控压钻井技术、设备与应用

王其军

摘 要：在大多数钻井作业中，大量经费用于解决钻井相关的问题，包括卡钻、井漏和过高的泥浆成本。为了降低这类问题所引起的非生产时间（NPT）百分比，其目的是控制环空压力损失，特别是在因孔隙压力和破裂压力梯度太靠近而被称为窄安全密度窗口，如果我们能够解决这个问题，钻探井花费将下降，从而使以前认为难以钻进的窄安全密度窗口井也可以实现钻井。控压钻井（MPD）是一种新技术，它通过控制环空压力损失使我们能够克服这些类型的钻井问题。由于石油行业对这项技术了解程度还不够深入，文章讲述了控压钻井技术原理，并着重描述在钻井中应用的巨大优势。

关键词：控压钻井（MPD）；恒定井底压力（CBHP）；压泥浆帽钻井（PMCD）；双梯度（DG）；返出流量控制（RFC）

1 简介

1.1 简介

世界能源需求在不断增加以满足发展中国家对能源的需要。日益增长的能源消耗，迫使科学家和工程师们去发现另一种能源获取的新方法，或寻找更好的方法以更高效率的获取我们已使用多年的能源。

世界上现有的大部分剩余油气资源将比过去更难开采。事实上，很多人认为容易开采部分的能源已经被开采。随着石油价格的飙升，生产井的安全钻井和成本控制效益尤为重要。

考虑到所有的这些问题，MPD现在应该被视为一种技术，它可以通过减少与传统海上钻井有关的过度钻井相关费用，以显著增长钻井效益。由于NPT（非生产时间）成本对海上钻井具有更大的经济影响，海底环境是这项技术潜力最大化行业环境。

此外，作为MPD的主要优势，减少钻井相关的非生产时间，使在技术上和经济上较常规方法更具钻探前景，这将不可避免的借助目前MPD在几个条件和环境中所呈现出的优点。许多钻井决策者的规避风险心理导致该行业在接受新技术方面已经落后其他行业。

至目前为止，正如那些在陆地上和海上已经首次应用MPD的公司所期望，这些应用大多有最具挑战性和以其他方式不可替代的优势，即替代传统邻钻井失败或严重超预算的应用前景。

1.2 基本概念的定义

1.2.1 地层孔隙压力

地层流体压力或孔隙压力，是被钻地层内的流体施加形成的压力。沉积岩在油田的寻找和开发中占主要作用，由于它们的形成方式使其包含了流体。大多数沉积岩是由岩石碎片沉积或有机物与地下水形成的。众所周知，地球表面超过三分之二的地方是海洋，因此绝大多数的沉积岩都是由陆地周围的浅海海洋沉积物形成的。在一般情况下，高于海平面的地球表面地区会受到侵蚀过程（陆地的碎裂和磨损）的影响。碎片被冲入到浅海盆地从而沉淀在海床上，材质粗糙的通常沉淀的比细泥沙和粘土更接近岸边。

这个沉积过程可能会随着地球表面的缓慢移动持续很长时间，部分地区在推高，以提供新的侵蚀面，与之相邻的海盆地则慢慢加深以允许大长度的沉积物聚积。因而沉积岩中含有水，且通常是海水，作为其形成的的一个重要组成部分。由于沉积物深度的增加，岩石被压缩，水被挤压出。相对较小的水分子通过岩石的孔隙流动，而较大的盐分子则被保留，岩石中所包含的水逐渐变得更咸。

这样的结果是，地层流体压力，或孔隙压力由水柱压力产生的，相当于由一个自由盐水柱从沉积层序中排出，该盐水比典型的海水更咸，浓度更大。几年前美国墨西哥湾沿岸地区的海相盆地沉积物正常地层压力梯度平均数测定为0.465磅/英尺。这是由约10万ppm的氯化水柱所产生的压力梯度。相比之下，海水的典型值是23，000ppm的氯化物。由于盐度或氯离子浓度根据沉积盆地而变化，地层孔隙压力应根据区域影响来确定，而不是使用特定盆地的具体估计的压力梯度。

0.465磅/英尺压力梯度，或表示为一个等效泥浆比重，8.94PPG被普遍认为是海相盆地中正常孔隙压力值的代表。有一些证据表明，全球范围内，这个数字是有点偏高的。总体而言，预期压力偏高是更安全的选择。然而，从正常压力趋势的变化中应该能清楚地识别或估算，以做出准确的钻井设计，其中压力评估是一个重要的问题，且存在次正常/异常压力分布。

低压地层的压力梯度比正常压力地层的压力梯度小。低压在地层中可以自然发生，由于地壳运动中的较深埋藏而经历了压力回归，或者说是因旧领域中地层流体生产而导致的地层枯竭的结果。

在异常压力地层中，压力梯度大于正常压力地层，孔隙中的流体被加压且施加的压力大于已含地层流体的压力梯度。防渗水-沉积物填充或邻近页岩（diogenesis）的压实过程中创造了许多异常压力地层。当一个巨大的页岩地层被完全密封时，地层流体的挤压导致孔隙空间的流体偶然获得一些表土层压。异常压力地层可能以其他方式形成，它可能在断层，盐丘，或不连续性地质中被发现。这个过渡区域到较高的压力梯度可以在几英尺到几千英尺中变化。此外，用于生产注入流体也可能导致现有的压力分布增加。

在钻井行业中，地层孔隙压力是钻井规划中主要的变量，而孔隙压力测量，估算和预测是指导精确水力设计的重要依据。利用地震、日志、生产和测试数据，以及钻井参数评估来估计和预测地层压力是最常见的方式。此外，技术开发带来了实时评价用法。

1.2.2 上覆层压力

上覆层压力是指上覆沉积物的总重量在地层中的任意点施加形成的压力。这是一个静态负载，是岩层厚度和密度的函数。然而，如果我们需要考虑近海和深水环境的话，这个定义就应该如控压钻井所需进行修改。

由岩石及岩石区域上所含流体的总重量形成的压力称为上覆岩层压力。等效密度中上覆岩层压力的常见范围在18和22PPG之间变化。这个范围所产生的上覆层压力梯度约为1磅/英尺。而1磅/英尺的上覆层压力梯度并不适用于浅海沉积物或块状盐。

因为上覆岩层应力分布的变化取决于预测压力的假设，上覆层压力的测定是一个重要的概念。由于上覆岩石的分布并非同假设的均质，所以无法预测覆盖层的实际值。

1.2.3 破裂压力

破裂压力是发生水力破裂时必须加以克服的应力。这个应力被称为最小横向应力。当压裂发生时，裂缝的方位通常是平行于最大应力（这是通常的过压），而这意味着裂缝将是垂直的。对于发生的水平裂缝，上覆岩层压力将必须被超过。这将发生在较大的水平构造应力区域。

1.2.4 坍塌压力

坍塌压力代表在倒塌前保持地层“完整”要求下的最低泥浆重量。地层坍塌压力不应该被忽略。在一些情况下，坍塌压力等于或大于孔隙压力。作业在坍塌压力曲线上的钻井侵占可能会看到大量的地层碎片弹进井筒，而不是由钻头产生的岩屑切碎。井筒的不稳定可能导致通过从地层坍塌处密封井筒时卡住钻头。

1.2.5 常规钻井

在常规钻井循环流路径中，钻井流体通过导向短节流向井口，随后通过管线到气液分离器和固体分离设备，是一个敞口容器的方法。在敞口容器中钻井为操作带来了麻烦，这个麻烦困扰着每一个钻井工程师。环空压力主要由泥浆密度和泥浆泵流量进行控制。在静态条件下井底压力（BHP）为静液柱压力函数。在动态条件下，当泥浆泵循环时，井底压力是泥浆柱静水压力和环形摩擦压力（AFP）函数。

在陆地和某些浅水环境中，适合的钻探窗口往往在孔隙压力和破裂压力梯度之间存在，该井可安全有效的完成。

在常规钻井中，当泵被关闭或由于钻机设备而引起任何故障时，泥浆被设计成静态地失去平衡或略高于平衡形式以防止任何溢流。

1.2.6 欠平衡钻井

钻井工程协会（DEA）定义欠平衡（UB）钻孔为刻意钻遇地层，其中地层压力或孔隙压力大于由环形流体或气体所施加的压力。在这方面，“平衡”压力钻井是欠平衡钻井的一个子类，因为环空压力在管柱运动过程中有望低于地层压力。最初，欠平衡钻井仅在静态泥和无管柱运动的不平衡条件下使用。换句话说，当钻井继续时该系统是超平衡或近平衡，因为在动态条件下，无论是环空摩擦损失还是管柱运动产生的压力都被增加到由钻井液液柱所施加的压力上。

