胡7—侧22井非常规压井技术探析
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摘 要：胡7-侧22井是中原油田部署在东濮凹陷西部斜坡带胡状构造胡10断块区的一口51/2套管开窗侧钻井，目的是评价、落实胡10块深层沙三下7～8层系产能。该区处于油田勘探开发后期，且周围注水井众多，地下注采紊乱，该井实钻过程中地层压力系数与设计出入较大，油气比高，钻井过程中出现严重油气侵、严重漏失现象，采用MTC材料堵漏后，由于一系列因素导致发生井涌，关井后采取分段强行下钻、节流压井、除气等措施，成功处理井控险情。摸索出一套钻具不在井底时非常规压井处理措施，对今后在该地区安全钻井施工具有一定的借鉴作用。
关键词：开窗侧钻；非常规压井；防漏；高油气比；井涌
中图分类号：TB 文献标识码：A 文章编号：16723198（2013）11018802
1 概述
井控工作是钻井安全工作的重中之重，井涌、溢流时常发生，若不及时成功处理，轻则使井下情况复杂，造成井漏、井塌，重则会导致井喷、井喷失控，浪费油气资源，酿成火灾爆炸，设备损毁、人员伤亡等恶性事故。
胡7-侧22井是中原油田部署在东濮凹陷西部斜坡带胡状构造胡10断块区的一口51/2"套管开窗侧钻井，评价、落实胡10块深层沙三下7～8层系产能。设计井深2739米，完钻井深2726米，开窗点1900米，设计最高钻井液密度1.15 g/cm3。开窗段钻具组合：Φ118mm开窗铣锥+Φ889mm加重钻杆×12根+Φ73mm钻杆。裸眼井段钻具组合：Φ118mm钻头+Φ95mm单弯螺杆+Φ88.9mm无磁钻铤×1根+88.9mm加重钻杆×12根+Φ73mm钻杆。侧钻井井身结构见图1。
图1 井身结构示意图2 井控工作难点
2.1 设计密度偏低
依据邻井资料，预测胡7-侧22井所钻井段地层压力系数1.05，虽然地层压力系数较均匀，波动不大，但是设计密度与实际密度相差较大，设计最高密度1.15 g/cm3，实际最高密度1.46 g/cm3，在钻井过程中受到设计最高密度的限制，实际密度所形成的液柱压力难以平衡地层压力，从而加大了溢流、井涌的风险。
2.2 注水井影响，造成地层压力紊乱，井漏、井涌风险大
该井周围设计对应有7口正注水井，且注水压力最高达到15.6MPa，由于近期周边没有新井钻探，无法提供动态压力系数。在实钻过程中多次遇到井漏、油气井涌、地层出水等情况。
2.3 堵漏后发生井涌，压井处理时选择的压井液密度受到限制
该井完钻后发生严重漏失，使用MTC材料堵漏后，起钻过程中发生井涌，由于堵漏材料候凝时间未到，准备选用压井液密度1.55 g/cm3进行压井，担心再次发生井漏，最终选择1.50 g/cm3钻井液密度进行上部压井，但是无法形成更高的液柱压力，加大强行下钻时井喷的风险。
2.4 开井分段强行下钻存在井喷风险
由于钻具不在井底，且27/8"钻具重量较轻，如果关上环形防喷器强行下钻，由于环形防喷器胶芯对钻具的挤压，下钻速度会受到明显影响。要想压井成功必须尽快下钻至井底，而在开井强行下钻过程中有井喷的风险。
3 井控技术措施
3.1 井控装置的配套、安装、试压
该井按照钻井工程设计，选用35 MPa井控装备，井口防喷器组从上至下依次是：FH18-35（环形防喷器）+2FZ18-35（双闸板防喷器）+FS18-35（四通）+35 MPa51/2"套管头。配备35MPa手动节流、压井管汇、FKQ340-6远程控制台各1套。安装ZYQ1200液气分离器1套，安装真空除气器1套，工作正常。长度75米放喷管线2条，固定牢靠。井控装备合格、严格按照规定进行试压，试压合格。
3.2 内防喷工具配备、加重材料储备情况
配备35MPa上下旋塞各1个（配齐旋塞扳手），带抢接装置的35MPa止回阀1个、备用35MPa旋塞1个；储备加重材料（重晶石）50吨。
4 井漏情况
（1）钻进至2086米时，钻井液突然失返，此时钻井液密度为1.35g/cm3，堵漏后，从1000米处小排量分段循环，划眼至井底后再次发生漏失。
（2）钻进至2188米，发生返水情况，钻井液密度由1.24 g/cm3降至1.05 g/cm3，放水10方后，循环加重至1.27 g/cm3后再次发生严重漏失。
（3）完钻后短程起下钻至窗口，下钻到底后采用5l/s排量循环一小时，后效返至井口时再次发生严重漏失。
5 压井情况
5.1 井涌发生原因及事件经过
