南海C区块高温高压气井井控技术
徐优富1, 张忠强2, 方华良2     
1. 中国石化上海海洋油气分公司, 上海 200120;
2. 中石化海洋石油工程有限公司上海钻井分公司, 上海 201206
摘要: 为确保南海C区块高温高压气井钻井过程中的井控安全,针对存在的地层压力高且复杂、地层温度高、钻井液安全密度窗口窄、高密度钻井液性能维护困难等井控技术难点,制定了实时检测溢流、控制溢流量,压井时逐渐提高压井液密度,防止发生井漏,钻井液降温和性能维护,井下溢漏共存处理等技术措施。防止井漏的技术措施包括提高地层承压能力和钻井液的封堵性、优化井身结构、控制井底循环当量密度、阶梯开泵、简化钻具组合及控制下钻速度等。南海C区块30余口高温高压井在钻井过程中采取了制定的井控技术措施,未发生井控事故。这表明,采取所制定的井控技术措施可以确保南海C区块高温高压气井的钻井井控安全。
关键词: 高温     高压     气井     井控     地层压力     压井     钻井液     南海C区块    
Well Control Technologies for HTHP Gas Wells in the C Block of the South China Sea
XU Youfu1, ZHANG Zhongqiang2, FANG Hualiang2     
1. Sinopec Shanghai Offshore Petroleum Company, Shanghai, 200120, China;
2. Shanghai Drilling Division, Sinopec Offshore Oilfield Service Corpration, Shanghai, 201206, China
Abstract: To ensure well control safety in drilling HTHP gas wells in the C Block of the South China Sea, and solve the problems of high and complicated formation pressures, high formation temperatures, a narrow safety window for drilling fluid, difficulties in maintaining of desirable properties of high density drilling fluids, several measures have been developed, including real time kick detection, overflow volume control, gradual increase of killing fluid density during killing, lost circulation prevention, drilling fluid temperature control and performance maintenance, management of coexisted kicks and lost circulation, etc.The technical measures to prevent lost circulation include improving pressure bearing capacities of formations and the plugging property of drilling fluids, modifying casing programs, controlling bottom hole circulation equivalent density, adopting staged pumping, simplifying drilling tool assemblies and controlling trip-in speed, etc.The proposed well control technologies have been used in 30 HTHP wells in the C Block of South China Sea, without an occurrence of well control incidents, which indicates that the relevant well control technologies can effectively guarantee well control safety in drilling of HTHP gas wells in the C Block of South China Sea.
Key words: high temperature     high pressure     gas well     well control     formation pressure     killing well     drilling fluid     C Block of the South China Sea    

南海C区块处于南海莺歌海盆地,而南海莺歌海盆地是世界海上三大高温高压地区之一。南海C区块气井钻遇第四系乐东组,新近系莺歌海组、黄流组、梅山组等地层,主要目的层为黄流组和梅山组。黄流组和梅山组为砂岩和泥岩不等厚互层,在其顶部发育一套较厚的泥岩。该区块地层温度高于150 ℃,地层孔隙压力当量密度高于1.80 kg/L,最高超过了2.20 kg/L,具有地层压力系数高、钻井液安全密度窗口极窄等特点,且该区块处于勘探开发起步阶段,地层压力预测精度不高,在钻井过程中易发生溢流,经常需要进行压井作业[1-3]。例如,该区块K平台在2010—2016年钻了30余口高温高压气井,在钻井过程中,发生溢流需要进行压井作业的井有9口,占总钻井数的30%,还有4口井在同一个井段出现喷漏共存。由此可知,该区块钻井期间发生井控事故的风险较大,确保井控安全是该区块高温高压气井安全钻进的关键。

为做好井控工作,石油工程科研工作者已经对陆地高温高压气井的溢流特征、压井方法、井漏处理措施等进行了研究,形成了适用不同地区的井控技术[4-5],但海上高温高压气井受平台空间和其他因素的限制,出现井控问题时,处理难度远大于陆地,甚至会引发海洋环境问题。而针对窄钻井液安全密度窗口的控压钻井技术,由于风险相对较大还没有在海上广泛使用。为此,笔者以预防为主,以尽量避免发生井喷为原则,从溢流发现、压井方法、预防井漏、钻井液降温和高密度钻井液性能维护等方面着手,制定了适用于南海C区块的井控技术措施,并在钻井过程中采取了这些技术措施,未发生井控事故。