1.3 窄钻井窗口原因

通常在深水前景下，在海床下相对较浅的地方，由于快速沉淀和缺乏压实导致孔隙水压力高得离谱。另一方面，由大水柱代替密集的沉积物引起的覆盖（岩）层减少使得破裂压力通常低下。这导致了孔隙压力和破裂压力之间的窄窗口。然而，相比较浅水前景而言，深水前景在项目领域大小、生产速度和净储备中普遍更具价值。由于窄钻井窗口的限制，常规的方法将离开其位置到新兴技术。

从海上应用来看，控压钻井过去和现在仍然是通过地层孔隙压力和地层破裂压力井底之间很微小的差值来控制。狭窄的差值在深水钻井中是最明显的，其中大部分表土是海水。在这种情况下，它的标准做法是在较浅深度设置众多的套管柱，以避免大量漏失。在控压钻井变化的帮助下，有可能通过控制井底压力来解决这类问题。

在更成熟的领域中由于生产和消耗，崩塌、孔隙压力、破裂压力和上覆岩层剖面经常会改变，曾经宽敞的钻井窗口变得更窄，这使得它在没有漏失或邀请涌入下对“行内钻”更具挑战性。另一方面，当遇到原始储层时，尤其是在过去，钻井窗口是相当宽广的。今天的环境下所面临的挑战包括重新进入部分耗尽储层或上覆岩层中水占很大一部分的深水应用中。

2 控压钻井基础知识

2.1 控压钻井的历史和背景

控压钻井不仅是一项新技术，在同行业中其新工具的优势显而易见，而且它将现有的技术和以前成熟的工具结合。为了阐明控压钻井的演变，需要理解技术背后的历史和背景。

在1500年达芬奇为自流井勾画出一台机器。“弹簧杆”电缆钻机于1806年开发。1859年，德雷克用蒸汽机驱动的电缆工具钻机钻出西半球第一个具有经济价值的油井。1901年东南部德克萨斯州的德尔托普的欠平衡钻井。

在1937的谢弗工具公司目录描述了旋转头。在20世纪60年代，旋转控制装置（RCDs）使可压缩的流体（气体、空气、薄雾和泡沫）钻井方法蓬勃发展。现在被称为排驱钻井（PD）或简易空气钻井，其价值主要体现在提高普及率，增加钻头寿命和降低预期钻井整体成本。

1967年和1972年之间，在路易斯安那州立大学举行的三种压力异常座谈会上控压钻井的众多预测想法首次正式提出。这些研讨会着重异常压力的起源和程度，以及如何从现有的数据中预测压力和破裂梯度。

当量循环密度（ECD）在1970年开发的井控实践中有效地使用。目前技术结合和定性了这些带历史性的新技术，用以处理一些最常见的钻井问题，如井涌和井漏。

在20世纪70年代，一个主要的石油公司在路易斯安那州近海中从“kicktokick”钻井到提高钻井速度，避免钻井液失返。这是墨西哥湾的一个显著的控压钻井案例。

从最初的不接受，水平钻井方法到70年代和80年代才最终被接受。这引发了一个令人兴奋和有效的钻井技术前景，但是，水平钻入高孔隙压力碳氢化合物的斜裂缝偶尔会带来令人不愉快的意外。用来防止主井控屏障井喷的液柱向下进入断裂面，然后流到表面，而导致高孔隙压力碳氢化合进入井筒的结果，相当数量的井控事故发生。

泥浆压盖钻井（MCD）多年来一直被认为是常见的“干钻”或“无返回钻”。更正式的泥浆压盖钻井版本在20世纪80年代的委内瑞拉，90年代的新斯科舍省的海伯尼亚领域，随后在哈萨克斯和前苏联均有提出。

随着时间的推移，旋转控制设备的其他用途演变为采用空气钻井和欠平衡作业外的其他方法。业内了解到传统泥浆体系钻井时使用旋转控制设备能更精确地操纵环空压力分布。它也使接近储层孔隙压力的EMW钻井更安全。虽然在钻井过程中大量涌入的碳氢化合物是不请自来的，这依然需要更好的准备以安全高效地处理操作中所可能的偶然事件。

直到2003年，通过海上钻井使用该技术的特点才开始被更充分的重视。这部分归咎于更大深水中钻井并通过耗尽区或储层的需求。而且，很多人会认为，在浅和深的水域中大部分容易开采的储层已被采钻。

自2005年以来，多个运营公司超过100口井已采用MPD技术钻井。MPD通过消除非生产时间相关的损失和其他相关的井控事件以支付的直接成本并节省了工程周期。通过控制一个封闭的井眼系统的井眼压力使得此前“不能钻的”井顺利钻至目标深度。装配MPD设备的钻井系统成功的被应用于裂缝碳酸盐钻井。不是所有的井都会遇到漏失，这些井上的设备已装配MPD但并未使用该设备。在那些确实遇到漏失/井涌的井，MPD技术可以使这些井毫无延迟的钻至目标深度。

2.2 控压钻井的定义

控压钻井（MPD）是井控的一种高级方式，它采用了封闭和加压钻井液系统，泥浆比重和泵速单独调整使环形井筒压力控制更精确。

国际钻井承包商协会欠平衡作业委员会如下定义控压钻井：MPD是一种自适应钻井程序，可以精确地控制整个井眼的环空压力，其目的在于确定井底压力上下限，从而确定相应的环空液柱压力。

据钻井工程师协会预测，控压钻井将继续展示其光明的未来。尽管MPD允许一个微量的瞬间溢流，但是目前在钻井压力控制技术中没有任何井涌事件的发生。这并不是说目前没有出现过问题，钻柱被卡和井漏问题有时仍然存在，但没有常规钻井那么多。控压钻井最令人印象深刻的方面是它比目前的常规钻井技术相对来说安全或更安全。MPD是井控的复杂形态，它值得正面和负面的风险评估和质量鉴定。

2.3 控压钻井的分类

国际钻井承包商协会控压钻井小组委员会将控压钻井分为两类“被动型”（采用常规钻井方法钻井，但将设备装配成能够快速应对突如其来的压力变化）和“主动型”（设备装配成能够主动改变环空压力）。被动型MPD已经在复杂井上应用多年，但主动型的应用到目前为止依然很少，直到近年来钻井作业的替换方案的需求增加才得到较多的应用。

2.3.1 被动型MPD

Malloy阐述到被动型MPD采用MPD方法和设备作为减少钻井问题出现时的应急方案。通常情况下，工程师照惯例设计井，而MPD设备和程序在突发事件中启动。

MPD作为应急准备。汉尼根强调，传统井身是已设计好的，但该钻机至少装配有RCD，抗流器和钻柱浮阀（S），意味着更安全更有效地处理如难以预测的井下压力环境限制（例如，当井眼中的泥浆密度并不适应当前的钻井密度窗口）。举个例子，美国四分之一的陆地钻井项目采用的是MPD，而大部分的MPD采用的是被动类型。作为为意外事件准备的一种方式，钻井规划从一开始就配备或装配齐全以更高效更安全地处理井下意外事件。这也部分解释了为什么一些承销商要求确保井身能在一个封闭和泥浆加压回收系统中钻井。

2.3.2 主动型MPD

该钻探从一开始就是为套管，液柱和裸眼钻井计划或候补计划设计的，充分利用其能力以更精确地控制井筒压力分布。据汉尼根所述，这种MPD技术走线类别将史无前例的对陆上和海上钻井规划提供了最大好处。至今大多数海上应用已采用这一类。重要的是有事实证明从被动型转变为主动型陆地MPD项目百分比不断增长。这种转变就要求井预先设计的更详细，但对钻探规划的好处远远超过附加的MPD工程和项目管理的成本。

2.4 欠平衡钻井与控压钻井对比

采用常规过平衡钻井（OBD）方法钻井的局限，导致企业开拓可替代的钻井技术，如欠平衡钻井和MPD。过去推动采用欠平衡钻井和MPD的问题包括：通过最大限度地减少流体损失，消除差粘，提高渗透速度，延长钻头寿命等提高钻井安全性，消除或减少地层伤害及小的地层压力/破裂梯度窗口的需求，以减少钻井成本。

选择MPD多于UBD的两个主要原因是：（1）在UBD期间井筒的不稳定；（2）减少设备需求以减少成本。然而，因为MPD可能需要一个几乎等同于欠平衡钻井的设置，仅基于这些标准而忽略了可行性的决定，显著储层效益也可以通过欠平衡钻井实现，设备要求则取决于可钻的储层。

与完全欠平衡钻井作业相比MPD往往更容易实施。通常在非储层段，MPD设计要求可以决定一个将满足钻井安全方面考虑的简单的成套设备，因此，相比使用欠平衡钻井时日消耗费用将降低。如已经描述的，这两个操作的设备要求的设计参数有很大的不同。在大多数情况下，UBD和MPD方法中相同的设备设置是必要的。这两种方法的显著区别是较小尺寸的分离设备可用于MPD设置，而在钻井过程中大的流体流入无法预计。

