连续循环阀气体钻井技术及其现场试验

许期聪 邓虎 周长虹 肖洲 董仕明 刘贵义

中国石油川庆钻探工程公司钻采工程技术研究院

近年来，气体钻井技术日趋成熟，在四川、新疆等地已广泛推广应用，在提高机械钻速、治漏恶性井漏、发现和保护油气层等方面发挥了重要作用。但目前面临大出水地层气体钻井生产时效低，中断循环后可能引起井壁垮塌、卡钻等井下复杂，充气钻井井底压力波动大、井控风险高等问题。连续循环气体钻井技术可保持接单根、起钻过程钻井介质始终处于连续循环状态，保持井底压力恒定，消除因循环中断造成的井下复杂，提高钻井效率。本文在中国石油天然气集团公司重大工程现场试验项目的资助下，开展了基于连续循环阀的连续循环钻井技术的研究试验，以期为气体钻井技术及窄密度窗口控压钻井技术的进一步发展和推广提供理论和技术支撑。

1 发展连续循环气体钻井技术的必要性

1．1 大出水地层气体钻井机械钻速慢、钻井时效低

大出水地层接立柱时，由于停止注气井底大量积液，造成环空当量密度升高，降低了气体钻井机械钻速；同时注气举液压力高、波动大、时间长，给地面设备及管线带来较大的安全风险。DB6井气体钻井期间地层出水量约74m3／h，钻完1柱立柱大约需6h，而接立柱后注气举液至压力稳定约需4h，最高压力14MPa（图1－a），井底压力稳定前后钻速相差1倍（图1－b）。

图1 DB6井充气钻井期间接立柱后压力变化图

1．2 大出水地层不能真实反映井底钻压，容易导致井斜

接立柱后井底大量积液，在注气举液过程中钻进，气举压力、悬重波动大，地面不能实时反映井底真实钻压，井斜不易控制，井眼不规则。DB6井气体钻井用14d钻穿砾石层，井斜角由2．28°增加至18．02°，气体钻井结束后划眼时间超过了40d。

1．3 出水地层、复杂地层气体钻井中断循环易带来卡钻风险

气体钻井不具有钻井液钻井的悬浮能力，在中断循环后未带出井筒的大颗粒岩屑、局部轻微掉块及大肚子井段的岩屑会急速下落堆积，带来卡钻风险。磨溪8井沙二段采用雾化钻井提速治漏，钻进时井下正常，但每次停气、液接单根后下放钻具不能到底，有时甚至需倒出单根重新循环，增加了井下风险。

1．4 充气治漏井中断循环后易导致井漏发生

在井漏、出水同存地层实施充气钻井虽然大幅度减小漏失，但在接单根期间和接单根后较长一段时间内，气液比较低，井底压力升高，井漏依然会发生。

1．5 充气钻井液压波动大、溢流难监测

充气钻井接单根中断循环后，井筒内气体滑脱，恢复循环时间长，循环罐液面波动大，无法准确判断井下溢流情况。

2 国内外相关技术发展现状

目前国外拥有了成熟的钻井液钻井连续循环技术，包括连续循环钻井系统（Continuous Circulation System，简称CCS）和不间断循环阀两种［1－11］，但未见用于气体钻井的报道。CCS于1995年提出［1］，2000年开始研发［2］，2003年成功开展现场试验［3］，该系统现由美国NOV公司独家提供技术服务，不对外销售，已有6套投入商业应用。不间断循环阀由ENI集团研制，该装置完全甩掉CCS复杂庞大组合体的概念，现场更加适用［12－14］。

我国在连续循环钻井方面的研究才刚刚起步，目前国内多家单位已开始了钻井液介质条件下的CCS和连续循环阀两种装置的研究。中国石油钻井技术研究院在“十一五”立项对此进行了研制攻关，设计了用于钻井液循环的连续循环钻井装置，主要用于钻井液窄密度窗口井。中国石油长城钻探工程公司、西南石油大学等单位对阀式连续循环钻井系统正在开展研究。中国石油川庆钻探工程公司联合国内科研院所研究并成功试验了一种基于连续循环阀的连续循环钻井系统，现正进一步试验、改进、完善之中。