1 井控技术难点

井控技术难点主要有:地层压力复杂,预测精度低;对井控设备的抗温能力要求高;高密度钻井液性能维护要求高。

1.1 地层压力复杂,预测精度低

1) 地层压力复杂。南海C区块地层压力复杂,常钻遇4~5个不同压力的地层(C3-1井钻遇地层压力情况见表 1),且地层破裂压力与地层孔隙压力接近,两者的当量钻井液密度差大部分在0.10~0.30 kg/L,甚至有少部分井更小,钻井液安全密度窗口极窄,钻井过程中发生漏失的风险极大。

表 1 C3-1井钻遇地层压力情况 Table 1 Formation pressure in Well C3-1
地层地层压力系数实际钻井液
安全密度窗口
/(kg·L-1)
备注
预测实测
黄流组一段1.55~1.75
黄流组二段1.75~1.83
梅山组一段1.80~1.98>2.100.18
梅山组二段1.98~2.10约2.250.16主要目的层

2) 地层压力预测精度低。南海C区块部分井特别是勘探井[6-8],由于地震资料处理得不细、地层压力预测模型不够完善、钻井数较少等原因,预测的地层压力与实际地层压力相比误差较大(见表 1)。由于地层压力预测不精确,直接影响了钻井液密度的选择、井身结构设计、施工作业方案的合理性,给井控带来了较大困难。

3) 常规溢流检测方法存在误差。一般情况下,依据出口流量、钻井液池液面的变化来识别溢流。但对于海上浮式钻井装置(如半潜式钻井平台),受海况影响、钻井装置配载变化,钻井装置会上升下沉或前后左右摇晃,造成出口流量在一定范围内波动,钻井液池液面也上下波动[9],如果再通过出口槽返流速度、钻井液池液面上升来检测溢流,容易产生误判。

1.2 对井控设备的抗温能力要求高

地层温度高,使循环钻井液温度升高,造成钻井液流经井控设备和钻井液管线时,加速其密封件老化,导致密封件失效。水下万能防喷器和可变闸板防喷器胶芯推荐工作温度为82 ℃,而C区块有的井流经防喷器钻井液的温度高达75 ℃(见表 2),这就要求井控设备要具有较高的抗温能力。

表 2 部分井的地层温度和钻井液温度 Table 2 Formation temperature and drilling fluid temperature of some wells
井名井眼直径/
mm
井深/
m
地层温
度/℃
钻井液温度/℃
防喷器地面出口
C1-1井311.14 527.001937060
C3-1井3 950.001787565
C10-1井3 720.001767060
C1-1井212.74 593.001955338
C3-1井4 383.001996050
C10-1井4 063.001936550
1.3 高密度钻井液性能维护要求高

南海C区块高温高压气井钻进时要采用抗高温水基钻井液Duratherm,而该钻井液是用淡水配制的,如混入海水,海水中的金属离子会使其发生絮凝。因此,要避免海水污染钻井液。

由于C区块地层压力高,在钻井过程中要用高密度钻井液,而高密度钻井液的维护措施如不得当,加重剂会沉淀而堵塞管线。且加重剂沉淀会引起钻井液密度大幅度下降,造成井底压力小于地层压力,地层流体侵入井筒,发生溢流。因此,在钻井过程中,要采取恰当的维护处理措施,以维持高密度钻井液性能稳定。

2 井控技术措施 2.1 溢流检测和溢流量控制 2.1.1 溢流检测

由于C区块部分勘探井钻前预测的地层压力不准确或随钻监测压力的精度低,造成钻井液密度选择不合理,导致钻井期间发生溢流。因此,及时识别溢流,对于该区块高温高压气井钻井井控安全极其重要。