此外，由于井口压力变化可用于控制MPD操作这一事实，需要一定程度的井口自动快速不间断的适应井下条件的变化。此外这类自动化可能需要提高欠平衡钻井作业。

事实上，在一些MPD井中减少储层伤害与常规OBD相比是最近才被行业所认同。在另一方面，与传统的油井项相比，欠平衡钻井具有最大化井生产力的较长应用时间，从而确保持续的提高生产效率。从历史上看，许多MPD油井被归类为欠平衡钻井的井，这些井只是钻探的某些部分使用了欠平衡而已。当然，过平衡情况经常被用于完成一个已欠平衡采钻的井。这样做的结果导致减少甚至消除任何从UBD取得的生产收益。因此，在多数情况下就显得UBD对降低地层损害和提高生产率上很少或没有任何意义。

2.5 控压钻井的需要

MPD技术最重要的是在海上平台市场中得到广泛的使用。科克尔说，这种技术可以使许多海上资源变得容易开采。一些业内专业人士引述的数字显示高达70%的当前海上油气资源采用常规钻井方法从经济上说是不可取的。通过现有应用表明越来越多的海上资源变得可以开采。这才是MPD重要性所在，如果没有这种技术，世界许多地方的资源将被忽略。

高循环压力、钻头扭矩传递困难、裸眼高阻力、钻柱粘连等存在于各种技术和操作限制，这是钻小口径井难度大的原因。此外，在小尺寸井眼中操作如测井、钻井、固井套管和运行完井设备的难度较大。

2.6 钻井危害

据Malloy和McDonald所述，通过减少非生产时间（NPT）以减轻钻井危害及提高钻井作业效率是控压钻井的主要目标。与大部分非生产时间相关的操作钻井问题包括：漏失、卡钻、井壁失稳和井控事故。

Hoyer强调减灾的重要性，指出成功的灾害管理和减灾始于清楚地了解已知钻井危害和那些出现过事故总结。仔细分析井段数据为设计提供了根据，基于稳定性而不是以习惯来确定最佳操作和技术。这种方法需要了解井的结构。做出正确的判断，同时钻探是确认、整合，并正确解释所有钻井动态的问题，包括但不限于钻头上的重量，每分钟转数，振动，井下压力，温度，振动筛屑等。

Hoyer强调另一个与MPD相伴减轻危害的技术，他指出套管钻井或衬管技术也提供了处理不稳定和井漏的有效手段，传统的钻井系统则无法提供。这已经在苛刻应用环境下得以证明。

2.6.1 井控事故

Malloy和McDonald强调指出常规钻井在处理井涌时的缺点：环压在开放容器中并不能充分被检测，除非该井直接关闭。常规钻井过程中的井控事故是基于增加的流量，其中宝贵的时间往往浪费在拉动内衬套以检查流量上面。在这段时间的流入量增大。涌入体积越大，控制井涌就变得越困难。相应地，常规钻井作业期间应停止钻井和关闭井。当涌入井筒、钻井液被更充分加重以补偿增加的井底压力，该井停钻。

2.6.2 漏失

注入地层的钻井泥浆持续损失不仅破坏地层，也可能导致井控问题出现。当（静态）环空泥浆柱高度降低时整个井筒的静水压力减少，因此井筒中的钻井泥浆损失将被再次补充。泥浆静液柱的下降高度在静水泥浆柱和暴露岩层所含流体之间建立了压力不平衡体系。一旦井底压力超过由静态泥浆柱产生的静水压力就会出现一些幅度的涌入。在没有干预的条件下，随着流入体积的增长从而导致井涌，并且如果没有被监控的话它可能导致井喷。

史密斯建议通过实行下套管来隔离潜在危险部分，这是钻井窗口延伸的唯一方式，以防止这类可能会发生在小范围的钻井危害，通过这一方式说明常规钻井中套管的重要性。这是常规钻井的常用方法之一。

2.6.3 卡钻

如DEA的欠平衡钻井和完井手册所说，常规钻井中最常见的卡钻是压差卡钻。当钻井液漏入地层，在井眼上留下明显的固定防渗层，压差卡钻发生。如果钻杆或油管与井眼接触，过滤液可以从管后面发生泄漏，并建立一个低压区。当压差超过所涉及区域的范围时，可能出现管道的压力粘结或压差卡钻。如果井是欠平衡的这种情况就不可能发生。卡钻可以通过改变井况至欠平衡来释放。

2.6.4 井壁失稳

一旦对地层的泥浆柱压力降低就要考虑重要问题。为了近距离控制井涌或井喷、膨胀页岩（地理高压页岩）破损或断裂岩层，由构造应力或弱岩层和盐引起的一般井壁失稳，大部分的钻井规程利用了泥浆柱压力。井筒压差应非常精确的控制，以减轻井眼不稳定问题。MPD方法和工具被用于控制井筒的压力分布，以减少不必要的压力差的可能性。

3 控压钻井技术

3.1 恒定井底压力（CBHP）

许多钻井和井眼稳定性相关的问题源于所固有的常规钻井实践中井底压力的明显波动。据汉尼根所诉，这些井底压力波动是传统陆地钻探规划成本过高的根源。这样的压力“尖峰”是由停止和启动接钻杆操作中钻柱连接循环而造成的。具体地说，它们起因是循环密度（ECD）或环形摩擦压力（AFP）的变化，这是在泵被打开和关闭时产生。当循环或不循环时，附加到井底压力的环形摩擦压力存在。

MPD取代静态泥浆比重与动摩擦压力，目标是保持最高压力地层的孔隙压力和最弱的破裂压力之间的井筒压力。这通常是通过一个泥浆比重钻井，其静水压梯度小于平衡高孔隙压力所需，差异由循环时使用动态摩擦而组成。这听起来很简单，但其操作却极其复杂。

第一个必须解决的问题是如何从静态平衡到动态（循环）平衡而不能出现返出或井涌。这可以通过逐渐降低泵的转速完成，同时关小井口节流以增加井口环压，直到钻机泵完全停止。

3.1.1 摩擦控制

摩擦控制技术用于高温高压或大位移井中，其中环形压力被保持以保持井底压力尽可能恒定。汉尼根解释，在HPHT井中，这是通过使用一个同心套管柱保持某种环形循环来完成的。在ERD井中，环形压力损失常常需要降低以达到所需要的长度并抵达井。这个现在可以通过使用环形泵来实现。该泵放置在井的套管部分，泵环形流体返回到表面从而减小环形摩擦压力。这些摩擦管理技术被认为是CBHP变化的一部分。

3.1.2 连续循环系统

考虑到CBHP变化如井的变化，汉尼根表示，连续循环系统技术，通过在钻井作业不中断循环保持ECD不变。该方法用于环空摩擦压力必须是恒定的和防止岩屑沉降在井筒中的大位移水平段的油井。该循环在连接或其他中断钻井进度中通过使用一个特殊的循环BOP系统或通过被添加到钻柱的连续循环替代保持。

3.2 泥浆帽钻井（MCD）

3.2.1 压泥浆帽钻井（PMCD）

马洛伊说，该方法还可以解决井漏问题，但需要通过使用2种钻井液。一种重的粘性泥浆以一定高度差输送到环空中。当钻井时用了更轻、更低危害、更便宜的钻井液。

钻机将低密度的钻井液通过钻杆输送。而密度重的粘稠的泥浆作为漏失层上的泥浆压井仍然保持在环形中。如果需要保持环空压力控制，钻孔机可以调整回压。由于增加了液柱压力，较轻的钻井液提高了ROP。

考虑到使用PMCD的限制，汉尼根认为总损耗是必须的。损耗必须大到足以把所有的钻井液注入到钻柱，而所有岩屑在使用这种技术的钻井过程中产生。如果循环建立或者部分循环建立，泥浆将可以返出井口。如果可以循环而且使用PMCD方法无法钻井时，CBHP方法将被使用。

对于PMCD操作来说，流量阀芯必须安装在RCD下，以允许流体被泵入到环形空间。RCD左手侧的管汇是泄放管汇，用来确保泥浆罐中的泥浆能够顺利的补充到井筒中。

3.2.1.1 浮动泥浆帽钻井（FMCD）

浮动泥浆帽钻井（FMCD）被认为是PMCD技术的一个子类。如果循环流体不能产生环压时采用FMCD操作，在这种情况下泥浆帽被称为浮动泥浆帽。在一个FMCD操作中，流体（通常是水）被泵入到钻杆，如PMCD操作一样。

