欠平衡钻井技术及技术规范课件

第三部分

井下套管阀技术1、套管阀的技术现状2、套管阀的工作原理及结构特点3、套管阀的作业流程及技术要求4、应用实例介绍5、问题分析及总结第三部分

井下套管阀技术1、套管阀的技术现状解决了全过程的欠平衡作业衔接问题大大提高井口作业效率,节约钻井时间和钻井成本，提高钻井效益减少油层损害不压井起下钻复杂完井管柱下入欠平衡测井可实现井下套管阀解决了全过程的欠平衡作业衔接问题不压井起下钻可实现井下套管1、套管阀的技术现状操作方式：液压控制，作业管柱控制液压控制方式产品代表：美国威德福公司中国中石油西部钻探克拉玛依钻井院作业管柱控制方式产品代表：美国哈里伯顿公司1、套管阀的技术现状操作方式：液压控制，作业管柱控制

欠平衡井井下封井器是接在技术套管某一位置上，能将井眼封死的封井工具，确保实现钻井全过程的欠平衡钻井施工。提钻过程中的关闭状态下钻过程中的开启状态2、套管阀的工作原理及结构特点

欠平衡井井下封井器是接在技术套管某一位置上，能将井

将井下套管阀连接在套管上，下至设计井深。打开套管阀，下钻。开始正常钻井。井下套管阀打开以后，提供的通径和相应的套管尺寸相同。将井下套管阀连接在套管上，下至设计井深。打开套管阀，下钻。井下套管阀的开启关闭通过控制管线实现。提钻时当钻柱提到井下套管阀以上位置时关闭井下套管阀，平衡地层压力。井下套管阀的开启关闭通过控制管线实现。提钻时当钻柱提到井下井下套管阀的基本构成套管头旁通井下套管阀系统组成地面控制部分

(气动泵、油箱、气路管线、泄荷阀、闸阀、气压表、油压表、定滑轮、滚筒和计量器具)中间连接部分

(液压副管、卡箍、管接头、液压软管和井口装置)井下部分

(井下套管阀和管接头)高压软管井下套管阀的基本构成套管头旁通井下套管阀系统组欠平衡钻井技术及技术规范课件井下套管阀的结构1上接头2固定套3管接头4液缸5内滑套6本体7阀芯8下接头序号名称井下套管阀的结构1上接头2固定套3管接头4液缸液压副管的结构液压副管结构倒线器管线接头金属管保护层钢丝绳液压副管固定器液压副管的结构液压副管结构倒线器管线接头金属管保护层钢丝绳液井下套管阀的型号与规格经过几年的攻关研究，研制出了两种规格三种型号的井下套管阀。包括用于245mm套管的FJQ245型，用于178mm套管FJQ178型和FJQ178a型。其中FJQ178型用于149.2mm钻具，FJQ178a型用于152.4mm钻具。井下套管阀的型号与规格经过几年的攻关研型号密封压力（MPa）开关压力（MPa）开关次数抗内压MPa抗外挤（MPa）抗拉强度（KN）FJQ-245350.75>7566616870FJQ-178350.75>7565433800FJQ-178a350.75>7565433800采用地面控制，液压开关，金属接触密封，阀板开启后隐藏保护等技术。反向密封承压大于35MPa。井下套管阀的性能参数型号密封压力开关压力开关抗内压抗外挤抗拉强度FJQ-2453目前井下套管阀已完善技术关键：1、井下封井器内径变化台阶处均有45°倒角，内部钻具通过畅通，不会发生卡挂现象。2、具有可检测井下封井器关闭后井下压力能力的技术已完成室内试验，正在进行现场试验。目前井下套管阀已完善技术关键：井下封井器安装位置的确定原则

1、井筒内钻井液压力对钻柱形成的上推力与钻柱自身重量的平衡点的位置。2、完井衬管的长度。井下封井器安装位置的确定原则1、井筒内钻井液压力对钻井下套管阀的现场安装1、定滑轮安装2、液压副管卷筒就位3、液压副管穿过定滑轮4、井下封井器安装5、液压副管卡箍安装3、套管阀的作业流程及技术要求井下套管阀的现场安装1、定滑轮安装3、套管阀的作业流程及技术6、高压软管及封堵法兰安装245或178mm套管上层套管高压软管及封堵法兰安装时要求尽可能套管头为标准卡瓦式套管头。6、高压软管及封堵法兰安装245或178mm套管上层套管

2001年---自主立项，开始研发2002年---首次设计方案完成申请集团公司立项，申请专利2项（2002年9月）2003年---完成方案优选，投入样机试制，专利授权（2003年8月）2004年---完成样机加工，11月首次在夏202井现场应用，获得成功

这是国内自主研发的井下封井器的首次成功应用2005年---集团公司科技局组织招研，我院中标“井下控制阀研制”项目同年完成夏76、新光1井现场技术服务2006年---完成广安8井,核桃2,邛西006-x1井,金龙1井技术服务

这是国内7〞井下封井器首次成功应用。2007年---进入推广应用阶段及二代封井器的研发我院井下套管阀的研发历程2001年---自主立项，开始研发我院井下套管阀的研发历程新疆油田夏202井现场试验现场应用时间：2004年井下控制阀规格：FJQ-245井下控制阀下深：400m上层技术套管下深：3900m井下工作时间：46天完成钻井进尺：1000m井下控制阀开关次数：7次阀底最大负压：9MPa4、应用实例介绍

