控压钻井技术及实践(装备与实例)课件

1、 控压钻井技术及实践（二）装备与实例23目 录控压钻井技术介绍控压钻井专用装备1 设计与应用实例压力测量仪器（PWD）自动控制软件回压补偿系统自动节流管汇旋转控制头液气分离器控压钻井装置组成控压钻井装备种类 DAPC Atbalance Schlumberger 2008年国际石油十大科技进展 强调自动调节回压、动态控制，追求井底压力稳定性和连续性MFC Weatherford 2010年国际石油十大科技进展 集成控制，模块化；强调微流量监测控制，能在小于80L时检测到溢流，并可在2分钟内控制溢流，使总溢流体积小于800L CBHP MPD Halliburton 自动化、反应迅速、控制精度高

2、，4级控制，可根据控压精度选择不同控压型式，井口回压自动控制最高能达到0.35MPa的精度Total Control Driller MPO 2009年新出现的控压钻井型式 CBHP MFC MPD 中石油钻井院、川庆、西部钻探MPD设备等级配备（IADC）增强型MPD 自动节流MPD 手动节流MPD 增加溢流/漏失 监测MPD 基本MPD基本的MPD只需要一个旋转控制装置（RCD）和引导回流的连通管汇。增加“回流监测” ，在钻井液出口增加流量计以增强早期溢流和漏失监测的能力，并且能够确定流动异常是否是真的发生了溢流、漏失或一些其它现象。手动节流MPD在返出液流通道上使用流动节流阀作为附加的控

3、制点，提供了一个易于控制的变量：节流阀的外加压力，或地面回压。采用自动控制系统来控制地面回压，通过使用各种数据来自动操纵节流管汇，软件与节流阀的（PLC）交互，从而控制机械装置来调节节流阀。增强的MPD技术通常使用动态方法来控制井筒压力。增加连续循环系统和降ECD工具。1级2级3级4级5级控压钻井流程2012年，入选“中国石油十大科技进展” 获批“国家战略性创新产品” 中国石油天然气集团公司“科技进步一等奖” 第十四届中国国际高新技术成果交易会“优秀产品奖”2013年，中国石油和化学工业联合会“科学技术特等奖”中油钻井院PCDS-精细控压钻井系统 2011年中国石油集团钻井工程技术研究院依托国

4、家科技重大专项“窄密度窗口安全钻井技术及装备”的攻关研究，完成了PCDS-精细控压钻井系统的研制。 精细控压钻井系统构成自动节流管汇系统回压泵系统液气控制系统监测及自动控制系统自动控制软件实时控制服务器系统数据采集、通信井下压力计算设备动作控制钻井安全监控设备工作状态监控实时数据库控制器应用程序服务器控压钻井设计系统数据接收处理控压钻井设计模拟控压钻井实时工况模拟与监控控压钻井数据库自动控制及软件系统整体布局 参数输入输出模块安全保护系统设计各工序无扰动切换数据库功能 自动控制软件具有钻井流体力学实时计算与修正、设备与阀件自动监控与操作、安全保护与报警和实时参数曲线生成与记录等功能。 自动控制

5、软件模块构成和功能液气分离器震动筛泵泥 浆 罐泥 浆 罐自动节流管汇回压泵PWD止回阀井控节流RCD控制中心123456123456自动节流管汇回压泵系统PWD仪器液气分离器连续循环系统工艺及软件系统精细控压钻井系统现场设备连接控压钻井现场设备连接形式井口装置回压泵、自动节流管汇、液气分 离器的连接。 除常规钻井设备外，控压钻井还需如下设备旋转控制系统 实时调节井口回压，满足井底压力稳定的需求自动节流管汇系统进口自动节流阀，压力35MPa，精度0.2MPa进口压力变送器，压力69MPa，精度0.001MPa进口高精度质量流量计，压力14MPa，精度1高精度手动控制装置1、额定压力:35MPa

6、节流精度:0.2MPa 工作压力:14MPa 较高的额定压力和工作压力，确保施工安全。 精确的节流精度达到精确控压的效果。2、主、备、辅三个节流通道，气动平板阀快速切换节流通道。 主、备节流通道快速切换，处理应急状况。 辅助节流通道，确保在接立柱时产生较小的井底压力波动。3、作业过程中具有在线维护功能。4、设备动作迅速，平稳。 5、抗H2S设计。PCDS-1自动节流管汇性能 循环中断时，建立地面循环，补偿循环压耗，保持井底压力的稳定。回压补偿系统回压补偿系统性能1、额定排量12L/s，大排量回压补偿，确保节流精度和减少井底压力波动。2、额定压力:35MPa，确保施工安全。3、全自动操作控制和自