Malloy和McDonald指出通过采取浮动泥浆帽作为起始点，使用井口波动估计3个井下条件，在整个井眼的压力是稳定的。一旦钻井再次开始，井深增加时，假设储层压力会随深度的增加而增加，高密度泥浆环形压井失去其本身控制井底压力的能力。随着时间和距离的推进，环形压差在200-300磅之间，远低于RCD工具的压力等级，这不是不值一提的。当环压变高时，泥浆压井流体密度往往会增加以保持环压在恰当范围内。

另一方面汉尼根强调，考虑到在环空中监测泥浆液位的难度，该储层的压力可以低于静水泥浆液柱压力，这样的话该环空带不能保持充分的流体。环空液面会下降到井中的一个平衡点。井中流体的顶部可能太深以至于无法监测，这将使得很难监控任何涌入或气体变化。该FMCD方法实际上是盲钻，而且只限于环空压力控制。

通过允许沿钻柱压力监测，从而提供增强井控安全，一些新的技术，例如有线钻杆可帮助FMCD技术。当钻井流体静液加压于储层时，采用轻密度添加剂的流体技术也被考虑用于实现泥浆压井操作。

浮动泥浆帽钻井不同于PMCD，正如它的名字“浮动”解释了动态平衡条件。因为有两种相反的损坏均衡系统方式，平衡可以保持提高或降低泥浆帽压力。第一可通过增加泥浆帽的密度或施加回压来维持。第二可通过降低泥浆帽的密度或者使用井下压力升压工具（在井口设备局限情况下）增加ECD来管理。

3.2.1.2 控制泥浆帽钻井（CMCD）

该控制泥浆帽钻井（CMCD）方法被正式称为加压泥浆帽钻井（PMCD）。虽然它们之间存在着一些重要的差异，设备大部分为海上钻井而设计且适用于CMCD中无损失。

立管的顶部将充满空气和天然气，由于低压力的原因立管的这一部分将进入气体分离器。在立管中的较低液面上使用重泥浆实际上将减少在泥浆柱中的压力。水合物地层依赖于温度和压力，并且由于这个压力降低，形成水合物的可能性被降低。

与传统的立管钻井相比该系统的井控可靠性有较大的提高。在立管一个较低的界面使用较重的钻井液使井涌能够从井中散发且不会遇到增加的摩擦压力。这里没有扼流器或压井管线，而钻杆和立管之间的环形空间将作为流体的返回路径。

3.3 双梯度钻井（DGD）

深水海洋钻井（ECD）、双梯度钻井（DG）是控制上行-孔环状承压的多种不同方法的总称。DG已成功地用在主要海上钻井中应用，这里水占上覆岩层的绝大部分。由于这液体表层是典型的低密度上覆岩地层，而因为孔隙压力和破裂压力之间的界限很窄，导致钻井窗口很小。由于脆弱的地层强度，深水常规钻井应用通常需要多套管柱，以避免在浅层采用单密度钻井液时严重的井漏。为了减少深水上覆岩层的影响，钻井系统应该通过降低海洋立管上部分的泥浆密度或用海水填补海洋立管或将海底的系统分成两个部分以求平衡。

双梯度变化的目的是以轻密度流体模拟盐水表层。通过注入不太密度的介质，如将惰性气体、塑料颗粒或玻璃珠注入到隔水管内的钻井液，钻机就可以完成井底压力调整。另一种方法是当从海床转移和泵送泥浆、岩屑到井口时用盐水填充海洋立管。在这种情况下，钻井立管可以用海水填充以防止塌陷。这样做的目的不是要减少EMW或实施BHP到少于地层孔隙压力的点，相反，其目的通常是以避免严重失去平衡和不超过破裂梯度。

这两种方法改变了泥浆附近的流体密度。两种不同的流体在井筒中产生了整体静水压力，这避免了超出破裂压力梯度且破碎地层，从而在花费非生产时间解决井漏问题和相关费，节省了钻井作业。这种形式的MPD可以在带有或不带有海底RCD的情况下使用。

3.3.1 注入密度较小介质的方法

双密度钻井作为离岸深水中常用的技术，在业内常用方法之一是充气泥浆。为了保护浅层疏松砂岩，从海底到水面的环空流体被充入以减少静压，在较浅处允许更高的泥浆比重控制更深的压力而不产生漏失。陆地钻机很少遇到这类问题，但偶尔也会有一个案例，一个脆弱的地层可能通过上面充入泥浆而下面使用加权泥来保护。

在DG中用于降低流体静力的另一种方法是注氮。预定量的氮在某个预定的深度被注入到套管或隔水管中。泥浆梯度是由气体，泥浆，从注入点到井口的钻屑来确定的。低于注入点就只能靠泥浆和钻屑来确定梯度，因此，术语叫双梯度。这种技术作为有效调节井底压力是很有用的，它无需改变基础流体密度且更少的中断钻井作业，通常用于避免漏区井漏。氮可以由同心套管，同心立管，以及寄生管线注入，或通过平台现有的升压泵和线在第四或第五代深水钻井平台注入。为了让这个系统工作，压力必须谨慎设计，并注意循环压力。在某些情况下，旋转控制头被用于传递系统上附加的压力，以防止流动。这用在结合注入空气（或氮气）时，允许一个非常精确的控制上覆地层。

正如人们所初步断定，关于使用氮气注入创建两个梯度的这种方法最值得注意的特点是地层欠平衡。套管井欠平衡到一个低于套管的深度，裸眼井筒实际上失去平衡，从而防止流体从地层流入到井筒。创建双密度系统的这种方法的一个主要关切点是不确定性。在这种情况下，系统是动态的，而井控和检测井涌肯定更复杂，但是，并不一定表示不安全。

创建一个双梯度系统的另一种方法是类似氮气注入。注入空心球体通过立管创建一个双梯度系统进入泥浆循环。该系统类似于氮注入法，但是在钻台上从泥浆中分离气体是简化的，因为在钻井液中溶解气体并不是一个问题。玻璃球体从泥浆中分离并重新注入到立管底部。

3.3.2 海底泥浆举升钻井（SMD）

创建一个双梯度系统的另一方法是通过钻井的上部简单地将钻井泥浆返回到海底开始的。在此设定海底井筒内的压力与海床的压力是相同的。换句话说从海洋表面到海底的压力梯度就是海水压力梯度。至此，当钻井时井筒内一个比常用泥浆更重的泥浆用来保持适当的压力。

3.4 回压控制（RFC）/HSE方法

我们使用设备可以有效地反应任何井下意外发生的原因，尽管技术上不控制任何环压，RFC可以被视为该MPD定义的重要组成部分。站在Hannegans的角度来看，我们努力将环空返出泥浆远离平台，以防止任何气体溢出到平台上，特别是H2S。作为一种安全措施，如果当钻井或起下钻时产生大量涌入天然气渗入到平台，到激振器的管线将被关闭，流体立即切换到钻机节流管汇，此时涌入的气体被安全地控制，且从井筒中排放出去。使用旋转控制装置（RCD）避免了关闭防喷器时最小量的碳氢化合物到达平台，并且它允许管柱转动的同时循环泥浆或处理气侵泥浆。

RFC操作，只需安装两个液压阀，一个到激振器的传统管线，一个到钻机节流管汇的管线。这允许钻机节流管汇处理任何井涌，且在正常操作中常规管线用于流体循环。液压操纵阀允许返回的流量被分流到钻机节流管汇或振动筛。

使用封闭环形回流系统钻井的目的仅因为HSE原因。例如，开放系统的传统生产平台钻井作业可能允许易燃易爆气体从钻屑中分离。

3.5 变化意图

为了理解MPD的用法，重要的是理解MPD变化的目的。汉尼根指出，经常有一些关于什么构成了MPD的最初的困惑。其原因是技术中的大量主要的变量和数个次要的变量。这些变量必须在解决每个非生产性钻井时间类环境中体现。如果挑战是窄的或者是一个相对陌生的钻井窗口，使用恒定井底压力（CBHP）MPD。这种变化包括两个子类别：用于高温高压或大位移井的摩擦设计，以及连续循环油井方法，其中环空摩擦压力必须恒定，防止岩屑沉降在大位移水平井段。（CBHP）MPD是适用于盐油区和其他地层与破裂压力相对未知的钻井的唯一方法。

加压泥浆帽钻井（PMCD）是亚太地区最常用的MPD方法。使用这种技术时，损耗必须足够大，以便把所有的流体和钻井过程中产生的所有切屑泵入到钻柱中。如果局部循环是可行的，则应该使用CBHP方法来代替。最终，这种变化有望在深水中使用，严重枯竭的老油层必须钻达到更深的原始压力产油层。