新疆油田夏202井现场试验现场应用时间：2004年4、应用实夏202井试验数据（共开关7次）井深m泥浆密度g/cm3关闭压力MPa关闭时间MPa开启压力MPa开启时间MPa阀底压力MPa4139.521.1513--19914--2015<1.34327.661.2212--191214--1914<1.34557.001.229--181413--1917<1.34750.491.2212--191313--1916<1.34824.001.208--19159--1918<1.34831.511.2113--191214--1915<1.34882.951.2315-191015--19139第七次开关时阀底压力达到了9MPa，7次开关均顺利完成。夏202井试验数据（共开关7次）井深m泥浆密度g/cm3关闭前六次开关时，其阀芯上下的欠压值较小。第七次开关时阀底压力达到了9MPa，通过关半封防喷器，从井口憋压辅助开启井下封井器。关闭半封后开始井口打压，从1MPa开始，压力每次增加1MPa,一直增至9MPa,地面显示井下封井器开始动作，判断井下封井器上下压力已平衡，开始逐渐开启。随后按正常工序由气动液压泵打压，将井下封井器完全打开。通过此过程说明井下封井器密封效果良好，性能达到设计指标。夏202井第七次开启过程的具体情况前六次开关时，其阀芯上下的欠压值较小。第七次开关时阀底压力达新疆油田夏76井现场试验现场应用时间：2005年井下控制阀规格：FJQ-245井下控制阀下深：390m上层技术套管下深：3326m井下工作时间：42天完成钻井进尺：774m井下控制阀开关次数：14次新疆油田夏76井现场试验现场应用时间：2005年井深m泥浆密度g/cm3关闭压力MPa关闭时间MPa开启压力MPa开启时间MPa阀底压力MPa3349.461.0515101510<1.33454.201.0615101510<1.33455.951.0615101510<1.33645.621.0715101510<1.33648.381.0715101510<1.33744.961.0615101510<1.33768.101.0715101510<1.33772.221.0615101510<1.33896.001.0715101510<1.34003.461.0615101510<1.34040.001.0615101510<1.34042.501.0815101510<1.34100.001.0815101510<1.34100.001.0815101510<1.3夏76井试验数据(共开关14次）井深m泥浆密度g/cm3关闭压力MPa关闭时间MPa开启压力新疆油田新光1井现场应用时间：2005年井下控制阀规格：FJQ-245井下控制阀下深：428m上层技术套管下深：4548m井下工作时间：9天完成钻井进尺：182m井下控制阀开关次数：5次新疆油田新光1井现场应用时间：2005年四川油田广安8井现场应用时间：2006年井下控制阀规格：FJQ-178Ⅰ井下控制阀下深：347m上层技术套管下深：2078m井下工作时间：13天完成钻井进尺：547m井下控制阀开关次数：1次177.8mm井下封井器国内首次成功应用四川油田广安8井现场应用时间：2006年177.8mm井下四川油田核桃2井现场应用时间：2006年井下控制阀规格：FJQ-178Ⅰ井下控制阀下深：350m技术套管下深：3217m井下工作时间：72天完成钻井进尺：681m井下控制阀开关次数：15次四川油田核桃2井现场应用时间：2006年5、问题分析及总结

2001年---自主立项，开始研发2002年---首次设计方案完成申请集团公司立项，申请专利2项（2002年9月）2003年---完成方案优选，投入样机试制，专利授权（2003年8月）2004年---完成样机加工，11月首次在夏202井现场应用，获得成功

这是国内自主研发的井下封井器的首次成功应用2005年---集团公司科技局组织招研，我院中标“井下控制阀研制”项目同年完成夏76、新光1井现场技术服务2006年---完成广安8井,核桃2,邛西006-x1井,金龙1井技术服务

这是国内7〞井下封井器首次成功应用。2007年---进入推广应用阶段及二代封井器的研发我院井下套管阀的研发与应用历程5、问题分析及总结

2001年---自主立项，开始研发我院井井下套管阀早期应用情况统计(2004-2006年)序号井号井深(m)套管阀规格套管阀下深(m)套管阀开关次数备注1夏202井4900FJQ2454007施工正常2夏76井4100FJQ24539014施工正常3新光1井4700FJQ2454285施工正常4广安8井2576FJQ2453502施工正常*5核桃2井3278FJQ17835815施工正常6广安002-H1井3066FJQ2453192开关2次后控制管线泄漏，中止。7邛西006－X1井3789FJQ1783855施工正常8金龙1井4018FJQ24538818施工正常9广安002-Z1井/FJQ245//工具井口测试异常，未入井。10广安002-H6井3170FJQ245319.185施工正常*注：*为安装时发生管线被挤坏的情况，经处理恢复正常。施工中套管阀开关正常井下套管阀早期应用情况统计(2004-2006年)序号井号井广安8井现场应用时间：2006年12月11－28日井下套管阀规格：FJQ-178井下套管阀下深：347.09m上层套管下深：98m井下工作时间：12天完成钻井进尺：489m（2087－2576m）井下套管阀开关次数：2次施工情况：因套管间隙较小，安装时井口软管2次被挤断，经处理后正常下到位。三开井下套管阀开关正常。井下套管阀推广应用早期出现的问题广安8井现场应用时间：2006年12月11－28日井下套管阀广安002－H1井现场应用时间：2006年3月11日－4月11日井下套管阀规格：FJQ-245井下套管阀下深：318.65m上层套管下深：348m井下工作时间：14天完成钻井进尺：1056m（2010－3066m）井下套管阀开关次数：2次施工情况：安装施工正常，三开欠平衡钻进中开关2次后，发现控制管线破裂漏油，无法控制套管阀开关，服务提前中止。广安002－H1井现场应用时间：2006年3月11日－4月1具体现象：2006年04月10日，钻至井深3066.45m，提钻，进行关闭操作时发现回油管线不返油，经检查，发现控制管线上有裂纹发生渗漏，无法控制套管阀，套管阀服务提前中止。原因分析：因该井使用嵌入式套管头，环空间隙狭窄，控制管线从套管关侧口引出操作困难，需反复上提下放套管调整位置，井口附近的控制管线经多次反复弯曲、摩擦，导致管体变形、磨损、壁厚变薄，最终造成破裂，密封失效。具体现象：2006年04月10日，钻至井深3066.45m，广安002—H6井现场应用时间：2007年6月15日－7月18日井下套管阀规格：FJQ-245井下套管阀下深：319.18m上层套管下深：348m井下工作时间：15天完成钻井进尺：888m（2093－2981m）井下套管阀开关次数：5次施工情况：安装时井口软管出口处接头破裂泄漏，经重新压制井口接头后试压正常。三开井下套管阀开关正常。广安002—H6井现场应用时间：2007年6月15日－7月1广安002－z1井现场应用时间：2006年7月井下套管阀规格：FJQ-245施工情况：现场安装时，在井场进行入井前测试时，技术人员发现返油量大于设计值，判断套管阀内部密封存在问题，不具备入井条件，经请示后，服务中止，该井套管阀未入井。原因分析：检验标准和手段不完善，存在材质缺陷的零件在室内组装检测时未能及时发现，经长途运输，至现场发生损坏。广安002－z1井现场应用时间：2006年7月彩54井——新疆油田现场应用时间：2007年6月8日－6月28日井下套管阀规格：FJQ-245井下套管阀下深：406m上层套管下深：500m井下工作时间：16天完成钻井进尺：70m（2990－3060m）井下套管阀开关次数：3次施工情况：安装施工正常，三开欠平衡钻进中开关三次后，发生井下套管阀的阀板脱落，经磨铣处理后恢复钻进。彩54井——新疆油田现场应用时间：2007年6月8日－6月2具体过程：2007年6月21日，钻至井深3060m，下钻开启井下套管阀时，发现返液量未达到设计值，下放钻具在套管阀处遇阻，打铅印证实阻卡物为套管阀的阀板，经磨铣处理后恢复钻井。原因分析：阀板回转销轴材质不合格，在井下开关数次后发生断裂，致使阀板脱落。属质量控制问题，产品进货检验、组装测试及成品检验的标准和手段不完善，致使不合格产品进入现场。具体过程：2007年6月21日，钻至井深3060m，下钻开启套管头旁通高压软管技术套管卡瓦式套管头与嵌入式套管头井口作业时的区别卡瓦式套管头嵌入式套管头嵌入式座芯井内控制管线高压软管套管头旁通高压软管技术套管卡瓦式套管头与嵌入式套管头井口作业井下套管阀推广应用早期出现的问题总结分析井下套管阀早期推广应用出现的问题，归结为以下几个方面的不足和不完善。

