陈清正 侯得景 聂光辉 柳海啸 刘东东

（1、中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津300452 2、中海石油（中国）有限公司蓬勃作业公司,天津300452）

1 渤海某油田油藏情况介绍及井身结构

渤海某油田开发前油藏均属正常压力系统，平均压力系数为1.03。由于油田已投产多年，随着开采的进行，地层压力不断下降，不同区块注采情况也各不相同。在开发的过程中，暴露出油层层间矛盾突出、注入水突进明显、部分区块或井组含水较高，局部区域单井控制储量相对较高等问题。钻井期间，频繁出现喷漏同存、出现井涌、井漏、有害气体泄漏、卡钻等钻井复杂问题，增加了钻井成本和作业风险。

以某平台E24 井为例，采用9-5/8"套管开窗，侧钻8-1/2"井眼，表层套管下深258.13m，侧钻点911.00m，8-1/2"井眼完钻深度2122m，裸眼段长度1211m，下7" 尾管，由于同一裸眼段内，存在亏空油组和超压油组，且超压较大至3.0Mpa。由于压力系数比较复杂，本井使用控压钻井设备，预防出现喷漏同存等复杂情况，避免卡钻。

2 控压钻井设备的原理及现场安装应用

控压钻井技术是有效解决复杂井筒压力系统的钻井工艺技术，针对窄密度窗口复杂条件，可有效控制循环流体当量密度在地层可承受的范围内，从而保证钻井工程顺利施工和有效保护储层。

2.1 控压钻井原理及模式

控压钻井工艺原理是在钻井过程中通过回压泵、节流阀精细控制或调整环空压力体系，确保环空液柱压力微大于井底压力，并且不压漏地层，从而在“窄压力窗口”层段实现安全、快速钻进的一种钻井技术。根据采集的井底压力值，通过闭环压力控制算法软件，计算出井口需施加的局部循环压耗，调节井口套压，平衡井底压力。能够控制井底压力在预定的范围内，提供不同工况下的井底压力控制，让窄密度安全密度窗口井底压力控制变得更加可靠，有效解决“漏涌同存”的钻井难题。相对于常规钻井，控压钻井井底压力波动小，避免在接立柱、起下钻、停泵等工况下引起压力波动，减少井漏、溢流等复杂情况。

控压钻井技术基本控制方法是通过控制钻井液密度、循环压耗和井口回压，使井底压力保持相对恒定。

2.2 控压钻井设备组成

控压钻井系统集机、电、液、信息、自动控制等技术为一体，通过对井底和地面数据实时采集、分析和处理，自动调节井口套压，实现井底压力的精细控制。集成配套包括：井底恒压钻井系统、微流量控制钻井系统、带压泥浆帽钻井系统和精细压力控制欠平衡钻井系统等4 项特色技术。该控压钻井系统，包含四项核心装备：自动节流控制系统、实时数据采集与控制系统、回压补偿系统和随钻环空压力检测系统。

控压钻井系统采用模块化及集中控制双重思路，既可整体使用，各子系统可独立工作，经济实用；还具备微流量和井底压力两种监控方式，可实现井底压力的精确、闭环控制，控制精度±0.35MPa。具体控压设备组成如下：

2.2.1 旋转控制头

旋转控制头：安装在井口环形防喷器上方，形成井口密封。

该旋转控制头高度1.7-1.8m，静态工作压力5000psi，动态工作压力2500psi，安装要求：天车、转盘、井口三者中心偏差小于10mm。

2.2.2 旋转轴承总成

旋转轴承总成：旋转控制头主要部件，用于与钻具及旋转控制头本体之间密封。

旋转轴承尺寸：外径：φ432mm；中心孔通径：φ196mm；工作转速：＜120rpm，密封胶芯工作寿命：＜120h。

2.2.3 精细控压钻井系统

由于海上平台甲板面积有限，而且每个平台都配备有固井泵、油气分离器等设备，综合考虑成本及设备简单化等因素，海上普遍使用分体式控压钻井系统，固井泵充当回压补偿泵使用，共用海上油气分离器。