7、动节流管汇具有联动功能。4、具有手动操作功能。5、高精度入口流量、压力监测。6、输出流量稳定。7、泵体自带灌注系统。 灌注泵、压力表、流量计三缸柱塞泵手动控制柜中央控制室PWD止回阀 控压钻井装备与技术应钻井需求而生，来自于美国，由几大石油技术服务公司所控制，国内的CBHP与MFC装备已经研究，应用推广成功，但双梯度钻井装备在国内还没有起步，将制约中国深海钻井技术。控压钻井装备的发展控压钻井装备集机、电、液、气、自动控制技术于一体，同时也是控压钻井工艺技术的载体，不同于其它钻井设备。23目 录控压钻井技术介绍控压钻井专用装备1 设计与应用实例井控风险评价 是否存在异常压力圈闭？是否含有硫化氢？

8、复杂地层评价是否存在窄密度窗口？漏失严重？低钻速？井壁稳定性？ 控压钻井设计经济效益评价 钻速是否提高？ 复杂是否减少？ 井控是否更加安全？ 控压钻井方案设计确定起始密度；先采取微流量控制模式；溢流用微流量与井底恒压模式交替；井漏用井底恒压模式；边漏边钻、边喷边钻用井底恒压控制模式；接卸单根/立柱用井口恒压模式；起下钻用井底恒压模式。关键点：无论有没有PWD控压钻井方案设计控压钻井方案设计一、基础数据二、控压钻井应用目的三、控压钻井前的准备工作四、控压钻井专用设备清五、控压钻井井口装置和地面连接六、控压钻井设备安装、试压及调试七、控压钻井液性能八、控压钻井工艺九、控压钻井作业程序十、控压钻井应

9、急程序十一、控压钻井终止条件十二、控压钻井作业人员及岗位分工以关东地区井为例：控压钻井方案设计开钻次序井 深m钻头尺寸mm套管尺寸mm套管下入地层层位套管下入深度m一开271444.5339.7明化镇组270二开2422311.1244.5沙三段2420三开3980215.9139.7孔二段3970井身结构以关东地区井为例：控压钻井方案设计控压钻井参数设计表井段压力系数钻井液密度g/cm3钻井液排量L/s井口回压MPa环空压耗MPaECDg/cm32422-26751.081.203001.371.25511.371.29621.381.33761.381.5012675-39001.081.

10、383002.941.44112.941.48822.951.51662.951.616以关东地区井为例： 根据计算结果，优选钻井液密度1.20g/cm3，排量28L/s，井口不控制回压钻进。发现出口流量增加立即通知司钻停止钻进，关井求地层压力，以实际地层压力确定新的钻井液密度，调整各参数进行控压钻进。以关东地区井为例：控压钻井方案设计 该井由于邻井注水井压力的影响，该井可能存在异常高压，考虑到溢流、漏失等问题，分别在两个层段使用不同钻井液密度钻进，2422-2675m，使用1.201.22g/cm3的钻井液钻进，采取微流量模式钻进；2675-3900m，使用1.221.43g/cm3的钻井液

11、钻进，根据溢漏情况，采取微流量和井底恒压模式钻进，井口回压不超过7MPa。以关东地区井为例：控压钻井方案设计（一）钻塞、试钻进1、钻塞完后，停止钻进，大排量循环携水泥块等，确保井底干净后起钻。2、控压钻井前，由建设单位组织相关单位进行控压钻井前的验收。3、控压钻井演练与测试，求取数据，校正水力学控制模型。（1）钻头下至在套管鞋处使用密度1.20g/cm3的控压钻井泥浆，循环均匀，为确保通过自动节流管汇的泥浆不至堵塞质量流量计，应在振动筛处观察无大块返出颗粒后切换至节流通道。（2）按照设计参数试钻进5m。（3）进行接单根作业演习和调试。（4）进行带压起下钻演习，摸索起下钻速度、补压之间的匹配关系