1、原材料质量把关2、批量加工精度的控制3、装配工艺和检验程序4、现场作业标准和维护措施5、运输、包装配套设施和要求

井下套管阀推广应用早期出现的问题总结分析井下套管阀早究其根本原因，主要是产品从研发试验阶段过渡到批量产业化阶段时，相应的组装、检验、测试及配套工具没有及时跟上，导致出现个别的质量问题。井下套管阀早期现场作业成功率统计应用量(套)不成功井（口）成功率2006年以前9277.8%2007年7185.7%注：不成功井是指已入井套管阀，在作业过程中因质量或工艺原因导致无法继续进行正常作业的井。未包括没有入井及经修复处理恢复正常作业的井。究其根本原因，主要是产品从研发试验阶段过渡到批量产业井下套管阀的产业化针对套管阀使用初期出现的问题，2007年我院开始下大力气着手井下套管阀的产业化工作。首先，专门成立了套管阀产业化配套、推广及现场技术服务的新产品推广中心。配备了一批技术熟练、经验丰富的技术骨干。配备了厂房、测量仪器、检测设备和工具等装备。

从组织机构、人力、物力上为井下套管阀的产业化提供保障。

井下套管阀的产业化针对套管阀使用初期出现的问题健全、完善了标准体系为了保证井下套管阀在制造过程中的加工质量，按ISO9001和QHSE程序文件的要求，建立了标准化程序化的产品生产试验技术规范和全面质量管理的控制体系。

《井下套管阀进货检验标准》《井下套管阀组装、测试标准》《井下套管阀包装、运输标准》《井下套管阀现场技术服务标准》

为产品质量、施工质量的控制提供可操作的依据。

健全、完善了标准体系主要改进完善措施加强原材料检验强化加工精度控制持续优化结构及材料细化组装检测程序落实岗位职责到人

主要改进完善措施新型副管卡箍新型副管卡箍液压副管导线器优化设计液压副管导线器优化设计套管阀运输固定保护架套管阀运输固定保护架井下套管阀一体式技术服务工房井下套管阀一体式技术服务工房2008年推广应用情况统计序号油田井号井深(m)套管阀规格下深(m)开关次数备注1新疆油田乌3533230FJQ-2453892施工正常2新疆油田彩57井4000FJQ-2454023施工正常3新疆油田金龙5井4200FJQ-2453991施工正常4新疆油田沙南5井3200FJQ-2454504施工正常5新疆油田红光1井2885FJQ-2454041施工正常6新疆油田白25井3450FJQ-2454014施工正常*7新疆油田DX1805井3674FJQ-1785005施工正常*8新疆油田夏72024912FJQ-2454534施工正常9新疆油田滴中1井4076FJQ-2454022施工正常10新疆油田BHW01井3011FJQ2454133施工正常11中石化大牛地气田DP4井3818FJQ2457403施工正常12中石化大牛地气田DP5井2975FJQ2457813施工正常13新疆油田红0222820FJQ245396.621施工正常14新疆油田彩551井2800FJQ245386.428施工正常15新疆油田彩58井4100FJQ-2454027施工正常16新疆油田DX1416井3639.5FJQ245407.125施工正常2008年推广应用情况统计序号油田井号井深套管阀下深开关次数现场应用中达到的部分指标：井下套管套管阀下深最大：781.8m（华北油田DP5井）井下工作周期最长：140天（新疆油田乌353井）下部技术套管最长：4048m(新疆油田新光1井)井下负压差最大：21MPa（新疆油田X7202井）开关次数最多：18次（新疆油田金龙1井）钻井进尺最大：1100m（新疆油田金龙1井）现场应用中达到的部分指标：井下套管套管阀下深最大：781.8井下套管阀技术的延伸开发气密封短节套管阀本体气密封短节用于气井的螺纹气密封设计：井下套管套管阀两端与带有气密封螺纹的套管短节利用梯形螺纹连接，并采用辅助非金属密封件实现气密封；利用带有气密封螺纹的套管短节与上下套管串直接连接，实现整体的气密封。井下套管阀技术的延伸开发气密封短节套管阀本体气密封短节用于气可测阀底压力的Ⅱ型欠平衡钻井用井下控制阀

完成了井下耐高压传感器、传导通路及配套工具的结构设计，解决了井下压力信号测量和长距传输的技术难题；首次开展了井下控制阀阀底压力实时测传技术的研究与应用，并先后在新疆油田滴中1井、彩58井现场施工中得到成功验证。可测阀底压力的Ⅱ型欠平衡钻井用井下控制阀