该井完钻后短程起下钻时发生井漏，随后起钻电测，电测结束后，下入2000米Φ73mm光钻杆使用MTC堵漏材料进行堵漏，预计MTC塞面位置2000米，循环一小时后起钻，循环前井筒内钻井液密度1.38 g/cm3，由于当时正值夏季，下起阵雨，雨势较大，井队泥浆罐没有及时遮盖，导致罐内钻井液密度由1.38 g/cm3降至1.30 g/cm3，循环替浆后，钻井液液柱压力降低约1.6MPa，加之起钻过程产生的抽吸压力，井底压力降低不能平衡地层压力，导致起钻至1020米时发生严重溢流。发生溢流后井队当班人员由于缺乏一定的应急知识没有及时关井或强行下钻，只是接上方钻杆边加重边循环，半小时后形成井涌，被迫关闭上闸板防喷器关井。关井半小时后立压1MPa，套压升至3.5MPa。
5.2 压井前的准备措施
（1）检查井控装备。
检查远程控制系统的油压、气压，均在正常范围之内。检查井口管汇闸门、连接处的密封情况，没有发现泄漏点。检查节流、压井管汇的闸门手轮，所有手作灵活。液气分离器固定牢靠、真空除气器工作正常。
（2）做好防火、防爆应急预案。
结合井队HSE监督，制定切实可行的防火、防爆应急预案。
（3）检验是否存在圈闭压力。
所谓圈闭压力就是由于在关井前泥浆泵没有停稳或者气体在关井状态下滑脱上升增加的压力形成圈闭压力，也即是大于真实的立压、套压的那一部分压力。压井前检验是否有圈闭压力至关重要，直接关系到对压井液密度的计算和立压、套压的控制等，直接影响压井的成败。由于井内钻具是光钻杆，通过打开节流管汇间断释放约50L钻井液后观察立压和套压没有发生明显变化，判断井内不存在圈闭压力。
（4）配制压井钻井液。
配制密度1.50 g/cm3带堵漏剂的压井钻井液50方，循环均匀，性能符合要求。
5.3 压井经过
（1）压井排污。
选用钻井泵泵冲90冲/分钟，排量5l/s，上午11：00开泵，同时打开平板阀、节流阀，通过控制节流阀，在钻井泵排量达到压井排量的时间段内，保持套压3.5 MPa不变，初始循环立压4.6 MPa，钻井泵排量达到压井所需排量后，保持立压4.6 MPa，排除井内1020米以上的受污钻井液，钻井液经液气分离器，进入循环罐。循环过程中天然气含量较多。出口处伴随约四分之一的原油。泵入1.50 g/cm3压井钻井液40分钟，泵入量10方。11：40停泵，关井，立压为零，套压2MPa。
（2）强行下钻。
由于整个井筒要重新建立平衡，必须将钻具下入井底（MTC堵漏材料塞面）。如果关闭环形防喷器强行下钻，由于环形防喷器胶芯对钻具的挤压力，下钻速度会受很大影响。考虑到该区块属于高压低渗性质，开井后溢流量应该不大，先打开节流阀，从泥浆回收管线出口处观察溢流量，溢流量约2l/s，伴有油气，没有形成喷势。决定打开闸板防喷器，敞开井口强行下钻。下钻过程中溢流量逐渐加大，下入200米钻具后，溢流量约5l/s，有井涌趋势，停止下钻，12：40关闭上闸板防喷器。关井10分钟后立压为零，套压3 MPa。
（3）继续压井排污。
13：00继续以第一次压井方式进行排污，考虑到井漏因素，选用1.48 g/cm3压井液，开泵的同时打开平板阀、节流阀，通过控制节流阀，在钻井泵排量达到压井排量的时间段内，保持套压3MPa不变，随后保持初始循环立压5.5 MPa不变，排除井内1220米以上的受污钻井液，钻井液经液气分离器，进入循环罐。循环过程中油气量有所减少。泵入1.48 g/cm3压井液60分钟，泵入量12方。14：00停泵，关井10分钟，立压为零，套压1.5MPa。
（4）强行下钻。
打开节流阀，从泥浆回收管线处观察溢流量，溢流量约1 l/s，没有形成喷势，于是敞开井口强行下钻。由于井筒上部1220米充满1.48 g/cm3，有足够的液柱压力，下钻过程中溢流量比较稳定，直接下入1980米，距离预计井底（MTC堵漏材料塞面）20米。敞开井口观察溢流量10分钟，溢流量小幅增大，约1.5 l/s。
（5）敞开井口循环压井。
此时钻具距离井底（MTC堵漏材料塞面）20米，压井已相对容易，如果此时继续通过控制节流阀进行节流循环压井，如果控制不好压力可能再次引起井漏，加之溢流量不大，随后敞开井口，选用钻井泵泵冲90冲/分钟，排量5l/s，用1.46 g/cm3的压井液循环70分钟全井重新建立平衡，停泵，关井10分钟后立压、套压均为零，随后开井，观察井口10分钟无溢流，压井成功。
6 结论
（1）夏季阵雨多发季节应及时遮盖循环罐，若钻井液被稀释后，严禁入井。
（2）起钻中途如果发生溢流，应及时关井，防止事件进一步恶化，造成更严重的后果。
（3）由于该井钻具不在井底，井筒上部建立较高的液柱压力是强行下钻的前提，类似情况下，如果井筒上部没有建立较高的液柱压力，不建议强行下钻，若强行下钻会加大井喷的风险。
（4）对于易漏或承压能力较低的地层，应配置堵漏压井钻井液，压井钻井液密度的选择宜应采取上部较大，逐段减小的原则。
（5）在整个压井工程中，虽然钻井液经液气分离器流入循环罐，但是钻井液并未完全脱气，虽然已配置压井液，但是一旦压井液量不够，将中断压井施工，因此确保真空除气器始终有效脱气，很是关键。