双梯度（DG）的概念是最适用于深水钻井，因为除了最强大的产油层以外都会从海洋立管中的高列重泥浆和岩屑严重失去平衡。对于液压来说，真正的双梯度（含水下防喷器和隔水管系统）让井筒以为钻机是通过水下人工举升手段靠近，通常通过水下泵或在环返回路径中注射较轻的液体或气体。无冒口回收是另一个有着巨大前途的双梯度技术应用程序。在之前利用海底RCD是可需的，而在某些后面的DG方法中是可取的。

HSE或返回流量控制（RFC）技术是MPD的一个关键部分，熟练转移环返回远离钻台，其中环空压力控制并不是目标。如果保险承保人仅因为HSE的原因需要在现场的RCD，那么要考虑的技术是HSE的变化。该RFC系统最大限度地减少了不必要的防喷器操作，在浅水地质灾害面前提供保证，当循环出气密性涌入或处理气侵泥时允许管运动。

3.6 MPD下提到的前景概念

3.6.1 MPD连续循环同心套管

MDP连续循环套管是MPD技术和DHM技术结合的一个重要例子。证明其有更准确的方法控制压力并减轻钻井灾害的能力后，其应用将会变得更普及。

汉尼根表示，以稳定的环形摩擦压盖钻井泥浆损失为目标，通过连续的环状流体循环，利用返回的液体压力摩擦控制，这个过程涉及更精确和几乎是瞬间的井底压力控制。通过套管或钻杆泵入额外的流体，井底AFP被控制到一个更加稳定的状态。通过增加环形流体下降速率，井筒中的井下环境看到一个更恒定AFP。

作者建议考虑系统的其他优势以协同MPD。坚固的套管可以单根的连到一个足够深的深度，以从热，压力，或化学方法开采。因套管重量减轻，DWC则可以使用更便宜的浮动钻机钻井。

3.6.2 无隔水管MPD

简而言之无隔水管MPD是海底井控无隔水管作业。当通过海水无隔水管钻井或其它流体排出到海床，海底旋转装置被用于建立一个海底位置。通过分析该技术的目的，汉尼根强调不管是压力控制还是浮动钻井平台的经济性都是由分批钻井达到深水点，因为没有隔水管和海底防喷器的支撑，更小，更便宜的钻机可用于在深水中完成钻井，这比最初所设想的钻机达到的位置更深。一个遥控潜水器（ROV）或水下自动节流器在海底RCD的管线排出口调节回压。关闭海底节流器增加井底压力，无形中仿佛海底位置都被装满了泥浆和钻屑的海洋立管所钻入。因此，大于钻井液的一定程度的过平衡在存在浅水流动或浅层气危险时会有益于海底油井控制。

3.6.3 双梯度无隔水管钻井

汉尼根解释结合无隔水管系统和MPD的变体之一，也被称为无隔水管泥浆回路。为了分析和适当处理，海底泵返回泥浆和钻屑到钻井平台。有效的井底压力控制可通过海底环空回压和钻机及海底泵（S）的速度进行调整。在无隔水管系统中环形摩擦压力损失小于在海洋立管系统中的损失。该系统的目的是使用海底泵精确控制井底压力。使用海底泵降低了当量循环密度（ECD）或环形摩擦损失（AFL）。

3.6.4 MPD深水地表防喷器的应用

从系泊半潜式或带地表防喷器的动态定位钻井船钻井的最初目的是当使用水下防喷器时使油井在水深中钻的深度比钻机本身可钻深度更大。然而，地表防喷器钻井使许多相同的MPD技术在其他方面仅可在深水中的固定钻机中利用。高压和通常较小直径套管用作海上立管。

对于深水前景，地表防喷器的应用是适应MPD技术的方法之一。地表防喷器组允许MPD在较强的回压中使用，但是，海上作业尤其是在深水井也有局限性，因为一些挑战是不可控的，如浮船波浪荷载。特别是在波涛汹涌的海域中，波浪力可以通过使用系泊半潜式或动力定位钻井船在一定程度上被降低。波浪起伏力是局限之一，高压力和小直径套管的使用作为一个海洋立管是不可能的。因此，MPD的使用，尤其是在波涛汹涌的大海中是不受限制的技术。在深水背景下由于恶劣的天气条件MPD有两个重要的技术空白。第一个是，当调整回压时如果需要紧急断开，没有别的办法补偿地表回压这将在个案研究的章节中讨论。第二个是，当调整地表回压时通过钻机升降运动引起井底压力波动。

钻机向上运动的幅度可以通过自动系统进行补偿，其能够调节管道的移动速度。然而，当管柱坐卡瓦时，钻柱变成平台的一部分，这样波浪载荷的影响被引导到管柱上。对于DP钻井船来说，这也是一个问题，因为位置仅可以保持在到海床的平行层。这也是开发更稳定的平台或使用停泊平台的原因之一。

管运动引起的压力被定义为浪涌和抽吸压力，这是时间函数。而升沉幅度和波动周期是决定管运动向上和向下方向速度的变量。虽然使用MPD的意图之一是准确地控制压力，尤其是在狭窄空间中。事实上，在浮式钻机上通过油管钻井（TTD）和连续油管钻井（CTD）应用是减少波浪起伏影响的有效方法。

3.6.5 井下排水MPD

MPD的一个新结构是通过在钻柱和套管中使用一个钻井液驱动泵为循环流体增加能量。减少或消除井底压力的摩擦压力影响。

上层压力边界是之前钻出部分的破裂压力梯度，下层压力边界是要钻或已经被钻的地层孔隙压力，在这些部位中该泵可用于消除窄钻井窗口。理想情况下，压力在泵的减少量等于环形摩擦损失，从而井底压力得以保持恒定。

3.6.6 液体压力流量建模和计算机控制

汉尼根强调，考虑到计算机控制技术的成熟使用，制造工业（如化工、炼油、纸浆和造纸）几十年来受益于闭环控制系统的使用。今天，很少发现有不带计算机控制的工业。计算机控制使用的结果是大大提高了安全性，更稳定的产品质量，减少浪费，降低能源消耗。

汉尼根也提到了测量校正的概念，MPD的闭环特性使得其技术得以发展。该技术使带工艺流程要求的循环流体系统控制得以实现。检测到极少量的液体流入和泥浆漏失，揭示并非预测的实际钻井窗口，安全地、高效地和较少的NPT响应。

在油田中已经证明自动控制压力分布优势的两个最成熟的技术就是在石油行业中属于两家大公司的动态环空压力控制（DAPC）和微流量控制。虽然系统一般以相同的方式运作，但是根据它们自身的能力和钻机配置仍然会有一些差异。

3.6.6.1 动态环空压力控制（DAPC）

如Chustz等人的研究中所描述的系统，DAPC系统是在实时运行中使用水力模型的一个完全自动化的回压控制系统。将钻具组合、几何形状、泥浆性质、导向数据和温度输入到DAPC系统。模型实时计算井底压力变化，而深度，钻柱转速（rpm）和泵流量（GPM）得到实时更新。如果随钻测量工具获取井底压力随钻数据，则可以用于校准液压计算模型。

该系统的工作基础需要依赖于旋转控制设备密封的动态环空压力控制系统，并允许井眼环空加压。钻井返出由旋转控制设备转移，并按指定管线输送到一个节流管汇。该MPD节流管汇在接钻杆和起下钻时施加环空回压以取代ECD的摩擦压力分量。回压泵注入环空流体并更精确地控制外加压力。由节流器施加以维持所需的井底压力，即程序化的稳定所需的回压设定。