完成了井下耐高压传已形成全过程欠平衡钻井配套装备技术；欠平衡钻井用井下套管阀已获24项专利；已被纳入中石油集团公司自主创新重要产品目录；将继续以优质的产品和技术为油田服务。已形成全过程欠平衡钻井配套装备技术；结论与认识采用井下封井器技术实现了全过程的欠平衡钻井，可有效地保护和发现油气层，真正满足了油田勘探开发部门对油气储层科学、准确地识别和评价的工艺技术要求。井下封井器技术与使用不压井强行起下钻设备相比大大节约了钻井作业时间，且井口操作更加简单、方便、安全，完全可以取代不压井强行起下钻设备。结论与认识采用井下封井器技术实现了全过程的欠平衡钻井，可有效井下封井器作为套管程序中的一个部件下入，当处于开启状态时，可以为钻头提供全井眼通道，且允许下入装有泥浆马达、扶正器和其它外形复杂的井底钻具组合通过，不会影响后续相关作业。在钻井作业完成后，井下封井器还可进一步用于测井和完井作业。在欠平衡状态下，下入衬管、割缝筛管及其它生产管柱。结论与认识井下封井器作为套管程序中的一个部件下入，当处于开启状态时，可第四部分____SY/T6543.1-2008

欠平衡钻井（液相）技术规范1、范围2、术语和定义3、液相欠平衡钻井条件4、欠平衡钻井工程设计依据和主要内容5、井身结构的设计6、……第四部分____SY/T6543.1-2008

欠平衡钻井1、范围

本部分规定了液相欠平衡钻井的设计原则、装备要求和工艺规程。本部分适用于液相欠平衡钻井，包括充气钻井液钻井。1、范围

本部分规定了液相欠平衡钻井的设计原则、装备要求和工

欠平衡钻井技术规范S/YT6543-2008液相部分与SY/T6543.1—2003、SY/T6543.2—2003和SY/T6543.3—2005相比，主要变化如下：修订的主要内容有：对术语和定义进行了修改（原标准的第1部分）；对欠平衡钻井设计依据及设计内容进行了修改（原标准的第1部分）；对“欠平衡合理压差设计等”的相关内容进行了修改（原标准的第1部分）；对欠平衡钻井井口及地面装置的配备内容作了修改（原标准的第2部分）；新增加的内容有：液相欠平衡钻井的条件；泥浆帽钻井设计要点；液相欠平衡钻井压井液密度和数量的确定原则；对欠平衡钻井施工工艺流程中的“欠压值井口压力控制”作了详细的描述；欠平衡钻井施工工艺的技术交底要求；欠平衡状态下起下钻作业流程。欠平衡钻井技术规范S/YT6543-2008液相部分2、术语和定义欠平衡钻井Underbalanceddrilling使钻井流体施加在井底的压力小于地层孔隙压力，有效控制地层流体流入井筒，并对其进行处理的钻井方式。液相欠平衡钻井Liquidunderbalanceddrilling用液相流体所进行的欠平衡钻井。充气钻井液钻井Aerated（Gasified）fluiddrilling将气体注入钻井液，以钻井液和气体的混合物作为钻井循环介质进行的钻井。全过程欠平衡钻井Whole-processunderbalanceddrilling整个钻、测、完井作业过程中井底压力始终小于或等于地层孔隙压力的欠平衡钻井。泥浆帽钻井Mudcapdrilling井筒环空上部维持一定高度的密度及粘度高于钻井液的流体，钻井液通过钻具流经钻头进入地层实现边漏边钻的一种钻井方式。欠平衡压差Underbalancedpressuredifferential井底压力与井底地层孔隙压力之差值，也叫欠压值。2、术语和定义欠平衡钻井Underbalancedd3、液相欠平衡钻井条件地层压力系统进行欠平衡钻井设计时，裸眼井段宜选择压力单一地层，若是多个压力系统，各层压差值均不超过欠平衡钻井允许范围。地层稳定性应在钻前进行井壁稳定性分析评价。H2S有毒气体自井内返出的气体，在未与大气接触之前所含H2S浓度等于或大于75mg/m3(50ppm)；或者自井内返出的气体，在其与大气接触的出口环境中H2S浓度大于30mg/m3(20ppm)应立即终止欠平衡钻井作业。地面装备条件在常规井控装备的基础上，应配备欠平衡钻井特殊装备，并符合第11章的规定。3、液相欠平衡钻井条件地层压力系统4、欠平衡钻井工程设计依据和主要内容设计依据油气藏类型，油气水层分布及性质，实施欠平衡钻井裸眼井段地质分层及岩性、理化特性和矿物组份，地层破裂压力、孔隙压力和坍塌压力剖面以及地表温度和地温梯度。本井上部井段地质和工程资料。估算地层流体产量的油藏工程数据。油藏工程数据计算：邻井的钻井、测井及生产测试资料。设计内容对井身结构的要求，欠压值、钻井参数、钻具组合设计及钻井液类型选择。欠平衡钻井井口和地面设备选择及配套示意图。欠平衡钻井工艺流程，包括钻进、起下钻、测井、完井的操作步骤以及发生异常情况的处理措施。欠平衡钻井健康、安全与环保要求。4、欠平衡钻井工程设计依据和主要内容设计依据5、井身结构的设计井身结构设计应考虑欠平衡钻井作业可能导致的井壁失稳问题及随钻产出地层流体对储层的伤害问题。技术套管应封隔可能的破碎带、易坍塌层及出水地层，并尽可能封至储层顶部。对欠平衡钻井条件的上层套管抗挤强度进行校核。5、井身结构的设计井身结构设计应考虑欠平衡钻井作业可能导致的6、欠压值的设计欠压值小于孔隙压力与地层坍塌压力之差值。欠压值应结合地面设备能力进行设计。根据储层类型和岩性特点确定欠压值的大小，避免储层发生应力损害。根据地层产液（气）量确定欠压值的大小：——地层压力较大，产液（气）量多，则欠压值尽可能小，反之欠压值适当放大；——气油比高，则欠压值尽可能小，反之欠压值适当放大。6、欠压值的设计欠压值小于孔隙压力与地层坍塌压力之差值。7、欠平衡钻井参数设计纯液相欠平衡钻井最大套压值的设计不宜超过旋转防喷器（包括旋转控制头）动密封压力的50%。纯液相欠平衡钻井液密度，按公式（1）计算。更准确的宜采用多相流专用软件设计。转盘转速不宜超过旋转防喷器（包括旋转控制头）设备允许范围。泥浆帽钻井设计要点确定油气藏压力。确定环空“泥浆帽”流体密度。计算立管注入压力。计算钻杆注入排量，常规井满足携岩要求，使用动力钻具时应满足动力钻具的正常工作要求。计算环空注入排量，始终保持套压低于设计值。7、欠平衡钻井参数设计纯液相欠平衡钻井7、欠平衡钻井参数设计充气钻井液钻井主要设计液体流量和气体流量、设计钻井液类型以及密度等相关钻井液性能参数，应满足如下要求：——充气钻井液当量循环密度小于地层压力当量钻井液密度；——满足携岩要求；——采用动力钻具时，钻头处的体积流量应满足动力钻具的工作要求。充气钻井处于静压控制区时，按如下公式确定气液比，更准确的宜采用多相流专用软件设计。充气钻井处于摩阻控制区时，使用多相流专用软件设计液体流量和气体流量。考虑到充气钻井井底压力控制的稳定性，建议在设备能力具备的前提下，应将充气钻井控制在摩阻控制区。7、欠平衡钻井参数设计充气钻井液钻井8、欠平衡钻井气、液相的选择钻井流体的液相选择液相欠平衡钻井可选择水基钻井液、油基钻井液等液相钻井液。液相钻井液应与储层岩性、流体具有良好的配伍性，满足油气层保护的要求。液相钻井液应具有良好的维护井壁稳定性能。钻井液粘度应利于地面油气分离，同时利于控制气体滑脱速度。充气钻井液的基浆宜与储层流体具有良好的配伍性和稳定井壁作用。应能使充入的气体均匀地包裹在液相中，并能对返出井口的流体进行气液分离。充气钻井流体的气相选择充气钻井的气相主要是空气和氮气。进入储层，充气钻井应使用氮气作气相。8、欠平衡钻井气、液相的选择钻井流体的液相选择9、液相欠平衡钻井压井液密度和数量的确定原则

