张洪杰，张文博，薛宪波，曲跃，张诚成

(中海油田服务股份有限公司一体化和新能源事业部，天津 300459)

0 引言

随着海洋石油技术和装备的发展，海洋石油勘探越来越多的向深水(400～1 500 m)和超深水(大于1 500 m)迈进。全球海洋油气资源44%分布在深水区，近年全球重大油气发现的70%来自深水[1-3]。然而深水油气钻探作业难度高、挑战多，常遇到钻遇浅层气、海床不稳、地层压力窗口窄、喷漏同存、井控和井漏风险高、钻井问题多、非生产时间长等问题。昂贵的钻机日费、恶劣的补给条件、周期性的台风影响、严格的安全环保政策都要求深水钻探作业能够安全、快速、高效地钻达目的层，顺利完成钻井任务。因此，深水钻井几乎应用了所有可行的新技术，国际领先的服务公司也通过升级现有设备和研发新技术、新工具参与深水油气勘探。控压钻井作为一项新兴的钻井方式也被广泛的应用到深水钻井作业中[4-5]，通过对传统控压钻井设备和施工工艺进行升级改造，形成了适用于深水钻井作业的控压钻井工艺技术和专用设备。

1 深水控压钻井技术特点

控压钻井技术本世纪初开始在陆地及海上固定桩腿平台进行现场作业，最初配套的设备只有手动液压节流阀和旋转控制头。随着技术发展，到2010年左右出现由工控机自动控制的控压钻井节流管汇系统[6]，并配套高精度质量流量计，同时出现了适用于海上固定桩腿平台的环保型旋转控制头。到2015年左右，深水控压钻井用旋转控制头开始进行现场测试，从而开启了控压钻井在深水勘探领域的应用。

深水控压钻井与陆地钻机或浅水海上固定桩腿平台实施的控压钻井相比，有以下特点：(1)深水钻井地层压力系统的特点决定了深水钻井对井口压力控制精度的要求更高；(2)由于防喷器在海底，深水控压钻井可以在不打重浆的情况下起下钻，提高了作业时效；(3)深水控压钻井设备的安装需要对平台进行更多的改造；(4)深水控压钻井项目需要的准备周期更长；(5)深水控压钻井的实施费用更高；控压钻井技术在深水区块的应用特点主要体现在控压钻井设备与半潜式平台或钻井船等浮式钻机已有设备的配套。

与陆地钻机或海上固定桩腿平台相比，控压钻井设备在浮式钻机上的安装差异主要体现在以下几个方面：

(1)主要设备(节流管汇、流量计、操作间等)摆放位置不固定。控压钻井技术在陆地钻机或海上固定桩腿平台应用时，设备通常有固定的摆放位置；而半潜式平台或钻井船等浮式钻机由于甲板设计多样且空间有限，应用控压钻井之前需要针对平台构造特点，通过现场调研确定设备最佳摆放位置及平台改造需求。

(2)需要安装固定式硬管线。控压钻井设备与陆地钻机或海上固定桩腿平台已有设备的连接主要依靠临时软管线加少量硬管线；浮式钻机由于构造特点，在不同甲板间以及甲板与钻台间安装临时管线困难，因此在安装控压钻井设备前需要安装穿越甲板的固定式硬管线，用以将控压钻井节流管汇等设备与平台其他设备相连。

(3)旋转控制头安装方式考虑因素多、设计复杂。由于海底防喷器、隔水管、伸缩节、支撑环等深水钻机特有设备的存在以及钻机与隔水管的相对运动，旋转控制头在浮式平台上的安装与陆地钻机或海上固定桩腿平台安装相比差别大、难度高。

(4)需配备一个额外的环形防喷器。在浮式钻机上安装旋转控制头时通常会在旋转控制头下方安装一个环形防喷器，其主要作用是在更换旋转控制头轴承时作为封闭井筒承压设备，允许继续由控压钻井节流管汇对井筒施加地面回压，避免使用海底防喷器。另外在将隔水管气体循环出井时，如果隔水管内压力太高，超过了旋转控制头的承压能力，可以关闭该环形防喷器继续进行隔水管排气作业。

(5)在节流管汇前增加导流管汇。该导流管汇的作用是在不同作业工况间转换时，将井内返出的钻井液导流至不同的设备。增加该导流管汇的目的是节约设备安装时效、增加作业安全性，避免使用风险相对较高的临时软管线。