12、。（5）根据钻进情况决定是否替入压井液或进行控压起下钻。控压钻井方案设计控压钻井作业程序（二）控压钻进作业1、严密监视出口流量、密度变化，及时通知钻井队，并根据当前工况综合判断，在系统检测到出口连续20s累计溢流80L以上，综合判断出现溢流，开始逐渐增加井口回压，抑制溢流，同时停止钻进，保持循环；排出受侵泥浆后，在逐渐降低井口回压，确定地层压力后，合理调整井口回压和钻井液密度，保持井底压力当量循环密度在合适的范围内。2、钻井队和录井队加密坐岗观察并及时相互沟通，持续坐岗，观察读取液面。控压钻井方案设计控压钻井作业程序（三）控压接单根程序1、单根/立柱钻完后，停钻、循环，各项参数正常后，司钻告知

13、控压工程师准备接单根。下放钻具要缓慢，避免产生过大的井底压力波动。2、启动回压补偿装置，调整压力与钻进时回压一致，准备进行压力补偿。3、控压工程师向司钻发出停泵指令，司钻降低泵排量至零，控压工程师监控自动节流管汇，系统自动调整井口回压，保持井底压力恒定。4、司钻组织接单根作业，系统自动保持井底压力恒定。5、单根接完后，司钻通知控压工程师准备开泵，得到控压工程师确认后缓慢开泵，增加泥浆泵排量至钻进排量。控压工程师监控自动节流管汇，调整井口回压，保持压力恒定，停回压泵。6、循环缓慢下放钻具，恢复钻进。 控压钻井方案设计控压钻井作业程序（四）起钻作业 1、控压钻井工程师和钻井工程师根据实钻情况，确定

14、注泥浆帽技术措施。 2、充分循环后，控制模式转为井口压力控制模式，准备补偿压力。 3、司钻通知控压工程师准备停泵，停泵后，开始压力补偿。 4、控压起钻至预定位置，按措施注入泥浆帽。 5、泥浆帽注完后，拆掉旋转总成，常规起钻。 6、其他执行常规起钻措施。控压钻井方案设计控压钻井作业程序 （一）如果钻遇大裂缝或溶洞，井漏严重，或井下频繁出现溢漏复杂情况，无法实施正常控压钻井作业。 （二）控压钻井设备不能满足控压钻井要求。 （三）井眼条件不满足控压钻井正常施工要求时。 （四）自井内返出的气体，在未与大气接触之前含硫化氢浓度50ppm；或者自井内返出的气体，在其与大气接触的出口环境中硫化氢浓度20pp

15、m。控压钻井方案设计控压钻井作业程序控压钻井终止条件 在塔中26-H9井（井段4343m4637m）应用精细控压钻井技术，全过程微流量监控，在保证井下安全条件下密度走低线，成功实现水平段穿越多套缝洞单元，安全顺利钻井无复杂，全程实现“零漏失”、“零复杂”的作业效果。 与邻井TZ26-H4井同层段漏失3334m3相比，有效控制了钻井液漏失，减少非生产时间；一趟钻完成整个水平井段，共发现油气显示层6个；提速明显，平均机械钻速4.87m/h，平均日进尺84.00米，是以往精细控压钻井平均日进尺4.14倍；成功解决了塔中26-H9井窄压力窗口易喷易漏的难题，有效减少了非生产时间，缩短了钻井周期，达到了

16、提高水平段钻进能力、安全快速钻井的目的。1. 在塔里木油田塔中1号构造应用情况解决窄密度窗口钻井复杂难题实例塔中26-H9钻井液当量密度及控压设计结果井段m地层压力当量密度g/cm3钻井液区间g/cm3井底压差MPaECD区间g/cm3循环控压值MPa非循环控压值MPa4365-46811.16114-1.203-51.22-1.350-2.61.6-4.8解决窄密度窗口钻井复杂难题重点开发水平井目的层为奥陶系灰岩典型的窄密度窗口井控风险大应用目的是： （1）及时发现溢流或漏失并迅速处理； （2）动态测试地层孔隙压力； （3）较低密度的钻井液，保护油气层； （4）提高机械钻速，缩短钻井周期。2

17、. 塔中721-8H精细控压钻井解决窄密度窗口钻井复杂难题应用效果：（1）井段5144m6705m，创水平段进尺1561m、单日进尺150m纪录；（2）发现油气层42层，点火钻进55次，累计点火时间110小时10分；（3）控压钻井施工全井段零漏失、零复杂；（4）泥浆密度1.08-1.11g/cm3，当量泥浆密度1.15-1.21g/cm3，实施微过平衡钻井作业，保证了油气产层的发现。2. 塔中721-8H精细控压钻井解决窄密度窗口钻井复杂难题钻井队号：SINOPEC ZSA5002钻机类型：ZJ50D（顶驱）控压钻井井段：1522m-2520m钻井液体系：油包水钻井液密度：0.875-0.88