Chustz等人表示DAPC系统的三个主要设备包括：节流管汇，回压泵，和一体化压力控制（IPM）。在IPM的控制之下，节流管汇使连续回压调整以保持井底压力在程序设置点。当泥浆泵关闭时采用连续回注流体到节流管汇，从而完成精确的井底压力控制。该DAPC节流管汇包含两个主要的液压节流阀和一个次要的液压节流阀。在正常操作下只有一个主要节流阀是有效的，其它则作为备用。备用节流阀被设置为静态的最大开度，以保护井壁防止过压事故。所有这三个节流阀都是由安装在汇管上的液压动力装置（HPU）驱动的液压站驱动。管汇的另一个冗余功能则是在故障或失效的情况下允许HPU从多个源头处获得动力。主动力是由一个电动马达提供，次动力则是由钻机空气供给。万一都失败时，那么通过手动切换电源到蓄电池使用，同时仍保持已设置好的井底压力进行自动控制。该DAPC系统的第二个元件是回压泵。类似节流管汇，操作是在IPM的完全控制下。每当钻井泵的流速低于定义的阈值时该泵提供一个专用，按需控制要求的回压。通过简单地改变IPM中的设定值，在接钻杆时井底压力也可以增加或下降。Chustz等进一步解释了有关软件控制系统，也就是DAPC系统的第三个组成部分，一体化压力控制，它集计量，监测，分析和控制与一体。IPM组成包括控制计算机，可编程逻辑控制系统，实时液压模型，和数据通信网络。总之，这些提供自动化的软件控制和必要的数据采集以通过DAPC节流管汇保持恒定井底压力。人机界面（HMI）为控制系统技术员提供以配置和调整IPM和整个DAPC系统的运行输入输出界面。井底压力的精确控制需要源源不断的准确数据，IPM依赖于这种数据流，以维持整个钻井间隔的井底压力的精确控制。从PWD工具定期更新的钻井参数和实时数据通过数据通信网络发送到IPM。特别重要的是该钻机泵冲程计数器是DAPC系统操作的关键参数。一体化压力控制使用泵冲计数器测量该泵工作状态，是泥浆流动和井筒中有环形摩擦的主要指标。两个独立的钻井泵冲程计数器可减少数据中断或机械故障，并保证数据的不间断提供。IPM的编程提醒系统技术员如果行程计数器之一失效后，允许手动切换到备用传感器。作为应急，在切断所有钻机数据传输的情况下，控制系统技术人员可以手动输入冲程率。液压模型连续运行为IPM提供必要的计算数据以保持设定点。使用该模型和手动输入的冲程率，IPM将仍然产生所需的DAPC系统配置，并持续控制井底压力。在一个封闭的循环中，封闭期间钻机监测溢流是不可能的。此外，液压模型需要实际流出量，以准确地计算出井底压力。而泵速率通常用在液压模型计算，基于实际流出值也可以校准模型。科里奥利流量计安装在节流管汇下游以监测井口流出流量。报警系统用来提醒司钻出现井涌或漏失。

3.6.6.2 微流量控制（MFC）

在过去几年中控压钻井（MPD）已经在行业中取得显著的进步。早期用户在解决关键问题，减少停机时间，降低具有挑战性井的钻探风险和达到目标深度方面取得成功，而使用传统钻井时并不能解决这些问题。

自从2006年8月第一个采用微流量控制MPD的钻井后，不管是在标准（当泥浆重量为静水压力过平衡时）还是特殊（当泥浆比重为静水压力欠平衡时）模式中，该方法已在许多井中应用。这些在海上和陆上进行勘探和开发的井使用密度高达18PPG的水基钻井液。从一个模式改变到另一个模式的灵活性和简单性允许操作者根据井况，井问题，钻机能力，机组人员能力和其他条件选择适当配置。

几年前，业界认为MPD将只有在泥浆比重低于孔隙压力的窄余量油井中有用。在许多窄余量井中，只要泥浆泵一被打开就会开始漏失泥浆。避免漏失的一个方法是有这样一个流体静压欠平衡泥浆比重，当流体在循环中时产生摩擦，井筒内的最终压力将会小于压裂梯度。当泵关闭时有必要降低泥浆重量以补偿流体静压，从而避免大量涌入，这种MPD应用被称为恒定井底压力变化。MFC的特殊模式提供了这种钻井选择。

连续循环装置开发且已在使用，以避免因停止/开始泥浆泵时产生的压力振荡。这些设备也可以被用于CBHP，因为在接钻杆时没有必要停止循环。然而，关键是要有一个应急规划，以防出泥浆泵或设备本身出现问题。

与常规钻井相关的问题包括涉及井涌风险，流量的不准确，泥浆体积测量和压力测量。从其它使用MFC标准模式的井的经验中可以看出，在一个段上的所有时间中，最佳的解决办法往往是开始于标准模式而不是使用专用模式。随着泥浆质量尽可能接近估计的孔隙压力，如果可能的话甚至略低于它，以MFC标准模式开始的钻探将允许确认泥浆重量是否静水欠平衡。

自动化系统软件在ICU运行，而界面在HMI运行。系统软件的优点是从井里跟踪所有可用的数据，分析和研究参数，定义许多问题是否发生，显示警告给司钻，在某些情况下自动采取必要的行为以改变当前面临的问题，并提供数据采集。

自动化系统软件由两个独立进程组成：钻井作业检测和控制过程，它允许对井涌和漏失检测和自动控制，计算机控制自动节流；必要时MPD控制立管压力或井口回压。

为了提供更好、更顺畅、更可靠的控制，自动系统软件有几个运行“模式”。主操作模式和井涌模式是该软件运行时检测和控制过程的主要模式。主操作模式包括钻/不钻，自动控制开启/关闭和检测模式。涌入有五种模式：涌入检测模式、达到循环压力模式、循环涌出模式、压井泥浆下降模式和压井泥浆上升模式。

3.6.7 二次环空循环（SAC）

Rasmussen和Sangesland指出，二次环空循环方法和连续循环系统是一致的。所不同的是注入点的位置，这将影响环空压降。典型注入点可以在立管部分和通过套管环空进入海底。

该系统被设计为在接钻杆时顺着二次环空循环，这使得BHP能够保持恒定。该系统的优势之一在于，循环允许更快的速度，同时与钻柱断开。二次环循环应用与连续循环阀或连续循环装置一起使用，以控制井下压力分布。这个概念通常与油管钻井确切的说是过油管旋转钻井（TTRD）相提并论。

能源需求的增加和技术的发展引领行业要结合为特定应用设计的替代品。使用TTRD，SAC和CCS就是使用TTRD优势这个概念的例子之一。然而，组合限制取决于可用技术或新技术开发和应用的成本与收益考虑之间的比较。因此，SAC应用的可能性是适用于固定钻机的。此外，井控的抗扰性，隔水管系数，涌入系数和涌入检测需要提高，尤其是在封闭系统中提高。

3.6.8 可压缩流体MPD

梅洛特指出，在井中使用不可压缩流体作为岩屑介质以减少环空井底压力并不是新方法。很多创新的方法在过去30年来已被用于完成这项任务。然而，在MPD应用中使用压缩流体则是新概念。由于MPD具有井筒压力精确控制的优势，可压缩流体可以在挑战井中更有效的利用。

汉尼根通过强调更精确的井筒压力控制的概念已经应用到空气、雾、泡沫和气体钻井，在MPD下井下工具的使用使它的优势越来越多。

3.6.9 井筒加强MPD

一种加强井筒的方法由汉尼根提出。在90年代初，工作是为了通过维持在泥浆中一定大小的固体含量从而研究加强井筒的影响，当泥浆密度增加时有效地堵塞发生在较弱地层的微裂缝。

提高钻探窗口的另一种方法被证明是形成非常低的透气性的保护屏障，防止来源于侵入岩层的流体和泥浆过平衡压力。因此，低侵入的流体可以被用来增加压裂梯度并打开安全泥浆比重窗口。此外，这些低侵入性能有助于减少对地层的伤害，并以此提高油井产量，以及减少压差卡钻风险和一些井壁失稳问题。

其结果是，井筒加固提高了钻探窗口的上边界，而当在钻井窗口保持BHP时MPD提高了压力控制。因此，井筒加固和MPD相结合的方法，使我们在一个宽的窗口以井底压力的精确控制钻出。这意味着，由窄窗口引起的挑战可以通过考虑这样的组合而轻易消除。

3.6.10 钻通的限制（DTTL）MPD

在过去的20年里已推出各种MPD技术，大多出现在美国陆地钻探项目中。MPD技术被创造并随着过平衡钻井这一共同主题而变化，它以更精确的井筒压力控制被应用于世界各地的钻井。

DTTL是MPD下一个新的概念，它需要根据应用改进设备。事实上，它是CBHPMPD的改进形式，使井口回压不仅可以在接钻杆中使用，还可以在钻井作业中使用。在DTTLMPD的应用中，钻井液的目的不仅是扮演类似CBHPMPD的静态欠平衡和动态过平衡角色，还充当静态和动态的欠平衡角色。所不同的是井口回压总有改进工具的帮助。较高的回压装置意味着更高的ECD和静水压头可以被补偿，这可以使用简单和低密度的钻井液钻井。

CBHPMPD和DTTLMPD之间的不同应清楚地了解，以提供更好的井底压力控制。方法的背后的数学运算可以通过静态条件下（USC）和动态条件（UDC）下的井底条件给出的公式得到更清楚的解释。

在DTTLMPD中使用低密度泥浆的概念需要一些额外的考虑。作所众所周知的ECD或AFL可以在常规钻井作业中通过调节流速或改变钻井液密度进行调整。调节流速的限制之一是钻机设备的压力额定值，如钻机泵，汇管等，改变泥浆密度的另一个限制是井眼中的压力分布。在DTTLMPD的应用中，密度较小的泥浆会导致更少的ECD。虽然ECD可以通过提高流速来增加，但它仍受限于泵的能力。因此，回压在DTTLMPD应用中是必须的，以防止任何涌入或井筒坍塌。由于密度较小的泥浆而降低了ECD率，尤其是当循环停止以接钻杆时，井筒可能在欠平衡条件下，或事实上严重的欠平衡条件，这就需要提供更大于其它MPD方法的回压。