钻井液循环时利用APWD传感器来检测井底当量循环密度(简称ECD),APWD传感器一般安装在随钻LWD工具上。如果有大量气体侵入井筒内,气体上返过程中因压力和温度下降,其体积会膨胀,引起井底压力降低,井底当量循环密度变小。因此,井底当量循环密度明显变小是发生溢流的特征之一。

需要注意的是:1) 在钻进ϕ311.1和ϕ212.7 mm井段时,LWD工具的启动排量一般为900~1 000 L/min,低于此排量时无法测得井底当量循环密度。C区块高温高压气井钻井过程中,如果钻井液安全密度窗口特别窄,泵排量会小于此排量;2) 刚揭开高压储层时,侵入井筒的气体较少,井底当量循环密度不会有大的变化,往往要等侵入井筒的气体上返至一定井深后,由于气体充分膨胀,井筒内的液柱压力才会明显降低,ECD才会明显变小。因此,钻时突然变短(可能揭开了高压储层),要停钻循环至少一个迟到时间,不能因为在刚揭开高压储层时未检测到溢流,就继续钻进。

对于浮式钻井船,如果停泵后,出口流量未减小,仍然很大,可能发生了溢流。

由于通过测量钻井液池液面高度变化检测溢流精度较低,C区块高温高压气井钻井时要求钻井液返至计量罐,通过计量罐计量返出钻井液体积检测溢流。在测井或空井工况下,循环钻井液时,钻井液也要返至计量罐。水深变化会影响海上高温高压气井井筒内钻井液的体积,因此还要注意监测水深。

2.1.2 溢流量控制

采取合适的技术措施,减少钻井过程中的溢流量,可以降低压井、调整钻井液密度等作业时的井控风险。

1) 刚揭开高压储层时,如钻速较快,要将揭开储层的厚度控制在0.5 m左右[10]。在弄清地层压力的情况下,根据气测值调整钻井液密度,然后再钻开高压储层,这样可以减少高压储层的裸露厚度,减少侵入井筒气体的量。如果高压储层的地层压力当量密度高于井底当量密度,会发生溢流,但相比揭开储层厚度大的方式,溢流量少,后续作业的井控风险低。

2) 起钻过程中减少因起钻抽汲引起的溢流量。C区块高温高压气井钻井过程中有时井下处于微过平衡状态,且起钻时井筒内钻具越长、环空面积越小,其产生的抽汲压力越大,故为了降低抽汲作用,要分段控制起钻速度。一般离高压储层比较近的井段起钻速度控制在0.1 m/s,同时降低排量,增加环空压耗,以提高井底当量循环密度;其他井段起钻速度可控制在0.1~0.3 m/s;上部井段可以按照正常速度起钻。在活动钻具和进行倒划眼作业时,同样要控制起钻速度。

2.2 压井技术措施

常规井采用工程师法或司钻法压井,可以在一两个循环周内循环出受污染的钻井液、替入压井液,比较省时省力,但高温高压气井不能简单套用工程师法或司钻法的压井程序。对于C区块的高温高压气井,考虑有利于掌握井下情况,防止压井液密度过高压漏地层,在压井期间每个循环周压井液密度仅提高0.01~0.02 kg/L,并要避免压井液密度出现大幅波动。

当钻井液体积增量小于2 m3,且钻井液体积增量有减少趋势时,可以不关防喷器,但需要关上导流器的芯子,以避免含气钻井液冲出转盘面。

2.3 防漏技术措施

钻进高压储层时所用钻井液的密度很高,其安全密度窗口常在0.1~0.3 kg/L,且部分井钻井液安全密度窗口还有变窄的现象,发生井漏的风险较高。对于海上钻井,如发生井漏后再处理,存在很多困难,如堵漏材料颗粒稍大就无法通过随钻工具,且加重材料的运输储备受到限制。因此,对于C区块的高温高压气井,钻井时应以预防发生井漏为主,以处理井漏为辅,通过采取提高地层承压能力、控制井底循环当量密度、减少溢流量等措施,降低钻井过程中发生井漏的风险。