加重材料探井、预探井、预测压力系数范围较大的井，储备加重材料30吨～80吨。开发井储备加重材料不少于20吨。压井液密度探井、预探井、预测压力系数范围较大的井，储备压井液密度以地质设计提供的最大压力系数为基准，密度附加0.20g/cm3～0.25g/cm3。开发井储备压井液密度按照0.15g/cm3～0.20g/cm3附加。实用压井液密度以实测地层压力为基准，油、水井附加0.05g/cm3～0.10g/cm3，气井附加0.07g/cm3～0.15g/cm3。9、液相欠平衡钻井压井液密度和数量的确定原则

加重材料9、液相欠平衡钻井压井液密度和数量的确定原则压井液数量后勤供应与井场距离小于100km,运输路况较好，3h内可到达井场：探井、预探井、预测压力系数范围较大的井，压井液数量按照最大井筒容积的1.5倍储备。开发井压井液数量按照最大井筒容积的1倍储备。后勤供应与井场距离大于100km，或距离小于100km但运输路况差，3h内不能到达井场：探井、预探井、预测压力系数范围较大的井，压井液数量按照最大井筒容积的2.0倍储备。开发井压井液数量按照最大井筒容积的1.5倍储备。压井液性能压井液应与地层岩性、流体具有良好的配伍性。9、液相欠平衡钻井压井液密度和数量的确定原则压井液数量10、欠平衡钻井井口、地面设备、钻具和井口工具的配置

欠平衡钻井井口旋转控制头系统旋转控制头系统包括旋转控制头、监控箱、冷却/润滑站和压力测试管汇等。高压地层应使用高压力等级的旋转控制头，允许旋转控制头压力等级（静态工作压力）低于其下部环型防喷器压力等级。旋转控制头的通径大于钻井、完井作业管串及附件的最大外径，旋转控制头额定转速不低于100r/min。旋转控制头的法兰形式、法兰尺寸，法兰用密封环垫及技术要求应符合SY/T5127的规定。使用胶芯的尺寸应与所用钻杆及方钻杆尺寸匹配。在使用转盘钻时，需配备、安装方钻杆驱动器，其尺寸应与使用的方钻杆匹配。监控箱应能准确显示环空压力、气源压力和液压卡箍油压。旋转控制头应配备泄压、测压装置。10、欠平衡钻井井口、地面设备、钻具和井口工具的配置

欠平10、欠平衡钻井井口、地面设备、钻具和井口工具的配置

旋转防喷器系统旋转防喷器系统包括旋转防喷器、监控箱、液压/控制系统和压力测试管汇等。旋转防喷器压力等级的选用应符合11.1.1.1的规定。旋转防喷器的标称尺寸、额定转速应符合11.1.1.2的规定。旋转防喷器应配备液压控制系统。该系统应能够保证旋转防喷器实现抱紧、卸压、设定抱紧压力值等功能，并且配备在主控制泵失效后仍能够有效控制旋转防喷器的应急系统。液压控制系统应具备对液压油加热、冷却的功能。监控箱应设置远程控制及数据显示装置，设置声光报警装置，能够远程监测环空压力和系统的工作情况，能够远程控制、操作系统工作，能够远程调节工作参数。旋转防喷器应配备泄压装置。在使用转盘钻时是否需使用方钻杆驱动器，应根据具体设备确定。10、欠平衡钻井井口、地面设备、钻具和井口工具的配置

旋转10、欠平衡钻井井口、地面设备、钻具和井口工具的配置

井口压力控制装置井口压力控制装置包括所配备的旋转控制头、旋转防喷器系统及SY/T5964所规定的井口装置。井口压力控制装置的配备应符合SY/T5964的规定。井口压力控制装置的组合形式、压力等级和尺寸系列应符合SY/T6426的规定。井架底座井架底座净空高应满足防喷器组合及欠平衡井口装置的安装空间要求。液动平板阀液动平板阀的压力级别不小于旋转防喷器的静压，通径不小于旋转防喷器的旁通孔通径。10、欠平衡钻井井口、地面设备、钻具和井口工具的配置

井口10、欠平衡钻井井口、地面设备、钻具和井口工具的配置

井控管汇井控管汇的配备应符合SY/T5964的规定。钻井四通至节流管汇之间应有一个液动平板阀，并能通过防喷器控制装置遥控。在压井管汇处应配置两个压井管线接口，一个接压井车，一个通过铠装防火软管（或钢管）接至钻井泵。欠平衡专用节流管汇应使用欠平衡钻井专用节流管汇并配备液动节流阀控制台。节流管汇应符合SY/T5323的规定。节流管汇除配备相同级别的压力表，另配备读数精度为0.1MPa的小量程压力表。节流管汇应设置两通道或三通道节流线路，其中至少有一通道设置液控节流阀。液控节流阀应设置阀位开度指示器。节流阀的公称通径不小于65mm。10、欠平衡钻井井口、地面设备、钻具和井口工具的配置