控压钻井系统技术特点：

以套压、立管压力、微流量三位一体的综合井筒压力控制技术，节流阀全部自动化控制，能够更加精确地控制井眼环空压力剖面，快速应对井下压力变化。

系统复杂、自动控制、维护不易、拆装不便、设备占用面积较多。

系统压力控制精度：±0.35MPa。

2.2.4 流量监测装置

使用艾默生流量计，满足多工况，高精度进行流量和气体检测技术。

在入口、出口进行流量检测，使用软件进行实时校正。流量检测精度高：0.01-0.06m3，便于早发现流量变化。可以满足钻进、接单根、起下钻等工况。

2.3 渤海某油田E24 井中的应用

E24 井是一口老井侧钻井，进行9-5/8"套管开窗，侧钻8-1/2"井眼，由于预测压力，最大超压3.0Mpa，亏空1.5Mpa，属于典型的超压、欠压同存复杂井，钻井期间极易出现喷漏同存现象，导致出现卡钻等复杂情况，安装控压钻井设备，采用控压钻井技术，使用低密度钻井液圆满完成侧钻任务。

2.3.1 安装控压钻井设备

按照控压钻井设备安装程序，控压设备安装流程图如图1所示，安装步骤如下：

2.3.1.1 在万能防喷器之上安装旋转控制头底座，连接高压三通、8"液动高压阀门及4"闸板阀门，连接旋转控制头底座润滑管线及控制管线，确认8"液动阀关闭。

2.3.1.2 开窗作业结束后，起钻完、空井穿轴承总承、试压，放于甲板备用。

2.3.1.3 安装控压专用喇叭管。

2.3.1.4 搭建BOP 甲板脚手架，方便操作控压设备阀门。

2.3.1.5 连接8"返浆管线及4"节流管线。

图1 控压设备安装流程图

2.3.2 E24 井控压作业程序

本井侧钻8-1/2"井眼，主要分为常规钻井和控压钻井两类，在钻至L40 油层之前，采用常规钻井程序；在L40 油组至完钻深度，使用控压技术钻进。

在钻进至L40 层之前100m 时充分循环，清洁井筒，进行控压专用喇叭口与轴承总成互换作业，进行控压钻井，严密监测返出流量及泵压等参数变化。

本井在L40-L100 油组进行控压钻进，采用低密度1.08g/cm3钻井液，安全顺利的钻过亏空层L40/L50 油组，在后续L60/L70/L80 油组分别设置不同的井口回压，在确保微过平衡压稳地层前提下，顺利钻至完钻深度，完成钻井目的，特别是钻进至2002m 时，出现溢流现象，及时读取地层压力，重新设置井口回压，10 分钟恢复钻进，大大节省了处理复杂情况时间。

钻进至2022m，发生溢流，井深2002m，垂深1396m，ECD=1.21g/cm3，ESD=1.25g/cm3，此时井内钻井液密度1.15g/cm3，迅速关井，求取地层压力，设置井口回压1.6Mpa，开泵循环测试，检查发现，无溢流及单根气，随即恢复钻进。

2.3.3 E24 井控压技术应用效果

本井在L40-L100 油组，使用控压钻井技术钻进，采用低密度钻井液，通过设置不同的井口回压，在确保微过平衡压稳地层前提下，顺利完成钻井目标，实现了“零漏失”、“零复杂”钻达设计地质目标，极大程度保护了井下安全，同时提高了作业时效。

图2 E24 井钻进期间溢流控压技术解决方式

使用低密度钻井液钻进，降低了亏压层漏失的风险，同时对储层保护起到了重要作用，达到了保护储层的目的。

本井应用控压钻井技术，钻遇各油层，实际钻井液密度如图3 所示：

图3 E24 井应用控压技术，钻井液密度对比图

3 认识与结论

3.1 控压钻井技术已经在海上成熟应用，但需要考虑海上甲板面积，是否满足安装需求；另外尽可能应用海上现有设备，已达到降本的效果。

3.2 控压钻井技术能随钻实时保障井筒安全，在井筒出现严重问题时重新构建井筒平衡的一种应急技术，在提高井口装备控压能力、完善控压钻井与井控转换方法的基础上，形成一项新的全过程井筒安全控制钻井技术。

3.3 控压钻井技术，控制井底压力在安全窗口范围内，有效降低复杂情况，提高钻井时效，降低钻井周期。该项技术是一种比较先进的压力控制钻井技术，可有效解决目前各油田面临的“漏、喷”等钻井难题，这项技术的推广应用对于渤海调整井区块应对注采不平衡导致的油层超欠压状态，降低事故复杂率、降低油气勘探开发成本具有非常重要的现实意义。