18、7预测地层压力系数：1.0433. 在印度尼西亚NEB BASEMENT1井中的应用解决窄密度窗口钻井复杂难题 本井累计点火成功57次，总计点火时间240hrs。控压钻进泥浆密度在0.875-0.887g/cm3，平均火焰高度1-2m，起下钻后效果明显，平均火焰高度4-7m试气产量5万方/天，凝析油5t/天。应用效果：3. 在印度尼西亚NEB BASEMENT1井中的应用解决窄密度窗口钻井复杂难题钻进次序井段(m)点火次数(次)后效点火时间(min)钻进点火时间(min)钻进火焰高度(m)第一趟1522-15250000第二趟1525-15250000第三趟1525-1534112000第四趟

19、1534-16608653003-4第五趟16604第六趟1704-1792812020901-3第七趟1792-198573532301-3第八趟1985-2064945014601-3第九趟2064-2190710016201-3第十趟2190-2430710027701-3第十一趟2430-252076010801-2总计1522-2520571080133253. 在印度尼西亚NEB BASEMENT1井中的应用应用效果：解决窄密度窗口钻井复杂难题 采用低密度油包水钻井液体系，成功实现了钻进期间的井底压力微欠平衡，及时发现了油气层，最大限度减少了钻井液对储层的

20、污染。 利用井口回压的精确控制和起下钻过程中回压补偿，以及压重帽的技术措施，成功避免了加重钻井液与裸眼井段的接触，减少了对储层的污染，为真实评价油气井产能创造了条件。3. 在印度尼西亚NEB BASEMENT1井中的应用应用效果：解决窄密度窗口钻井复杂难题 通过出入口流量的微变化进行井下异常的监测，及时监测和控制溢流70余次，节约了溢流处理时间，提高井控安全保障。 对于致密花岗岩来说，负压钻进能够提高机械钻速。3. 在印度尼西亚NEB BASEMENT1井中的应用应用效果：解决窄密度窗口钻井复杂难题 4. 南堡23-平2003井是冀东油田南堡潜山构造上的一口重点开发水平井，地层压力系数0.98

21、-1.04，邻井应用常规钻井技术，平均漏失量为3000m3。该井应用精细控压技术，及时发现溢流和漏失，精细控制井口回压，钻井液漏失量仅为104m3。钻井液漏失情况对比图解决窄密度窗口钻井复杂难题大港油田千16-22井是千米桥潜山的一口重点评价开发井，奥陶系地层裂缝发育，常规钻进至4389m时发生先漏后溢，最大关井套压9.5MPa。在节流循环压井过程中套压反复出现且漏失严重，6次压井均未能达到预期目的，处理时间长达15天，无法使用常规方法继续钻进。鉴于该井出现溢流与漏失等井下复杂且难以处理，无法继续按照设计进行常规钻井。为安全快速钻至目的层，实时监测溢流与漏失并及时处理，决定在下部井段采用精细控

22、压钻井技术与工艺实，解决漏、溢同层问题。解决窄密度窗口钻井复杂难题控压钻进过程中始终保持控压点火钻进，在减少置换漏失的情况下，逐渐降低钻井液密度寻找压力平衡点，有效控制溢流与漏失，发现5个油气层，累计厚度127.1m，仅用4天时间就顺利钻至完钻井深4518米。解决窄密度窗口钻井复杂难题 本井通过应用精细控压钻井系统和流程，始终保持井口压力在可控制范围内，确保了本井钻进期间的井控安全。通过时时监测钻井液出入口流量的微小变化，做到及时处理，旋转控制装置配合钻具单流阀实现了钻具、井筒、地面循环的相对密封，钻遇异常压力圈闭或气层时，能及时排出并点燃天然气，利用液面监测技术配合控压系统监测功能，实现起钻