井控10、欠平衡钻井井口、地面设备、钻具和井口工具的配置

井控检测仪器仪表配备的井控参数仪表应符合SY/T5964的规定。地面装置配备型式地面装置分为液相钻井液欠平衡装置和充气钻井装置两种。根据欠平衡钻井工程设计选择地面装置。液相欠平衡钻井井口及地面装置示意图见附录C中的图C.1，充气欠平衡钻井井口及地面装置示意图见附录C中的图C.2。10、欠平衡钻井井口、地面设备、钻具和井口工具的配置

井控10、欠平衡钻井井口、地面设备、钻具和井口工具的配置

地面装置配备要求欠平衡钻井地面设备配置见标准文本中表1。钻井流体分离装置钻井流体分离装置包括液气分离器、振动筛、旋流器、离心机、除气器、砂泵等。a)液气分离器——液气分离器包括罐体、进浆管线、出浆管线、排渣管线、排气管线、压力表和安全阀等；——液气分离器与节流管汇连接管线可根据现场情况选择高压钢管或高压软管连接。高压钢管连接应采用壁厚不小于9mm、通径不小于100mm的硬管，转弯处应采用防冲蚀的铸（锻）钢弯头。高压软管连接应采用通径不小于100mm的高压软管，管线中部用基墩固定。10、欠平衡钻井井口、地面设备、钻具和井口工具的配置

地面10、欠平衡钻井井口、地面设备、钻具和井口工具的配置

——液气分离器额定工作压力不低于1MPa，处理量不小于井口返出流体流量的1.5倍2倍，液气分离器的气体分离能力应大于预计井最大压差下的最大产气量；当一个液气分离器的处理量满足不了要求时，允许采用两台以上的液气分离器并联使用。为了提高分离效率，可采用两台以上的液气分离器串联使用；——根据最高产气量，按公式（7）确定液气分离器的最高工作压力。b)撇油罐——撇油罐应设置进浆装置、撇油装置、分离室、砂泵、油泵等；——撇油罐的处理能力应大于井口返出流体量的1.5倍。10、欠平衡钻井井口、地面设备、钻具和井口工具的配置

——10、欠平衡钻井井口、地面设备、钻具和井口工具的配置

气体燃烧处理装置气体燃烧处理装置包括：排气管线、防回火装置、自动点火装置和火炬等。排气管线的通径应不小于液气分离器气体出口通径，或根据最大产气量和液气分离器的额定压力确定排气管线直径，按Weymouth公式计算。排气管线每隔10m～15m用基墩进行固定。可采用填充式基墩或水泥基墩，填充式基墩重量不小于400kg，水泥基墩重量不小于600kg。火炬离井口的距离应大于75m，且位于井场的下风方向。火炬高度根据现场实际情况要求，在环保和安全条件许可的前提下，允许使用卧式火炬，火焰口应背向钻机和废液池，卧式火炬应在火炬周围设置防火墙。所有气体燃烧系统都应配备自动点火装置或自动引燃装置。所有气体燃烧系统都应配备防回火装置。内芯阻火网的有效过流面积应大于所配排气管线的过流面积。10、欠平衡钻井井口、地面设备、钻具和井口工具的配置

气体10、欠平衡钻井井口、地面设备、钻具和井口工具的配置

气体注入设备特殊作业需要注入氮气，氮气注入设备有液氮和膜制氮两种：a)液氮要配置换热器（汽化器）、液氮泵和液氮储备罐等；b)膜制氮设备主要包括压缩机、冷却系统、膜纤维和增压机等。根据充气钻井工程设计的排量和压力要求，确定充气设备规格。液体注入设备充气钻井液可用常规的钻井泵作为基浆的注入设备。10、欠平衡钻井井口、地面设备、钻具和井口工具的配置

