第37卷 第1期2015年1 月石 油 钻 采 工 艺OIL DRILLING & PRODUCTION TECHNOLOGY Vol. 37 No. 1Jan. 2015文章编号：1000 – 7393（2015）01 – 0139 – 04 doi:10.13639/j.odpt.2015.01.036南海深水钻井井控技术难点及应对措施叶吉华1 刘正礼1 罗俊丰1 畅元江2（1.中海石油（中国）有限公司深圳分公司，广东深圳 518067；2.中国石油大学（华东），山东青岛 266580）引用格式：叶吉华，刘正礼，罗俊丰，等. 南海深水钻井井控技术难点及应对措施［J ］.石油钻采工艺，2015，37（1）：139-142.摘要：深水钻井井控存在着海床不稳定、地层破裂压力低、地层压力窗口窄、以及存在浅层气、浅层水流、气体水合物和海底低温等诸多问题。
在对国内外深水井控技术充分调研的基础上，针对南海深水钻井井控特点和难点，结合近年南海深水钻井设计和作业实践经验，详细分析了深水钻井井控存在的地层压力窗口窄、溢流监测困难、压井难度大和压井作业时间长、井控设备复杂、存在水合物风险等问题，研究提出了有针对性的解决方案，并以南海深水井为例介绍了深水井控的具体措施。
关键词：深水钻井；井控难点；溢流；压井；水合物中图分类号：TE58 文献标识码：BTechnical difficulties and countermeasures in well control of deepwater drilling in the South China SeaYE Jihua 1, LIU Zhengli 1, LUO Junfeng 1, CHANG Yuanjiang 2（1.Shenzhen Branch of CNOOC , Shenzhen 518067, China ; 2. China University of Petroleum , Qingdao 266580, China ）Abstract: Due to the differences in sedimentary environment, deepwater drilling environment, and well control equipment of deepwater strata, the well control of deepwater drilling is trapped in many problems such as seabed instability, low formation fracture pressure, narrow formation pressure vessel, and the presence of shallow gas and shallow flow, gas hydrates, and subsea low temperature. Building on a full investigation about well control of domestic and foreign deepwater drilling and considering the characteristics and difficulties of well control of deepwater drilling in the South China Sea, a targeted solution is proposed based on the recent deepwater drilling design and operating experience and a detailed analysis of existing problems in well control of deepwater drilling, such as narrow formation pressure vessel, difficult overflow monitoring, difficult and long well killing operation, complex well control equipment, and the presence of hydrates. Specific measures about deepwater well control are also provided with the deepwater wells in the South China Sea as an example. The understanding and measures presented in this paper may provide a reference for the well control operations of deepwater drilling in the South China Sea.Key words: deepwater drilling; difficulties in well control; overflow; well killing; hydrate基金项目：“十二五”国家科技重大专项“深水钻完井及其救援井应用技术研究”（编号：2011ZX05026-001-04）；国家自然科学基金“海洋深水浅层钻井关键技术基础理论研究”（编号：5143009）。