23、期间的环空液面测量，掌握井筒和井下情况，有效防止溢流和井涌，降低井控风险，改变以往溢流就压井的油藏破坏性措施。溢流时的压力控制曲线微漏时的压力控制曲线解决窄密度窗口钻井复杂难题解决注水井区安全钻井难题 大港油田沧东凹陷沙河街和孔店组储层油气资源丰富，但地质条件复杂，该地区注水井密集，平均压力20-30MPa，部分井段因邻井注水井无法泄压。同时，“先注后采”工艺，长期注水给部分区域储层造成压力体系发生变化，可能存在异常高压的情况，在钻进至注水层位时，极易发生溢流，给施工带来井控安全隐患。而钻井液密度高，油气资源也被严重污染和破坏。如果等待注水井泄压达标，钻机将等停60至90天，为此，决定采用精细

24、控压钻井技术，来解决上述难题。通过10余口井的应用，在未采用高密度钻井液的条件下，成功实现了安全钻井。如：官东61井邻井注水井官41-50井注水井段2950m至3300.1m，油压24Mpa；官39-51井注水井段2928.9m至3399.4m，油压30Mpa，泄压困难。以官41-50井油压计算当量钻井液密度1.83g/cm3，按设计1.30 g/cm3 密度在钻进此井段时，关井压力可能达到15.34Mpa，井控风险不可接受。应用目的： （1）及时发现溢流或漏失并迅速处置； （2）避免钻机等停，提高钻机利用率； （3）动态测试地层孔隙压力； （4）较低密度的钻井液，保护油气层； （5）提高机械

25、钻速，缩短钻井周期。解决注水井区安全钻井难题精细控压钻井技术及时地发现溢流，并施加井口回压，实时监测和控制溢流11次，减少因为关井耽误的工作时间，节省处理时间44h。及时发现油气层，提高油气钻遇率，油气显示层36层。解决精细控压钻井技术提高井控安全系数，机械钻速提高48%。官东4井应用效果检测到气侵时出口流量变化检测到井漏时出口流量变化振动筛返出的原油解决注水井区安全钻井难题 沧东凹陷在4口井应用精细控压钻井技术，钻机作业连续，比以往节约等注水井泄压时间100天以上，并有效解决了该区块注水层位注采紊乱、存在异常高压、钻井液密度高、机械钻速慢、井漏风险大等多项难题，切实提高了注水层钻井的安全性，

26、为开发同类型复杂井积累了丰富的经验。 实时监测和控制溢流20次，节省时间48h，钻井秘密度降低0.04-0.08g/cm3，机械钻速提高40%。检测到气侵时出口流量变化曲线检测到井漏时出口流量变化曲线出现气侵时的点火解决注水井区安全钻井难题控压钻井应用目的 利用控压钻井技术，为地质、工程服务。靠通过井内压力恒定、钻井液密度的大幅度降低这个手段，及时发现和有效保护油气层，避免钻完井施工过程复杂，从而为提高勘探开发效果的地质目服务。截至目前应用精细控压8口井、简易控压33口井。有效降低砂泥岩地层钻井液密度压力控制思路一 概 述 以较低的钻井液密度打开储层，利用控压钻井系统监测、控制溢流、井壁剥落，

27、在回压4MPa以内，不提高钻井液密度，从而杜绝了盲目加重，既避免了工程复杂，实现了工程提速，又最终实现了及时发现和有效储层，减少储层污染的目的。有效降低砂泥岩地层钻井液密度井号控压井段m钻井液密度g/cm3实际井口回压g/cm3循环当量密度g/cm3孔隙压力系数坍塌压力系数平均机械钻速m/h点火次数设计实际设计实际钻进接立柱设计实际滨深24-5-273840-45143950-45101.681.410-0.51.741.47-1.481.27-1.391.34-1.537.197滨深24-4-263790-45284008-45281.541.410.5-21.601.48-1.521.31

28、-1.431.34-1.537.410滨40-683073-36523108-36591.431.20.5-32.5-3.51.591.29-1.361.15-1.301.34-1.4311.2411三口实例井基本数据有效降低砂泥岩地层钻井液密度施工概况滨深24-5-27井控压钻进历时 7天，钻井液密度保持在1.41g/cm3，完钻后钻井液密度提高至1.52g/cm3进行完井作业。钻井过程中，点火成功7次，火焰最高5m，宽4m，最长点火时间48min，全烃值最高100%。滨深24-4-26井 控压钻进历时7天，钻井液密度保持在1.41/cm3，完钻后钻井液密度提高至1.52g/cm3进行完井作