气体11、钻具组合钻具组合钻具、井口特殊工具配备要求见下表。序号名称单位数量1六方方钻杆a根12六方方钻杆补心a套1318°斜坡钻杆m根据具体情况定418°斜坡吊卡只≥35旋塞只根据具体情况定6钻具止回阀只根据具体情况定7旁通阀只1a仅当使用转盘钻时应用11、钻具组合钻具组合序号名称单位数量1六方方11、钻具组合方钻杆应使用上、下旋塞。钻柱中至少应接一个钻具止回阀。钻具底部应至少接一个常闭式止回阀。液相欠平衡钻井，除定向井、水平井外，可在钻柱上再接一个投入式止回阀。投入式止回阀应放在常闭式止回阀之上。钻杆充气时，在钻柱的上部接一个钻具止回阀；宜在钻柱中间接若干个钻具止回阀。要进行不压井起下钻作业时，钻台应配备止回阀泄压装置。使用旁通阀时，安装位置应在钻具底部止回阀之上。使用转盘钻时，宜使用六方方钻杆，并符合SY/T6509的相关规定。通过旋转控制头或旋转防喷器的钻杆应为18°斜坡钻杆，并应符合SY/T5290的相关规定。选用与钻杆匹配的18°斜坡吊卡，并符合SY5035的相关规定。11、钻具组合方钻杆应使用上、下旋塞。12、作业准备技术交底欠平衡技术人员应掌握：——施工井段分层地层压力数据、地层流体类型和产量；——旋转控制头（或旋转防喷器）与钻盘面之间的高度；——各协作单位的负责人、带班队长的姓名和联系方式；——周边居民和工民用设施管理人的联系方式。欠平衡技术人员与井队、地质及其它施工协作单位的技术交底：——欠平衡钻井工艺技术的基本原理；——欠平衡钻井工艺的工艺流程；——欠平衡钻井钻进、接单根、起钻、下钻、循环的工艺要求；——欠平衡钻井参数的要求及油气侵入时的井筒压力控制；——欠平衡钻井井控要求及防喷、防H2S演习的要求；——钻开油气层坐岗制度。欠平衡钻井井口及地面设备安装需要井队和相关方配合的要求欠平衡钻井施工的其它注意事项。12、作业准备技术交底12、作业准备施工场地和设备安装要求旋转控制头（或旋转防喷器）按井口装置的安装要求执行，应使天车、转盘、井口三中心在同一垂线上，偏差小于10mm。旋转控制头（或旋转防喷器）安装到位后，旋转控制头的顶面与转盘底面应留有空间，便于井口操作。沉砂罐旁应有足够的空间用于安装液气分离器和撇油罐，液气分离器安装在节流管汇外侧，用钢丝绳固定牢靠。排气管线应平直安放，无障碍物。液气分离器和撇油罐距离营房按SY/T5225的要求。井场留有足够的空间用于安装注气设备，设备距井口按SY/T5225的要求。按规定悬挂警示牌、充气设备及气体高压管线区域设立警戒线。其它方面执行SY/T5466的规定。12、作业准备施工场地和设备安装要求12、作业准备工具准备好与旋转控制头（或旋转防喷器）匹配的方钻杆、方补心、18°斜坡钻杆、18°斜坡吊卡，钻具内防喷工具（包括方钻杆上部和下部旋塞阀和钻具止回阀），旁通阀等。对新方钻杆棱角和钻杆接箍进行打磨处理，以防割坏胶芯。如使用投入式止回阀，所有入井钻具内径应大于投入式止回阀总成外径。设备试压、试运转旋转控制头（或旋转防喷器）的试压，在不超过套管抗内压强度80%和井口其他设备额定工作压力的前提下，静压用清水试到额定工作压力的70%，动压试压不低于额定工作压力的70%。稳压时间不少于10min，压降不超过0.7MPa。充气钻井时，按设计对供气管线进行试压。所有欠平衡钻井设备安装完毕，都应按欠平衡钻井循环流程试运转。运转正常，连接部位不刺不漏，正常运转时间不少于10min。应急演练欠平衡钻井作业实施前，应进行防井喷、防H2S中毒等应急演练。具体演练内容应根据所钻井的实际情况确定。12、作业准备工具13、欠平衡钻进钻进准备纯液相欠平衡钻井用配制好的钻井液替换井内原浆，停泵检查：——循环罐中的液面；——液气分离器是否正常工作；——旋转控制头（或旋转防喷器）的泄漏情况，确定是否需要换胶芯；——节流阀开关是否灵活可靠。按常规井控要求进行低泵冲试验。按设计流量开泵循环，记录初始循环立管压力，作为井底压力控制的依据。钻进时注意监测地层流体产出情况。13、欠平衡钻进钻进准备13、欠平衡钻进充气钻井液钻井用基浆替换井内原浆，停泵检查：——循环罐中的基液量；——液气分离器是否正常工作；——检查进、出口的流量计是否正常工作；——检查旋转控制头（或旋转防喷器）的泄漏情况，确定是否需要换新胶芯。先开钻井泵，后充气，进行充气钻井液的循环。应缓慢开泵，以免产生太高的瞬时压力，导致过平衡。井内充满充气钻井液，达到设计的气液量时，测量循环罐中的基液增量，并根据基液增量计算井底压力的减小值。当与理论计算相比小于10%时，气液混合与速度是适宜的。如果按基液增量计算出的井底压力减小偏低，可采取如下的措施：——提高流体粘度，但应确保液气分离效率；——增加流体流速，流体的返速应大于0.5m/s，要保证间歇流返出缓慢、平稳，间歇流的间隔不应大于2min；——在水基钻井液中，可加入大分子聚合物降低气体滑脱速度。13、欠平衡钻进充气钻井液钻井13、欠平衡钻进井口返出流体流程选择和处理无油气侵入时：环空→井口→高架槽→振动筛→钻井液循环系统。少量气侵入时：环空→井口→旋转防喷器旁通→专用节流管汇→液气分离器→振动筛→钻井液循环系统。大量油气侵入时：——环空→井口→钻井四通→节流管汇→液气分离器→撇油罐→振动筛→钻井液循环系统；——环空→井口→钻井四通→节流管汇→放喷管线→放喷池。分离出的气体经燃烧管线燃烧。分离出的油、水运到指定地点处理。13、欠平衡钻进井口返出流体流程选择和处理13、欠平衡钻进欠压值的控制液相欠平衡钻井，通过控制节流阀和调节钻井液密度，控制欠平衡压差。开始钻进时，全开节流阀，读出此时立管压力值作为立压参考值，供节流调节用。钻进过程中钻井参数按工程设计执行。钻遇油气层，立压逐渐降低，此时应逐渐调节节流阀，保持立压值约等于立压参考值。随着井深增加，新的立压参考值应考虑新增加井段的钻具内压耗与环空压耗值。当地层流体进入井筒使套压增加过大时，可适当提高立压参考值，减少井底压力与地层压差值，控制地层流体进入量。如果因井下气体滑脱至井口引起的套压升高，可关井排气，使套压降至安全范围内。如果关井排气无法降低套压，造成实际的欠压值过大，需要进行关井求压，逐步提高钻井液密度，使套压降至合理范围，建立新的欠平衡关系。13、欠平衡钻进欠压值的控制13、欠平衡钻进当用立管压力难以监控井底压力时，可维持循环罐恒液面的方法进行节流控制。在非循环和非流动条件下，应通过节流阀放掉气体滑脱上升所产生的圈闭压力，当井口压力超出旋转防喷器或旋转控制头动密封压力值50%时，应向环空挤高密度钻井液来降低井口压力。