在进行深水控压钻井项目设计时，最重要的设备配套考虑因素是旋转控制头与平台隔水管/伸缩节系统的配套，现阶段主要有两种配套方式[7]：(1)旋转控制头安装于隔水管支撑环以上的配套方式，称为支撑环之上安装方式(ATR)；(2)旋转控制头安装于隔水管支撑环以下的配套方式，称为支撑环之下安装方式(BTR)。

将旋转控制头安装于隔水管支撑环以上的优点是允许使用常规旋转控制头，不受旋转控制头抗拉伸能力的限制，当旋转控制头出现故障时检修方便；缺点是钻井平台升沉补偿系统配套复杂，如果仍然使用钻机已有伸缩节，则伸缩节位于旋转控制头下方。由于伸缩节内筒与外筒间承压能力低(通常为3.5 MPa)，限制了控压钻井过程中可施加的最高井口回压值，如果去掉钻机已有伸缩节，则需要在旋转控制头上方安装特制的伸缩补偿系统用于抵消浮式钻机与隔水管之间的相对运动，并且在不安装旋转控制头轴承时为井内返出提供流动通道。这种配套方式对设备的要求高，原因是由于旋转控制头需要承受支撑环的拉力，而且整套设备需要具有在水下正常工作的能力，因此必须使用深水钻井专用的旋转控制头。其优点是允许使用浮式钻机已有的伸缩节系统，无需额外配套伸缩补偿设备；并且由于旋转控制头在伸缩节以下，旋转控制头以下隔水管系统的压力等级取决于旋转控制头的承压能力(通常为10.5～21.0 MPa，与钻杆转速成反比)和隔水管的压力等级(通常为14 MPa)，极大提升了控压钻井过程中允许施加的地面回压，提高了作业安全性。

2 深水控压钻井应用背景

NS-4井位于巴西深水区块，地理位置靠近里约热内卢，水深1 917 m，使用的钻机是Seadrill的浮式钻井船。由于地层存在高压盐水层以及盐水层下面的微裂缝性碳酸盐地层，常规钻井作业经常遇到盐水侵入、钻井液污染、窄作业窗口引起的溢流和漏失等问题，最终导致钻井疑难频发、非生产时间长、无法钻达目的层等情况发生。因此控压钻井技术被应用到项目中，对各种工况下的井底压力进行精确控制，通过恒定井底压力法和钻井液当量密度模拟法按需对井底压力进行调控，基于不同井底压力下井筒的反应及时调整地面回压和钻井液密度，从而达到减少钻井问题、提高作业效率、顺利钻至设计井深的目的。

控压钻井技术被应用在16”和12-1/4”井段，其中16”井段作为“培训”井段，实施控压钻井的目的主要是为了使各参与方熟悉控压钻井的设备和作业流程；12-1/4”井段作为控压钻井目的井段钻穿高压盐水层、钻入裂缝性碳酸盐储层至设计完钻井深。

使用的控压钻井设备主要包括旋转控制头隔水管短节、控压钻井节流管汇、防堵过滤管汇、导流管汇、质量流量计、钻具浮阀和辅助管线及阀门等。旋转控制头隔水管短节由顶部变扣接头、水下旋转控制头、水下环形防喷器、四通和底部变扣接头组成，隔水管的节流压井管线、液压管线、增压管线等边管在旋转控制头隔水管短节周围缠绕；使用的控压钻井节流管汇是四通道Level 4级别的全自动节流管汇，由三个节流阀通道和一个旁通通道组成；防堵过滤管汇由两个通道组成，每个通道都装有防堵过滤筛网和泄压阀、压力计等装置；导流管汇由闸板阀、泄压阀等组成，用于导流出井流体；项目用的高压Coriolis质量流量计安装于控压钻井节流管汇之前，用于精确测量出井液体排量、密度、温度等参数；三个箭式和板式钻具浮阀安装在底部钻具，降低浮阀失效风险。