3 连续循环钻井系统及技术原理

连续循环钻井系统包括连续循环阀和地面控制系统。连续循环阀随钻具一起入井，通过地面控制系统实现正循环时侧循环自动关闭和密封，侧循环时正循环自动关闭和密封；地面控制系统包括执行装置、控制装置。

连续循环钻井技术原理：通过连续循环地面控制系统控制连续循环阀，在不同钻井工况下，根据需要实现正循环、侧循环转换，正循环时侧循环自动关闭和密封，侧循环时正循环自动关闭和密封，保持接单根、起钻过程钻井介质始终处于连续循环状态（图2），保持井底压力恒定，消除因循环中断造成的井下复杂，提高钻井效率。

图2 连续循环钻井工艺流程图

4 连续循环气体钻井现场试验

4．1 宁211井氮气钻井条件下试验

宁211井是四川省南部边缘长宁背斜构造的一口评价井。215．9mm井眼钻进的韩家店组—石牛栏组为粉砂岩、页岩夹石灰岩，钻井液钻井存在钻速慢，漏失量大等难题。采用氮气钻井钻进至井深1 482．22 m开始连续循环钻井系统试验，主要目的是检验连续循环阀气密封性、系统的可操控性、连续循环工艺的可行性。该井正常钻进时，氮气注入量120m3／min，钻进时立压2．6MPa。接单根总用时14min，先后完成了3次接单根连续循环作业（图3），在侧循环和正循环切换过程中，系统运行平稳，井口压力波动小于0．07MPa，实现了接单根和起钻作业的气体连续循环，达到了井底压力恒定的效果。初步证实了连续循环工艺的可行性和系统的可靠性。

4．2 月005－H1井气液混合相条件下试验

月005－H1井处于明月峡构造带主体中北段西翼的甘家湾构造石炭系地层—构造复合圈闭北段近轴部位置。邻井月5井采用1．07g／cm3的钻井液钻进至井深673．00m（雷口坡组），发生井漏，其中嘉五段地层井漏失返。本井311．2mm井眼（雷口坡组顶—飞仙关组顶）采用充气钻井提速治漏。

图3 宁211井连续循环气体钻井注入压力实时监测曲线图

2013年3月21日，充气钻井至井深910．21m开始试验连续循环钻井系统，目的在于检验该系统在气液混合条件下的密封能力、系统的可操控性，试验正循环与侧循环相互转换时压力波动大小等。该井试验井段910．21～927．15m，注气量60m3／min，注液量45 L／s，钻进时立压7．0MPa。侧循环和正循环切换过程中，系统运行平稳、可控性好，实现了气液混合时的有效密封，接单根前后最高压力波动0．3MPa，池液面变化0．4m3（常规充气钻井液池液面波动可达20m3）（图4），顺利实现了充气钻井接单根作业中井下连续循环，确保了环空液柱当量密度稳定，有效地解决了充气钻井接单根后压力波动大的问题，可避免由于环空液柱当量密度变化造成的井漏，较为准确判断井下溢流情况，提高充气钻井的安全性。

充气钻井从停泵接单根、开泵到重新建立正常循环的时间大约为15min（井深900m左右），且随着井深增加，时间会大幅延长；而采用连续循环技术实现了“无缝”连接，缩短了接单根“重建正常循环”的时间，有效提高充气钻井作业效率。

5 结论

1）连续循环气体钻井技术可以保持接单根、起钻过程钻井介质始终处于连续循环状态，保持井底压力恒定，消除因循环中断造成的井下复杂等问题，提高大出水地层气体钻井效率和安全性。

2）连续循环气体钻井系统的研制成功将拓展气体钻井在出水地层的应用范围，为提高深井、超深井及复杂地层的气体钻井时效、降低事故复杂、进一步加快油气勘探开发步伐提供技术支撑。

图4 月005－H1井连续循环H921．17m接单根录井曲线图

3）连续循环钻井技术在充气钻井过程中的试验成功，标志着该项技术从单一循环介质迈向了两相循环介质的新台阶。

4）该项技术不仅可用于气体钻井作业，还可以用于液相条件下的连续循环，适用于欠平衡井、窄密度窗口井及压力敏感井，为提高钻井效率、实现安全高效钻井提供技术手段。

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