前井筒內(nèi)液柱當(dāng)量密度1.36 sg。泵入1.32 sg鉆井液，循環(huán)調(diào)整鉆井液至進(jìn)出口鉆井液密度均勻?yàn)?.32 sg，期間井筒微漏(累計(jì)漏失34 桶)。

第2日05:45—06:15溢流檢查，正常。

第2日06:15—12:00繼續(xù)循環(huán)調(diào)整鉆井液性能。

第2日12:00，溢流檢查30 min，井眼液面穩(wěn)定。12:30，進(jìn)行低泵速及管線摩阻試驗(yàn)。

第2日13:00進(jìn)行短起下鉆作業(yè)，期間測(cè)得最大齊全量1.5%，油氣上竄速度39 m/h，溢流檢查正常后起鉆。

2.3 本次井下復(fù)雜情況的幾點(diǎn)認(rèn)識(shí)

(1)溢流原因：本井發(fā)生溢流的根本原因是鉆遇地質(zhì)未預(yù)測(cè)到的異常高壓層。本井實(shí)際與預(yù)測(cè)地層壓力偏差較大，揭開異常高壓層后，ECD無法平衡地層壓力，地層流體侵入井筒導(dǎo)致溢流。(2)漏失原因：下部井段鉆遇的砂巖層承壓能力弱，極有可能是本次出現(xiàn)的井漏的原因。深水地層壓力窗口窄，壓井液的密度選擇較為關(guān)鍵。(3)第一循環(huán)周前求壓不準(zhǔn)確原因：理論上關(guān)井后15分鐘壓力趨于穩(wěn)定，而本井關(guān)井后壓力持續(xù)升高，一方面地層滲透性不理想，未能及時(shí)釋放地層壓力；另一方面環(huán)空鉆井液氣侵，氣體存在滑脫上移導(dǎo)致壓力持續(xù)升高。

3 結(jié)語

結(jié)合上述實(shí)例分析，深水壓井取得成功的關(guān)鍵在于：(1)落實(shí)“四早”要求：早發(fā)現(xiàn)、早關(guān)井、早匯報(bào)、早處理。(2)準(zhǔn)確判斷地層壓力，合理設(shè)定鉆井液密度。準(zhǔn)確判斷地層壓力及漏失壓力，科學(xué)確定壓井液及后續(xù)鉆井液密度，是成功處理“下噴上漏”復(fù)雜情況的關(guān)鍵。(3)確保現(xiàn)場(chǎng)井控設(shè)備完好、井控物資充足、人員井控技能達(dá)標(biāo)。深水井控對(duì)井控設(shè)備提出了更高的要求，現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)儲(chǔ)備充足的加重及封堵材料，關(guān)鍵崗位人員應(yīng)熟練掌握井控技能，開展不同工況下的井控演習(xí)，及時(shí)更新低泵速數(shù)據(jù)和壓井施工單等，為處理壓井提供堅(jiān)實(shí)的技術(shù)支持和準(zhǔn)確的數(shù)據(jù)基礎(chǔ)。(4)深水井控使用司鉆法，可較早排除溢流，通過循環(huán)ECD及套管回壓等控制溢流的進(jìn)一步產(chǎn)生。早循環(huán)、早處理，以免造成卡鉆或氣體滑脫套壓升高造成地層漏失等更多復(fù)雜情況。