2.3.1 提高套管鞋处地层的承压能力

如果套管鞋处固井质量不好,在钻遇高压层后,钻井液会从套管鞋处向上窜,在套管环空地层承压能力低处发生漏失[11]。因此,在钻开套管鞋下部地层5.00~10.00 m后,进行套管鞋处地层承压试验。如果不能满足钻开下部高压地层的要求,必须先提高套管鞋处地层的承压能力。莺歌海盆地其他区块有30%的高温高压井采用挤水泥的方式提高套管鞋处地层的承压能力,地层承压能力一般可提高0.1~0.3 kg/L。

2.3.2 优化井身结构

C区块在高压储层顶部泥岩层下入一层套管,下入深度较深。为防止钻进高压储层时,裸眼段发生漏失,在钻开高压储层前,需对裸眼段进行地层承压试验,如承压能力达不到揭开高压储层的要求,要采用挤水泥等方式提高裸眼段地层的承压能力。如果采取措施后,裸眼段地层的承压能力仍达不到揭开下部高压储层的要求,可以优化井身结构,下入一层套管封隔裸眼段。

2.3.3 控制井底当量循环密度

由于C区块储层的地层压力高,钻井液安全密度窗口较窄,在钻井过程中要始终控制井底当量循环密度(ECD)不大于地层能承受的当量密度。降低循环排量是有效控制ECD的方法,在钻井液密度较高而安全密度窗口很窄的情况下,可以采用适当降低排量的方法降低ECD。一般情况下,钻井液密度为1.80~2.0 kg/L时,控制循环排量小于1 500 L/min;钻井液密度大于2.0 kg/L不大于2.20 kg/L时,控制循环排量小于1 300 L/min;钻井液密度大于2.20 kg/L时,控制循环排量小于1 000 L/min。进行下划眼时,如下钻速度过快,会产生激动压力,使当量循环密度升高,因此要控制下钻速度,一般要求不高于0.2 m/s。

2.3.4 提高钻井液的封堵性

在进入高压储层前,要改善滤饼质量,并在钻井液中加入碳酸钙和软性封堵剂等,以提高钻井液的封堵性。准备好堵漏浆和配制堵漏浆的材料,做好堵漏准备。

2.3.5 阶梯式开泵

在接完立柱、下钻至井底和套管下至井底等作业环节开泵时,开泵要平缓,以避免出现环空憋压,压漏地层,一般采用阶梯式开泵。阶梯式开泵程序为:先以小排量开泵,环空见到钻井液返出后,开始提高排量,钻井液返出正常、泵压稳定后,再提高泵冲,每次提高幅度约2~5冲/min,如此逐步将排量提高至正常循环排量,每次开泵时间需要15~20 min。

2.3.6 简化钻具组合

预测继续钻进井漏风险比较大时,要简化井下钻具组合,剔除对处理井漏有影响的钻井工具,如随钻测井仪,因粒径大于3 mm的堵漏材料不能通过随钻测井仪。

钻进高压地层时,钻具组合必须装有浮阀和投入式止回阀,以降低井控风险。浮阀尽量靠近钻头,投入式止回阀一般安装在第1根和第2根加重钻杆之间。

2.3.7 控制下钻速度

下钻时,下钻速度如过快,产生的激动压力过大,在钻井液安全密度窗口窄的井段可能压漏地层,所以要分段控制下钻速度,一般钻头离高压储层顶部垂直距离约为1 000.00 m时,控制下钻速度低于0.10~0.30 m/s。

2.4 钻井液降温技术 2.4.1 钻井液温度监测

要实时、准确地监测钻井液进口和出口的温度。通过随钻LWD工具监测井底钻井液的温度;通过井口、钻井液池等处的温度传感器监测这些位置处钻井液的温度。

2.4.2 钻井液降温措施

长时间静止,钻井液温度会上升,一般会比循环时高约10~20 ℃,如果下钻至井底才开泵循环,流经防喷器钻井液的温度会过高,故一般下钻途中要开泵循环钻井液,通过循环降低钻井液的温度。

在钻井液槽内安装降温盘管和鼓风机,以降低钻井液入口温度。在钻井液槽出口加装钻井液降温器,可以使入口钻井液温度降低5~10 ℃,从而降低整个循环系统中钻井液的温度。