3 深水控压钻井应用效果

16”井段作为“培训”井段，在钻穿套管鞋前进行了“指纹对比”数据记录作业，钻穿套管鞋、完成常规地层破裂测试后开始进行恒定井底压力控压钻井作业，通过控压钻井实时模拟软件和实时测量的PWD数据，保持钻进和接单根过程中井底压力恒定。使用1.10～1.14 S.G密度的钻井液，钻进时井底当量密度1.18～1.23 S.G，在接单根过程中通过调节地面回压保持井底压力与钻进时相等，地面回压在3.1～3.4 MPa之间。中途起钻换钻头时，区别于常规钻井中需通过提高钻井液密度或泵入重浆塞来降低抽吸溢流风险的操作，控压钻井系统使用其“抽吸/激动”压力补偿功能。在无需提高钻井液密度或泵入重浆塞的情况下，在起钻过程中以井底为目标控制深度施加系统实时计算的地面回压，保持井底压力当量密度略高于(0.02 S.G)钻进时的井底压力当量密度，防止在起钻过程中引起抽吸溢流。当钻头起至海底防喷器上方3柱钻杆后，关闭海底防喷器，打开钻井平台节流管汇管线，保持节流阀前方的阀门关闭，利用节流管线圈闭的压力保持井底压力过平衡。泄掉海底防喷器上方至旋转控制头间隔水管的压力后，拆除旋转控制头胶芯，继续进行常规起钻。起钻过程中继续通过记录钻井平台节流管汇处的套压来监测井筒，按需补充压力。整个起钻过程节约了常规钻井中循环加重钻井液或泵入重浆塞的时间，并且通过控压钻井质量流量计、钻井平台泥浆池、关井后的套压等参数密切监测井筒的溢漏情况。

钻头起至地面后，组合新钻具，控压下钻至钻头位于海底防喷器上方3柱，安装旋转控制头轴承。通过控压钻井节流管汇向隔水管中施加回压以平衡海底防喷器上下的压力，打开井底防喷器后继续控压下钻，下钻到底后继续进行控压钻进，该项操作同样应用控压钻井系统节省了下钻到底调节钻井液性能或将重浆塞循环出井的时间。继续控压钻进至16”井段设计完钻井深，提高钻井液密度，溢流检测后控压起钻，进行下套管、固井作业，16”井段顺利完成作业。

12-1/4”井段使用1.20 S.G钻井液开始钻进，开泵后的井底压力当量密度为1.28～1.29 S.G，开始钻穿盐水层。停泵接单根时通过控压钻井调节地面回压，保持井底压力当量密度同样1.28～1.29 S.G，降低压力恒定，防止由于井底压力波动造成盐水侵入。在观察到机械钻速突增后，通过循环分析岩屑确定钻入碳酸盐地层，使用控压钻井方式起钻后进行测井作业。测井确定进入碳酸盐地层后进行控压取芯作业。在起钻过程中由于取芯筒与井壁环空间隙小，通过控压钻井自动抽吸/激动压力补偿功能，施加安全系数后进行控压起钻，上提钻具时施加的地面回压为6.2～6.5 MPa，顺利将取芯筒起出井筒，无溢流发生。

组合钻进钻具，下钻继续钻进127 m后监测到钻具突然放空，观测到发生漏失，漏速大于47.7 m3/h，此时钻井液密度为1.20 S.G，钻进时井底当量密度1.26 S.G。通过降低排量使井底压力当量密度降低至1.22 S.G并加入堵漏材料，漏失速度降至11.1 m3/h。降低钻井液密度至1.14 S.G，通过施加地面回压维持钻进和接单根过程中的井底压力当量密度均维持在1.22 S.G，在微漏情况下继续钻进80 m时井下马达出现故障。起钻前通过控压钻井系统进行动态堵漏作业，在堵漏材料循环经过漏层的过程中降低排量，通过控压钻井系统施加2.07 MPa地面回压将堵漏材料挤入漏层，释放地面回压后显示无漏失，开始控压起钻，起钻过程中使用控压钻井自动抽吸/激动压力补偿功能维持井底压力在1.23 S.G，起钻无异常。

下钻后继续控压钻进，通过控压钻井维持井底压力当量密度在1.21～1.22 S.G，钻进至设计完钻井深后提高钻井液密度至1.23 S.G，提高钻井液密度过程中控压钻井系统实时跟踪重浆位置，并通过调节地面回压维持井底压力恒定。起钻后拆除旋转控制头轴承，控压钻井作业结束。

4 结语

深水区块由于其地层沉积特性、地层压力体系特点、浮式钻机构造方式等因素对新技术有很高的需求。控压钻井技术因其可以灵活的根据需要调节井底压力，在深水钻井作业中得到了广泛应用，越来越多的油公司在挑选钻机时要求钻机可以自行提供控压钻井服务(MPD-Ready)或仅需进行少量钻机改造即可配套控压钻井设备。