充气钻井需要节流控制时，需要采用多相流软件计算，通过调节注入气体流量、注入液体流量和节流的方法控制欠平衡压差。井口压力控制方法同上。如果充气钻井时油气侵入，套压上升较快，应停止充气增大环空当量密度，减小压差值。若仍不能降低套压，按14.3.7操作。在井壁稳定的前提下，若因地层压力预告不准，不能产生欠平衡条件时，应逐步降低钻井液密度，实现欠平衡钻井。因安全等原因，需要中断欠平衡钻井时，应按井控技术规程进行压井，转化成常规钻井。13、欠平衡钻进当用立管压力难以监控井底压力时，可维持循环罐13、欠平衡钻进流量控制合理控制地层产出流体的流量，确保地层产出流体的流量，特别是初始流量与塞流引起的瞬时流量，小于地面处理设备的处理能力。可采用调节钻井液密度与性能、液体和气体的注入量以及节流等方法进行流量控制。当塞流引起瞬时流量过大时，应节流排气。接单根充气钻井接单根时，先停止向钻具内注气，再继续泵入液体，直到液体将充气钻井液顶入最上面一个钻具止回阀后，再停泵。卸方钻杆时，缓慢松扣，将钻具中的流体（包括气体）放掉。接单根，液压大钳应使用无锐利咬痕的钳牙。下放钻具，并恢复循环。充气钻井，应先开液泵，再注气。待返出口流体正常返出后，恢复钻进。接单根起下钻柱接箍过旋转防喷器时，严格控制起下速度。13、欠平衡钻进流量控制13、欠平衡钻进起下钻安装套管阀的起下钻作业起钻前，充分洗井，确保井眼干净，并逐渐降低井底压差，停气，停泵。充气钻井时，将钻柱内的压力泄放到零，然后卸下方钻杆。通过旋转控制头（或旋转防喷器）胶芯起立柱，当起到钻具止回阀时，应放掉钻具内的压力，才能卸扣。起钻时应控制上提速度并及时灌浆。当钻头起至套管阀以上20m左右的位置时停止起钻作业，打压关闭舌板。起出旋转控制头（或旋转防喷器）轴承总成，进行正常起钻。当钻头起至井口时，应降低起钻速度，防止钻头损坏井口设备。13、欠平衡钻进起下钻13、欠平衡钻进起钻作业后，检查钻具止回阀是否失效，更换钻头，立即下钻。下钻至套管阀以上20m左右的位置时停止下钻作业，安装旋转控制头（或旋转防喷器）轴承总成，打压打开舌板。如果套管阀气动泵输出压力高于额定开启压力，不返油，应进行管内憋压辅助开启作业。a）气动液压泵憋压10MPa——15MPa。b）关环空憋压，初始值为2MPa，每次增加1MPa，当套管阀关闭管线返油时，停止憋压。按正常程序继续向套管阀开启管线打压开启套管阀；当套管阀完全开启后继续下钻作业。每下钻10柱15柱，向钻柱内灌满钻井液。13、欠平衡钻进起钻作业后，检查钻具止回阀是否失效，更换钻头13、欠平衡钻进安装强行起下钻装置的起下钻作业当起钻至钻具浮重不足以抵消井压所产生的上顶力时，启用强行起下钻装置。钻头起过闸板全封位置后，关闭全封。起出旋转控制头（或旋转防喷器）轴承总成，更换。钻具止回阀出井后应检查是否失效，更换钻头。安装旋转控制头（或旋转防喷器）轴承总成，下钻。钻头下至全封上部，启用强行起下钻装置，打开全封，下钻。下钻至旋转防喷器底部钻具浮重超过井压所产生的上顶力后，终止使用强行起下钻装置。每下钻10柱～15柱，向钻柱内灌满钻井液。如设计使用强行起下钻装置，则在钻具设计时，不使用扶正器等异形钻具。13、欠平衡钻进安装强行起下钻装置的起下钻作业13、欠平衡钻进钻具止回阀失效接单根泄放钻具内压力时，如果泄放时间明显增加，判定钻具止回阀失效，在接单根时接一个新的钻具止回阀。在起钻过程中，当起至上部钻具止回阀时，如果其下压力难以泄放，判定下部钻具止回阀失效。当钻具中有投入式止回阀时，将投入式止回阀总成从钻具水眼内投入并就位，否则应压稳地层。紧急关井钻进或起下钻时，旋转防喷器（或旋转控制头）失效，应实施紧急关井，其步骤为：——停止钻进或起下钻；——关闭环型防喷器；——根据需要维修旋转防喷器（或旋转控制头），或者实施压井作业。13、欠平衡钻进钻具止回阀失效13、欠平衡钻进数据采集与工作记录数据采集数据采集应包括：——气体注入流量和液体注入流量；——油气产量；——立压和套压等。工作记录欠平衡钻井设备的工作日志，应包括气体注入设备、井口控制设备、地面处理设备和数据采集系统的运转记录等。欠平衡钻井施工日报表，除了施工工序的记录外，还应记录能显示欠平衡状态的情况，如燃烧时间、火焰高度、停泵时的溢流程度等。欠平衡钻井作业完成后，应提交欠平衡钻井施工技术总结等。13、欠平衡钻进数据采集与工作记录14、健康、安全与环保要求应制定有毒气体和井控的应急预案，发现H2S应及时启动应急预案。在钻台、振动筛、井场、燃烧口等位置设立风向标。井场应设置危险区域图、逃生路线图、紧急集合点及两个以上的逃生出口，并有明显标识。应配置有毒气体检测仪，还应安装H2S报警仪。在钻台上下、振动筛、撇油罐等有毒气体易聚积场所进行监测，并安装工业防爆排风机，防止有毒或可燃气体聚集。作业区应设置安全警戒线，禁止非作业人员及车辆进入作业区内，禁止携带火种或易燃易爆物品进入作业区域。当班作业人员每人应配备一套正压式呼吸器，另配一定数量的公用正压式呼吸器，员工应接受培训，做到人人会用。充气钻井液气相为空气时，应进行燃爆监测。14、健康、安全与环保要求应制定有毒气体和井控的应急预案，发14、健康、安全与环保要求受油污染的岩屑应专门用容器存放，并到指定地点进行处理。若欠平衡井为油井，则应配置足够的储油罐，并用管汇与撇油罐连接，以便产出的油安全、及时地运走。应与消防队、医院保持联系，以备紧急情况时调用。井场所有电器的安装应符合SY/T5957的相关规定。井场所有电器及电控箱应符合GB3836.1的规定。井场的照明、设备颜色、联络信号应符合SY6309第3章、第4章、第5章的规定。防火、防爆按SY/T5225，SY/T6426的规定执行。H2S监测仪及H2S监测和人身安全防护用品的配备应符合SY6277第4章和第5章的规定。施工人员作业安全按SY/T6228的规定执行。14、健康、安全与环保要求受油污染的岩屑应专门用容器存放，并第五部分

总结1、欠平衡核心技术框架回顾2、结束语第五部分

总结1、欠平衡核心技术框架回顾欠平衡钻井理论欠平衡钻井工艺欠平衡钻井设备、工具与仪表欠平衡钻井井控欠平衡钻井延伸欠平衡钻井技术1、欠平衡核心技术框架回顾

欠平衡欠平衡欠平衡钻井欠平衡欠平衡欠平衡钻井技术1、欠平衡核欠平衡钻井理论欠压差值确定多相流流态与流阻欠压差井眼清洁气体钻井理论地层稳定性分析储层伤害速度敏感、应力敏感极限压差产层流体流动规律设备安全控制能力泥岩非泥岩流动引起固相移动降低储层渗透率；流体流出，增大有效应力，降低渗透率。不同欠压值下孔隙流体流入量、流入速