合理配置钻井液池:1) 钻井液池紧邻海水池,利用海水为钻井液池中的钻井液降温;2) 增加钻井液在回浆槽内流动的距离,提高自然降温和降温盘管的降温效果。将钻井液池、振动筛、活动钻井液池、钻井泵的自然通风口改为强力抽风机,以降低环境温度,提高钻井液降温效果。

2.5 高密度钻井液性能维护处理措施

钻井液要保持较低的固相含量和较好的流变性,以便为加重留下余地。钻井液的悬浮能力会随重晶石加量增大而提高,但要避免因加入大量重晶石而致其黏度过高,一般控制漏斗黏度小于60 s。每隔0.5 h测量钻井液的密度和黏度,发现异常要及时处理。

防止循环系统以外的流体(如冷却用的淡水等)进入井筒,不许在钻台上用水冲洗钻具、钻台面等。防止低密度钻井液或海水混入高密度钻井液。为防止重晶石在钻井液池、压井节流管线、计量罐等处沉淀,每天冲洗检查压井、节流管线,活动高压阀门,以确保畅通。

2.6 井下溢漏共存的处理措施

压井过程中,提高钻井液密度时,有时会因某一深度处地层的承压能力不足出现漏失,也可能由于钻井液密度低压不住高压层,造成井筒内出现溢漏共存的情况,而处理井下溢漏共存的情况比较困难。

处理溢漏共存时优先考虑井控,在关闭防喷器的情况下,不要活动钻具,以避免破坏防喷器胶芯。采用随钻堵漏、承压堵漏等堵漏方式[12]进行堵漏时,要确保堵漏效果。如堵漏浆不能获得明显的堵漏效果,就要考虑采用挤水泥的方式提高地层的承压能力。

起钻更换钻具要在安全作业时间内进行。下入光钻杆注水泥浆封隔井下高压层和漏失层,然后分层进行堵漏作业,分段进行地层承压试验。如果地层承压能力不能满足钻开下部地层要求,要采用挤水泥的方式提高地层的承压能力,直至满足承压要求后,再钻开下一层水泥塞,进行承压试验。

如果提高钻井液密度风险太高,而井下又处于微平衡状态,在具备安全作业时间的前提下,可以考虑提前下入套管,封隔漏失层。

3 现场应用

2010—2016年,南海C区块应用井控技术安全顺利钻成30余口高温高压气井,其中有9口井的地层孔隙压力当量钻井液密度大于2.0 kg/L,这些井中最大地层压力系数超过2.25、最高地层压力95.2 MPa、最高钻井液密度2.28 kg/L、最高井底温度198 ℃、平均地温梯度约4.17 ℃/100m。下面以C3-1井为例介绍井控技术应用情况。

C3-1井位于莺歌海盆地凹陷斜坡带南段,在钻井过程中,出现了许多井控方面的问题:ϕ311.1,ϕ212.7和ϕ152.4 mm井段(目的层井段)的实际地层压力系数超过钻前预测值、钻井液安全密度窗口极窄、套管鞋处承压能力不足、在同一个裸眼段内地层压力复杂,漏失风险大。

ϕ311.1 mm井段钻至井深3 868.00 m,钻时变短,进行压井作业,按照每一循环周加重0.01~0.02 kg/L提高钻井液密度,当钻井液密度提高至1.68 kg/L时,井口突然无返出,判断井下发生漏失。由于钻井液密度加重至1.66 kg/L时未出现漏失,所以配制密度1.65 kg/L的钻井液和堵漏浆,替换井内钻井液并进行堵漏,堵漏成功。

ϕ212.7 mm井段钻至井深3 986.00 m,钻时变短,此时钻井液密度为1.92 kg/L,停钻循环,气测值在10%上下波动,于是停钻按每一循环周加重0.02 kg/L提高钻井液密度,钻井液密度提高至2.02 kg/L时,压井成功。