29、业。该井共钻遇25个油气层，全烃值最高100%。有效降低砂泥岩地层钻井液密度 滨40-68井 控压钻进历时3天，钻井液密度保持在1.20/cm3，完钻后钻井液密度提高至1.50g/cm3进行完井作业。钻井过程中点火11次，共钻遇8个油气显示层，全烃值最高100%。有效降低砂泥岩地层钻井液密度及时发现和快速控制了溢流井号监测次数监测流量变化范围L/s控制措施发现到控制时间间隔s滨深24-5-27井320.5-2增加回压15-20滨深24-4-26井70.5-2增加回压15-20滨40-68井100.5-2增加回压15-20效果一有效降低砂泥岩地层钻井液密度快速抑制了井壁掉块井号井深m密度g/cm

30、3ECDg/cm3掉块情况控制措施控制时间间隔滨40-6832631.201.35 井壁轻微掉块尺寸2cm1cm回压23MPaECD1.37井壁掉块立即得到抑制，井底钻井液返出后，振动筛掉块消失。滨深24-4-2641501.411.51井壁轻微掉块尺寸1.5cm0.5cm回压02MPaECD1.53滨深24-4-26井滨40-68井效果二有效降低砂泥岩地层钻井液密度保持了井筒压力恒定井号密度g/cm3循环压耗MPa钻进回压MPaECDg/cm3接立柱回压MPaECDg/cm3滨深24-5-271.412.930-0.51.511.51滨深24-4-261.412.980-21.531.53滨

31、40-681.22.60-31.29-1.363-51.29-1.36自动模式的快速切换钻进期间ECD恒定接立柱期间ECD=钻进期间ECD起下钻注入平衡液，ECD略大于地层坍塌压力效果三有效降低砂泥岩地层钻井液密度 正是因为以上所述控压钻井技术所实现的作用和优势，三口井控压钻进过程中的钻井液密度大幅甚至突破性降低：井号常规井密度(g/cm3)实际密度钻进/完井(g/cm3)降低值(g/cm3)本井设计邻井实际密度相比设计相比邻井滨深24-5-271.681.601.41/1.520.270.19滨深24-4-261.541.601.41/1.520.130.19滨40-681.431.581.

32、20/1.500.230.35有效降低砂泥岩地层钻井液密度 钻井液密度的大幅降低，无论在地质还是在工程方面，都取得了一定的成果。地质方面发现油气显示储层保护工程方面提速效果显著减少复杂有效降低砂泥岩地层钻井液密度井号钻井液密度(g/cm3)机械钻速(m/h)相比邻井提高滨深24-5-271.417.1964.9%滨深24-4-261.417.4270.1%滨深24-5-251.554.36（对比井）滨40-681.2011.2456.1%滨61.587.20 工程成果机械钻速提高效果显著 与邻井相同井段机械钻速对比有效降低砂泥岩地层钻井液密度 工程成果工程复杂处理时间大幅缩短井号气侵掉块次数处

33、理时间（h）节约时间h常规控压滨深24-5-2732-64163滨深24-4-2671140.713.3滨40-68101200.919.1有效降低砂泥岩地层钻井液密度 工程成果减少井下复杂 保障井控安全 控压钻井系统高精度的监测和及时的控制以及井筒压力的快速调整，实现了所钻井井下复杂的及早发现和处置，提高了井控安全。滨深24-5-27井及时发现和控制气侵32次滨深24-4-26井及时发现和控制气侵7次滨40-68井及时发现和控制气侵10次有效降低砂泥岩地层钻井液密度 地质成果油气发现滨深24-5-27井累计点火7次，点火时间共152min，后效火焰高度在4-5m，本井共钻遇油气显示26层。滨

34、深24-4-26井钻进期间未点火，录井显示共钻遇油气显示25层。滨40-68井累计点火11次，点火时间共1022min，后效火焰高度2-3m。滨深24-5-27井现场溢流监控及点火情况有效降低砂泥岩地层钻井液密度日期燃烧时间min井深m全烃%工况密度g/cm3焰高m焰宽m火焰描述2014.4.5203950100循环1.5354橘黄2014.4.720414938.64循环1.4242橘黄2014.4.810429439.3循环1.4321橘黄2013.4.925431047.10循环1.423.51.5橘黄2014.4.9543106.20循环1.4211橘黄2014.4.104843108