作者简介：叶吉华，1976年生。
2000年毕业于西安石油学院石油工程专业，主要从事深水及超深水井钻井工程设计和钻探工作，工程师。
E-mail ：yejihuadeepwater@ 。
在海洋深水区钻井时，由于海洋沉积环境和作业工况的变化，地层承压能力低，隔水管压井、阻流管线长、摩阻大，压井时容易导致井漏，发生喷漏共存、地下井喷等复杂情况，故井控难度更大。
且由于深水钻井防喷器组安装在海底泥线处，井涌余量随着水深的增大而减少，相对于浅水而言，油气会在短时间内窜入隔水管内，更容易造成井涌井喷事故。
此外，深水钻井平台和作业装备的复杂性特点也给深水井控带来巨大的挑战［1-2］。
深水钻井井控技术方面的研究与实践主要集中在早期溢流和井涌监测、压井方法研究及井控设备选择等方面，缺乏对深水钻井井控难点及其应对措石油钻采工艺 2015年1月（第37卷）第1期140施的系统分析［3-5］。
笔者根据深水钻井特点，在广泛调研国外深水钻井井控措施的基础上，结合我国南海深水钻井作业实践，全面、深入的剖析深水钻井井控特点和挑战，提出切实可行的解决方案，以降低深水钻井井控风险，指导深水现场施工。
1 南海深水钻井井控技术难点分析1.1 地层压力窗口窄深水地层压实程度低，使得相同井深的情况下，深水井地层破裂压力梯度降低，即地层承压能力变弱。
同时，对于相同入泥深度的地层，即使地层的岩层压力相同，由于水深增加，其破裂压力当量梯度也会降低。
导致钻井作业中井涌余量减小，允许关井套管压力变低，在处理侵入流体的井控过程中易将地层压漏而导致地下井喷。
相同入泥深度时水深与地层破裂压力之间的关系见表1。
表1 入泥深度2 000 m时水深与地层破裂压力关系水深/ m 地层破裂压力当量密度/g·cm–3水深/m地层破裂压力当量密度/g·cm–30 1.99 2 000 1.44500 1.69 2 500 1.401 000 1.58 3 000 1.351 500 1.511.2 溢流监测困难溢流监测困难主要是由钻井液的溶解性、作业环境条件和水下防喷器组的结构特点而引起的。
（1）钻井液的溶解性方面，对深水井而言，基于预防水合物生成、低温流变性、井壁稳定性等方面的考虑，多数情况下使用油基钻井液，由于油基钻井液相对水基钻井液对油气的溶解性强，当时井下出现压力欠平衡发生溢流时，侵入井筒的油气容易溶解到钻井液内，上返的过程中，钻井液系统体积变化不明显，使观察到溢流所需的时间变长。
通常采用水基钻井液发生溢流5 min后可在钻井液池检测到明显的液位变化，而油基钻井液则需要23 min。
（2）作业环境的方面，深水区域作业环境相对恶劣，风、浪、流易引起平台的摇晃导致钻井液池体积的变化难以准确监测，作业人员无法及时的获取到井出现溢流的信息，错过最佳的关井时机，给井控工作增加困难。
（3）水下防喷组结构特点的方面，深水井作业时防喷器组多数是位于海床处，在相同井深条件下，深水井油气层到防喷器的距离比浅水井短。
当地层流体侵入井筒后，更易上升到防喷器以上，进入隔水管，即使关闭防喷器组，油气也将继续上行，进而带来灾难性的后果。
墨西哥湾深水地平线号井喷失控事件中，当进行防喷器关闭操作后，仍有大量油气喷到转盘上，导致平台人员误认为剪切防喷器组没有关闭（挪威船级社事后分析报告证实地平线防喷器处于关闭状态，实际是大量油气已经侵入隔水管内，即使井口防喷器已经关闭，隔水管内的油气仍然会继续上窜到平台），既而又关闭了套管剪切阐板，导致大量油气沿套管剪切阐板处的间隙（只能剪切，不能密封）和之上未完全关闭的剪切阐板上升（由于油气喷出时的上顶力使接头卡在万能防喷器处的钻杆弯曲，钻杆靠剪切阐板剪切口外，导致剪切阐板未能完全剪断钻杆），加剧了事件的严重性。
1.3 压井难度大（1）无隔水管井段压井液密度难以确定，钻井液需求量大。
深水井无隔水管井段钻进时，钻井液直接排海。
若钻井期间出现溢流时，由于不能回收钻井液，需要大量的压井液压井。
由于不能求取地层压力，压井液密度难以确定，只能按估计的钻井液密度试压井，这样增加了压井的难度，也增加了井漏的风险；并且需在短时间内配制成大量、合适密度的压井液实施压井，这将给后勤、作业带来极大的困难。
（2）压井作业窗口窄。
深水环境造成的窄压力窗口使钻井作业过程中井涌余量减小，允许关井套管压力变低，在处理侵入流体的井控过程中易将地层压漏导致地下井喷，从而导致三级井控出现。
（3）压井及节流管线内径小，长度大，作业时间长。
深水钻井隔水管阻流/压井管线长（与水深一致），内径较小（如南海8号平台钻井隔水管阻流/压井管线内径仅为76 mm），从而在压井过程中存在回压效应和气体交换效应，同时深水低温高压环境使钻井液黏性明显增加，导致阻流、压井管线中的管线的压力损耗增大，在压井过程中易压漏地层造成压井失败。
在压井过程中只能采用小排量实施压井作业（如海洋石油981和南海8号平台通常只能采用300 L/min的排量），而深水井井眼容积大，为保证产量以及作业实施，深水井通常采用Ø311 mm井眼完钻，循环一周的钻井液体积较大，使得每次压井作业都需要很长时间（如南海某深水井，水深1 020 m，溢流井深4 075 m，采用司钻法压井共耗时23 h），深水井高昂的作业日费（综合日费可达到100 万美元）使因井控处理而产生极高的作业费用。