ϕ508.0,ϕ339.7,ϕ244.5和ϕ177.8 mm套管鞋处进行了地层承压试验,结果见表 3。从表 3可以看出,ϕ339.7和ϕ244.5 mm套管鞋处地层的承压能力达不到钻开下部地层的要求,于是起出井下钻具组合,下入光钻杆进行挤水泥作业。挤水泥作业后,ϕ339.7和ϕ244.5 mm套管鞋处地层的承压能力达到钻开下部地层的要求。

表 3 C3-1井套管鞋处地层承压能力 Table 3 Pressure-bearing capacities of formations around the casing shoe in Well C3-1
套管鞋
直径/mm
井深/m地层承压能力/(kg·L-1)
期望实际挤水泥后
508.01 230.001.65~1.751.67未挤水泥
339.73 370.002.00~2.201.872.10
244.53 860.002.20~2.321.932.15
177.84 030.002.35~2.402.40未挤水泥

ϕ212.7 mm井段钻至井深3 986.00 m时,钻井液密度为2.02 kg/L,井底ECD已经接近套管鞋处的地层承压能力(2.15 kg/L),钻井液安全密度窗口过窄(仅0.13 kg/L),难以继续钻进,为此起出井下钻具组合,下入光钻杆,进行地层承压能力试验,当井底ECD达到2.18 kg/L时地层破裂,于是进行挤水泥作业。挤水泥后地层承压能力达到2.20 kg/L以上(地层未破裂),钻井液安全密度窗口超过0.18 kg/L,具备再钻进的条件。考虑到井深3 986.00 m以深地层的地层压力系数可能会升高,如果需要堵漏,由于粒径3 mm以上的堵漏材料无法通过随钻测井仪,因此对钻具组合进行简化,剔除随钻测井仪。

ϕ212.7 mm井段钻至井深4 030.00 m时进行了VSP测井,预测下部地层的地层压力系数可能达到2.19以上,而裸眼井段地层承压能力经过3次挤水泥作业后仅为2.20 kg/L,再提高地层承压能力相当困难。如果继续钻进,钻井液安全密度窗口只有0.01 kg/L,太窄,难以继续钻进。于是提前下入ϕ177.8 mm尾管,采用ϕ149.2 mm钻头钻开下部地层。钻进ϕ149.2 mm井段时得知地层压力系数确实超过了2.19,这说明井身结构变更后避免了井漏的发生,保证了井控安全。

ϕ149.2 mm井段套管鞋处地层承压能力达到2.40 kg/L,钻进该井段所用钻井液的密度为2.24 kg/L,钻井液安全密度窗口仅为0.16 kg/L。针对钻井液安全密度窗口窄的情况,采取了预防发生井漏的措施,避免了大漏失量井漏的出现,确保了井控安全。

4 结论及建议

1) 南海C区块高温高压气井钻遇地层压力体系复杂,钻井液安全密度窗口窄,确保井控安全是安全顺利完成钻井作业的关键。

2) 为防止压井过程中压漏地层,采用工程师法或司钻法压井时,应按照每个循环周钻井液密度提高0.01~0.02 kg/L,逐渐提高钻井液密度,直至压井成功。

3) 针对南海C区块高温高压气井钻井液安全密度窗口窄、井漏处理困难的具体情况,采取提高套管鞋处地层承压能力、阶梯式开泵、控制井底循环当量密度等技术措施,以预防井漏发生。

4) 为了降低温度对井控设备的影响,应采取钻井液降温措施。

5) 南海C区块高温高压气井所采取的井控技术措施,是通过钻井实践摸索得到的,为提高井控技术措施的针对性,应加强理论研究。

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文章信息

徐优富, 张忠强, 方华良
XU Youfu, ZHANG Zhongqiang, FANG Hualiang
南海C区块高温高压气井井控技术
Well Control Technologies for HTHP Gas Wells in the C Block of the South China Sea
石油钻探技术, 2017, 45(4): 21-26.
Petroleum Drilling Techniques, 2017, 45(4): 21-26.
http://dx.doi.org/10.11911/syztjs.201704004

文章历史

收稿日期: 2016-08-23
改回日期: 2017-05-12

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