为了消除或减少DTTLMPD的限制，汉尼根建议考虑额外的因素，如：井口回压的应用将成为主要障碍。

4 控压钻井工具

发现或改进创新思路是主要的工作任务，但是，这些想法只能通过设备应用才能加以实现。这就是为什么MPD被定义为工具加技术的原因。先进的钻井和油井技术，其最基本的配置包含封闭和加压循环的泥浆体系，包括一个旋转控制装置（RCD），专用钻井节流器和钻柱止回阀。RCD是闭环循环液体系统的重要工具，基于这一概念的技术已经随着其众多的陆地和海上设计演变而进化。

根据汉尼根所述，大多MPD技术的主要工具包括：浮动平台上的旋转控制装置；外部旋转控制设备隔水管；水下旋转控制设备；内部旋转控制设备隔水管（IRRCH）；固定钻机上的旋转控制设备；被动和主动环形密封装置；旋转控制设备海洋分流器；防溢流旋转控制设备；止回阀；节流器选择；人工、半自动或电脑自动控制。

4.1 MPD技术的主要工具

4.1.1 旋转控制设备

马洛依指出考虑到RCD的广泛使用，单独使用RCD不一定构成MPD操作。对于环形防喷器上的防喷器组来说RCD是一个很好的补充安全装置。单独使用，最好是在一个高效安全的工具中使用，这可用于安全地降低从井筒窜入到钻机的碳氢化合物。使用RCD是MPD的优势之一，它使流量控制更安全。

马洛伊和McDonald补充强调RCD的使用和设计标准，指出RCD的安装位置是最典型的顶部环形防喷器。RCD不打算取代防喷器组作为主井控装置，但仅作为防喷器组的一个补充。

如在威德福编纂的“浮式钻机MPD操作”手册中所提，浮动钻机上的一个MPD装配系统需要更多一些规划。因为深水钻井平台的高成本，一旦安装了防喷器和隔水管系就应装配一个MPD系统。这就要求在RCD设计中需要一种创新概念，它允许RCD密封件和轴承通过旋转台安装。所谓的RCD对接系统安装在隔水管系统中，并保持全天候在分水器罩壳上连接到钻机。RCD轴承及封隔器组件通过分水器罩壳和海洋立管系统安装。滑动接头与RCD被放置在较高的隔水管柱中，而环空防喷器与流量阀芯放置在滑动接头下。

4.1.1.1 外部隔水管RCD（ERRCD）

汉尼根指出外部隔水管RCD的根本重要性，它被设计用在浮式钻井船上的MPD应用中，承受由于波浪引起的水动力向上的载荷。最大可能的波浪升降决定油管线长度。此外最大的返出流量决定油管线大小。

4.1.1.2 水下RCD（SSRCD）

汉尼根进一步解释说，考虑到各种应用中的设计使用，水下RCD设计适用于无隔水管钻井、具有或不具有无隔水管泥浆回收、双梯度钻井与海洋隔水管系统的若干变化。此外，更大的阀芯或旋转法兰在钻井船中可能需要，以适应运动方向的改变。

4.1.1.3 内部隔水管RCD（IRRCH）

允许MPD从浮动钻井平台的一种方法是通过使用井口防喷器。在高压隔水管或内部隔水管的安装中，常规的防喷器组可安装在海洋隔水管上，RCD和流量阀柱可装配在表面防喷器的顶部。在这种配置中，整个系统工作更像平台或自升式平台上的地面防喷器。MPD系统的装配与固定地面防喷器组相似，唯一的区别是软管的使用代替了固定管工作。汉尼根补充说，IRRCH是专为几种双梯度方法设计的。工具用作海底环形屏障。

4.1.1.4 主动环空密封设计RCD

汉尼根提到，主动环空密封设计要求外部工具液压能源，该设计通常需要专门的技术人员。此外，其机电液压电路和管路往往在钻井位置上易产生麻烦。

4.1.1.5 被动环空密封设计RCD

汉尼根，强调MPD中的设计优势，他指出被动式环空密封设计最常用于MPD应用。这种设计的优点之一是不需要专门的技术人员。另一个优点是无需外部工具能源运行。该设计允许较高的压力差从而导致需要更严格的环空密封。事实上，由于使用低密度钻井液，MPD应用中常常遇到更高的RCD压力差。

4.1.1.6 被动超过主动的环形密封设计

这种设计是被动和主动密封设计的组合。被动式密封件在上部，而主动式密封件则在下部。从商业上来说这个设计是失败的，因为当他们测试到API的RCD时，未能达到最低测试标准。

4.1.1.7 海洋分离转换器RCD

海洋分离转换器RCD转换典型的海洋分离器到旋转分离器。这种类型的RCD可以用在钻机和钻井之间很少或没有相对运动的MPD应用中。海洋分离转换器被固定或锁定到一个RCD。组装RCD被插入到水面上的一个海洋分离器中，以允许传统开放和常压泥浆返回系统钻井之间的转换，而一个密闭和加压泥浆返回系统则用于控制压力或欠平衡钻井。

4.1.1.8 导向短节RCD

导向短节RCD是上层海洋隔水管旋转控制装置之一。因为这种类型的RCD有一个固定的设计，使用时就不随波浪升降。

4.1.2 止回阀（NRV）

止回阀，或钻杆中的单向阀，最初称为浮阀。这个词依然在旧文学和一些设备描述中使用。在过去的几年里，单向阀或止回阀这个词已经取代浮阀成为钻杆单向阀的主要描述语。

钻杆止回阀（NRV）对任何MPD操作来说都是必不可少的。MPD操作常常需要环空背压。纵观井控作业中经常讨论的U型管原理，显而易见在环空中的任何主动不平衡都迫使钻井液退回至钻杆。钻井流体可能带有堵塞马达或随钻测量的钻屑，或者在最坏的情况下，喷出钻杆。

4.1.2.1 活塞式浮阀

防止回流问题的主线一直是G贝克浮阀类型，也称为活塞浮阀。活塞NRV有一个由弹簧关闭的简单的活塞，看起来有点像一个发动机阀门系统。当循环时钻井液压力迫使阻止弹簧的阀门打开，而当泵关闭时，弹簧和任何井筒压力迫使阀门关闭。这种类型的NRV已被证明非常可靠和坚固，该阀很少出现故障。该阀安装在钻头上面的一个特殊接头上，在临界井中使用双止回阀是非常常见和安全的。

G浮阀的两个主要问题：它为阻止了钻杆和使用浮阀锁定背压或从井涌中关闭钻杆压力。关井压力问题通过缓慢增加泵的压力直到它相等而克服，这表明阀打开时压力相当于关井压力。相反，“F”型贝克钻杆浮阀提供了一个瞬时的截流阀以应对高或低压力，在钻井过程中确保流体流动的连续控制。

4.1.2.2 液压控制阀（HCV）

液压控制阀（HCV）是在双梯度钻井中使用的海底钻头浮阀版本。它控制钻杆中的钻井液，以避免当泵被关断时受到U形管的影响。这就相当于在隔水管中无论井的深度，一个完整的泥浆柱压力等同于减去等量海水柱压力。液压控制阀在钻头中使用止回阀以防止回流和堵塞。液压控制法是一种比G类型浮阀更长的工具，以保持弹簧关闭活塞从而防止隔水管中整个钻井液柱的等效压力。总之，HCV是在隔水管中调节泥浆水平的一个反向控制阀，以消除由于海水柱而引起的压力差。

4.1.2.3 内防喷器（泵止回阀）

内防喷器是从活塞浮阀一代衍生的一个比较老的工具。内防喷器被设计为底部装备上的接头内的一个泵送工具，它扮演着抵制向上喷出的单向阀角色。最初内防喷器是在一个由于堵漏时期内使用。而现在是作为钻头浮阀的一个备用。另一方面，一个特殊的释放工具使阀门打开，以允许抵制流体的回流。这个可选的释放工具可以安装在浮阀上，而整个组件一直在平台上保持就绪状态，以便当钻杆从井中被拉起而出现严重回流迹象时能够快速打开。

4.1.2.4 有线可回收止回阀（WR-NRV）

有线可回收止回阀是放置在钻柱上的一种新推出的NRV型止回阀；这种挡板式浮阀可以防止压力进入它上面的管柱。当打破连接时高压阀通过允许钻柱中高于阀的压力释放以此增强安全性。WR-NRV不同于固定浮阀，它可以被改变或在钢丝绳上被卸除，从而提高效率，降低风险。与固定浮阀相比，这是WR-NRV的主要优点之一。