35、7.00循环1.4142橘黄2014.4.1224451030.00循环1.4541.5橘黄 滨深24-5-27井点火情况有效降低砂泥岩地层钻井液密度日期燃烧时间(min)井深（m）全烃（%）工况密度（g/cm3）焰高（m）焰宽（m）火焰描述2014.6.1550345913.91钻进1.202.51.2橘黄2014.6.155346225.93钻进1.200.50.4橘黄2014.6.1680363816.28钻进1.203.01.5橘黄2014.6.16247365969.84循环1.302.51.1橘黄2014.6.16180365931.22循环1.311.50.5橘黄2014.6.1

36、720365930.62循环1.320.50.3橘黄2014.659循环1.350.80.4橘黄2014.616循环1.403.01.5橘黄2014.6.1945365966.99循环1.503.01.5橘黄2014.6.2060365989.25循环1.522.01.5橘黄2014.6.2235365985.33循环1.522.51.5橘黄 滨40-68井点火情况有效降低砂泥岩地层钻井液密度 地质成果油气层保护钻进过程中，保持了较低的钻井液密度，减少了高密度钻井液（常规钻井）对油气层的浸泡污染，降低了对油气层的损害；实现了工程提速，缩短了油

37、气层浸泡时间，控压钻井为3.5天，常规钻井为5.8天。减少了对油气层的污染。有效降低砂泥岩地层钻井液密度 滨41井的邻井在钻探过程中多次出现溢流、井涌、井壁掉块，造成井下复杂且处理时间长、钻井液密度高、机械钻速慢等情况。为解决以上问题，大港油田公司勘探事业部决定在滨41井三开采用微流量控压钻井技术。 微流量控压钻井技术是根据钻井液进出口流量的变化，判断井下状况，自动节流管汇根据出口流量的变化，自动调节节流阀的开、关度，降低或增加井口回压，来达到井底压力稳定。 在控压钻井过程中设定出口流量连续15s变化量达到15L以上，自动节流管汇立刻报警并开始动作。控压钻井技术在滨41井中的应用 有效降低砂泥

38、岩地层钻井液密度井 别：预探井 井 型：直井构造位置：歧北次凹滨341井东岩性圈闭目 的 层：沙三段岩 性：深灰色泥岩、泥质粉砂岩 浅灰色灰质粉砂岩钻机类型：70LD钻机（顶驱）施工井队：渤海钻探钻井三公司70590队滨41井简介有效降低砂泥岩地层钻井液密度钻 井 液 体 系：硅基防塌钻井液 钻 井 液 密 度：1.32-1.48g/cm3控压钻井井段：3390-4450m进 尺：1060m 平均机械钻速：4.23m/h完 钻 层 位：沙三段滨41井简介有效降低砂泥岩地层钻井液密度套管头+ST35-70+2FZ35-70（上全封、下半封）+FZ35-70（剪切）+FZ35-70（半封）+FH3

39、5-35+RCH井口防喷器组合有效降低砂泥岩地层钻井液密度 循环中断时，建立地面循环，补偿循环压耗，保持井底压力的稳定。 回压泵系统有效降低砂泥岩地层钻井液密度 实时调节井口回压，满足井底压力稳定的需求。自动节流管汇系统有效降低砂泥岩地层钻井液密度钻井液密度调整情况调整次序井深（m）密度调整范围（g/cm3）井口回压（MPa）ECD（g/cm3）调整原因133901.34 1.320.351.37执行设计237241.32 1.380.701.45溢流严重338471.38 1.420.701.48井壁掉块439621.42 1.452.11.55溢流频繁和少量掉块541371.45 1.48

40、1.41.56井壁掉块644501.48 1.551.4-0.7-01.60完井需要 滨41井控压钻井阶段，为满足井下安全和完井需要，及时调整钻井液密度。有效降低砂泥岩地层钻井液密度 滨41井9月19日23:15从井深3390m开始实施控压钻进，此时节流阀全开，将钻井液密度由1.34 g/cm3逐渐降至1.32g/cm3后，井口施加0.35MPa回压。9月20日6:30钻至井深3432m时，控压钻井系统发出溢流报警，溢流量38L，系统2分钟内自动施加回压至3MPa，溢流停止，继续循环至8:00井口回压稳定在2.8MPa，将受侵钻井液循环出井 ，恢复钻进，并逐渐降低回压，观察溢流，17:00回压

41、降至0.7MPa（ECD1.38 g/cm3），继续钻进。第一次钻进过程有效降低砂泥岩地层钻井液密度 9月22日0:30钻至井深3556.5m，控压钻井系统发出溢流报警，溢流量87L，井口回压自动调节至4.3MPa，1:30井口回压逐渐降低至0.7MPa后恢复钻进。11:30钻至井深3625m时发现掉块，增加井口回压至1.4MPa（ECD1.39 g/cm3 ），掉块得到抑制。 9月23日3:44回压控制在0.7MPa钻至井深3724.4m时，自动节流管汇的监控系统发出溢流报警，溢流量220L，系统自动调节井口回压至6.3MPa （ECD1.53 g/cm3 ） ，3:55点火成功，火焰高5m

42、，宽2m，橘黄色并伴有黑烟。考虑到地面设备的安全，5:00改为手动控制，将井口回压增至7MPa （ECD1.55 g/cm3 ） ，7:35火焰熄灭。有效降低砂泥岩地层钻井液密度 9月23日8:00-15:30采取边加重边钻进的方式，钻井液密度由1.32 g/cm3 逐渐提高到1.38 g/cm3 ，井口回压由7MPa逐渐降至0.7MPa。 9月24日8:45井深3847m，控压0.7MPa钻进时，发现掉块，将井口回压增至1.4MPa钻进，但井壁仍有掉块，10:00将井口回压增至2.1MPa钻进，掉块明显得到抑制。考虑井壁稳定性和安全因素，将钻井液密度逐渐提至1.42 g/cm3 ，井口回压降

43、至0.7MPa （ECD1.48 g/cm3 ）后钻进，钻至3862m时，由于螺杆接近使用寿命，机械钻速慢，起钻更换螺杆和钻头。有效降低砂泥岩地层钻井液密度 9月25日0:00起钻，起钻过程中施加3.1MPa回压，3:15起至9 5/8in套管内，泵入60m3密度为1.7g/cm3的重浆压帽，井口回压由3.1MPa逐渐降至0MPa。更改常规流程后，起钻。控压起钻有效降低砂泥岩地层钻井液密度第一次钻进(3390-3862m)井深与井口回压、当量密度、钻井液密度变化曲线有效降低砂泥岩地层钻井液密度 9月20日第一次溢流排除过程中曲线变化有效降低砂泥岩地层钻井液密度 9月26日8:30钻至井深386

44、4m时，钻井液密度1.42 g/cm3 ，井口回压至0.7MPa，发现掉块，增加回压至2.1MPa （ECD1.51 g/cm3 ）后钻至3875m，仍有少量掉块8:45再次增加回压至2.8MPa （ECD1.53 g/cm3 ）钻进，掉块得到抑制。 9月27日8:36钻至井深3961m时，控压钻井系统发出溢流报警，溢流量140L，系统自动增加回压至4.7MPa，停钻循环，系统稳定后，将井口回压逐渐降至2.4MPa后，恢复钻进。第二次钻进过程有效降低砂泥岩地层钻井液密度 9:40钻至3962m时，控压钻井系统发出溢流报警，溢流量60 L，停钻循环，系统自动增加回压至3.5MPa，10:30系统

45、稳定后，将井口回压降低至2.4MPa钻进，考虑到井下安全，11:00将钻井液密度由1.42 g/cm3增加至1.45 g/cm3 ，回压由2.4MPa逐步降至0.7MPa （ECD1.55 g/cm3 ） ，系统稳定，正常钻进。有效降低砂泥岩地层钻井液密度 9月29日12:45钻至4079m时，井壁再次出现掉块，将井口回压由0.7MPa增至1.4MPa后，掉块得到抑制。9月30日16:15钻时变慢，考虑到马达已接近使用寿命，起钻换马达。23:20控压3.1MPa起钻，起至9 5/8in套管内泵入密度1.74 g/cm3 的钻井液20m3和1.77 g/cm3 的钻井液40m3压帽，井口回压由3.1MPa降至0MPa后，常规起钻。有效降低砂泥岩地层钻井液密度第二次钻进井深与井口回压、当量密度、钻井液密度变化曲线有效降低砂泥岩地层钻井液密度第三次钻进过程 10月2日4:45下钻至井底循环替重浆，井口回压由0.35MPa增至1MPa，5:37后效气返至地面，系统自动增加回压至4MPa，全烃最高达到8.75%。循环至6:45，全烃降至0.55%，将井口回压降至1MPa后钻进，9:00由于井壁出