与之不同的优点之一就是多个阀的使用，它通常安装在间隔约500英尺（150米）的管柱中，以使增量回渗到任何现有的压力并随后增量再加压。这个过程消除了与整个钻柱压力释放相关的时间，而需要固定的阀门定位在井底钻具组件中或者附近（BHA）。

4.1.3 节流管汇系统

节流管汇系统是使用MPD应用的主要工具之一。事实上，纳斯等强调在CBHP操作中节流器的必要性，它强调节流器必须安装在回流管线上，以允许背压在钻井过程中得以应用。只要有可能，就应该采用一个单独的MPD节流管汇，因为这将确保二次井控设备不会用于常规钻井作业。这就是为什么使用专用节流管汇是井控操作中必须考虑节流管汇主要用途的原因。在MPD应用程序中有三种节流器选项；手动节流器，半自动节流器和电脑控制自动节流器。

4.1.3.1 手动节流

顾名思义，手动节流系统可以通过手动控制节流器位置进行操作，此外，支持流量进出检测，只要在井场提供网络连接就可以使用网络远程数据传输和远程可视化监控。虽然井下压力可以通过手动节流器系统的使用进行控制，但当在关键的MPD使用中可能会遇到窄窗口的情况时，自动节流器系统的利用能更好的消除人为误差。

4.1.3.2 半自动节流器

除了具有手动节流器的功能外，半自动节流器能够自动井口回压设定控制。Arnone提出采用半自动节流器有如下优点：接钻杆过程中保持稳定的井底压力；与不断增加的泥浆重量相比，井底压力瞬间变化；提高井涌检测；通过高压低容量（HPLV）滋扰气层时继续钻井；为ROP优化泥浆比重；减少井中气侵对钻井泥浆柱的影响。

该管汇具有半自动节流阀，使背压精确控制。其工作原理在Arnone的观点中有所说明。设计该系统时，在管汇内带滑梭以连接到一个动态调整套。梭的组件来回滑动到静态调整套内，以形成一个圆形的孔，从而控制来自套管的流体。

4.1.3.3 可编程控制自动节流器

电脑控制节流系统是其他节流系统的一个进步形式。节流器具有自动控制任何压力变化所需的能力，如井底压力，立管压力（SPP），井口背压（SBP）。当为了在一定程度上防止与压力相关的钻井危害而构建新的连接时，电脑控制的节流器常用于CBHP应用以控制井底压力。这一概念是由关闭节流管汇应用背压，以补偿当逐渐减小泵率时减少的AFP。

自动节流管汇是半自动节流器的高级版本，它包括质量流量计、精密石英压力传感器、液压动力装置（HPU）和智能控制装置（ICU）。管汇有两个钻井节流器，这样的话一个可用在任何时候而第二个则用作应急。质量流量计安装在管汇，在节流器下方。智能控制装置（ICU）是自动节流器系统的核心。所有的数据由它获取和传输，监测和控制也是从这个装置操作。所有的关键控制、算法和数据采集都被安装在管汇附近，以避免任何潜在的通信问题，并提高了系统的可靠性。

4.2 其他的MPD工具

除了MPD的重要工具外，MPD的某些应用需要额外补充设备，这使得不同的控制变化成为可能。根据Hannegan所述，MPD的其它工具如下：

井下套管隔离阀；制氮设备；ECD降低工具；实时压力和流量监控；连续循环阀；连续循环系统；井下空气分流器；多相分离装置。

4.2.1 井下部署阀（DDV）

井下部署阀（DDV）是允许不压井起下钻的井下阀。尽管井下阀的目的几乎是相同的，该工具在业界仍有其他不同的名称，如井下隔离阀（DIV），套管隔离阀（CIV）和快速切断钻阀（QTV）

4.2.2 井下空气分流器（DHAD）

井下空气分流器（DHAD）是一种钻杆或钻铤接头，他配置了两个声波式阀，规则性地放置在钻柱中，以从钻柱内转移部分压缩气动流体到环空内。在钻柱中可能存在一个或多个分流器接头。尽管它主要用于空气钻井；根据梅洛特所述，考虑到MPD的定义，它可归类为MPD工具。

4.2.3 制氮装置控制系统

制氮装置控制系统（NGU）或氮气生产装置（NPU）通过滤处理从空气中生产氮气。大气的空气被压缩，然后冷却。然后，空气进入一系列旨在从流动气流中去除微粒，碳氢化合物和水蒸气的过滤器。干燥和不含颗粒的空气进入到从流动流中分离氮和排放氧气到大气的氧气过滤器膜。近似纯的氮随后进入一个气体增压器，这个增压器的压力上升到工作压力。这些系统最适合用在那些输送液体氮成本高、调度和输送氮气需要很长时间或当要求需要连续的机动性的远程位置中。NPU的主要用途是在有必要对氮持续供应以减少上部立管泥浆密度的的DGMPD应用中。

4.2.4 多相分离系统

在DGMPD应用中必须使用分离器，其中气体分离是一个明显的问题，或者可以用在任何涌入情况下以调节泥浆。这里有符合他们目的而设计的不同的分离器。垂直分离器的是从液体中分离气体的优化设计，而水平分离器是各种密度的液体分离的优化设计。双重目的分离地层流体的分离器由一个欠平衡钻井分离器和一个MPD分离器组成。双重目的过程降低了水平欠平衡钻井四相的分离成本（油、气、水和固体）。多相分离系统在一些海上MPD应用提供了优势。

4.2.5 科里奥利流量计

科里奥利流量计是MPD应用的重要工具之一，因为当使用自动压力控制系统时测量提供了补充数据。测量原理是基于科里奥利力。测量结果具有0.15%的精确度。流体性质的变化对测量的影响降到最低。质量流量和密度测量是可能的。正确安装流量计避免了气体/固体的积累，它是理想的泥浆流量测量计。科里奥利力不受外力（噪音）影响。在高流速特别是与固体时，侵蚀风险不应该被忽视。

4.2.6 ECD降低工具（ECD-RT）

ECD降低工具（ECD-RT）是确保MPD应用的一种井下工具。马洛伊和麦克唐纳表示，当量循环密度（ECD）可以通过直接修改环空压力分布而改变。使用单一的密度钻井液，井下马达可以用来补充能量，在环形压力分布中创建一个突变。ECD的减少钻井泥浆柱静压头，当系统是静态时这使得背压不再需要。简而言之，BHP在静态和动态条件下是等同的。

4.2.7 实时压力和流量监控

实时测量是受赞赏的技术之一，为自动化控制系统提供了宝贵的数据。在一个狭窄的窗口或余量边界准确地管理BHP有助于减轻临界钻井事件的风险，提高钻井性能和井控。在控压钻井中，流量的测量被用以减轻潜在的井控风险。

早期涌入检测，涉及到尽可能早地检测流体从可渗透的或破裂的地层流入井眼。

井漏检测，包括检测从井筒中到渗透或断裂地层的钻井液损失。

消除或减少钻井液流入和损失降低了成本，提高了安全性，提高了井眼稳定性，并减少了地层伤害。

该系统由司钻或MPD操作人员通过一个遥控器控制面板远程控制。此设备是被安装在一个计算机里面的，并具有触摸屏显示器。理想情况下，远程控制和显示装置应安装在钻台上一个司钻可以随意观看且方便操作的地方。

4.2.8 连续循环阀（CCV）

连续循环阀（CCV）也被称为连续循环装置（CCD）。CCV是实现连续循环法的工具之一，它是CBHPMDP下提到的一个子类别。连续循环阀（CCV）是为钻探北海挪威段的HP/HT领域的枯竭油藏而开发的。通过整个钻井操作利用一个系统得到循环，井下压力甚至将会在钻杆连接时保持不变。通过平衡最大孔隙压力和最小破裂压力之间的井下压力，钻井可以正常甚至通过狭窄的钻井窗户执行。因此，泥浆可设计为动态条件下连续循环。

4.2.9 连续循环系统

连续循环系统（CCS）允许在井中连续循环。如拉斯穆森和Sangesland的研究所述，该系统由马里斯国际管理的联合行业项目开发的。这种布局使泥浆循环的整个部分沿着钻柱进行。自该系统广泛使用以减轻钻井危害以来，CCS是CBHPMPD应用中受欢迎的技术之。

5 MPD应用

对于专业的判断及绝对真实，控压钻井操作依赖于应用程序。一个成功的控压钻井操作需要一定的最低数量的设备，技术和专业技能。控压钻井与很多其他项目不同，不仅必须拥有工具，还必须有正确的工具，并以适当的方式使用。有个安装在环形防喷器上的旋转控制装置安并不构成MPD操作，除非该设备增加了一个钻井节流管汇（独立于钻机节流管汇），在钻柱中增加止回阀（NRV）。

另一方面，钻一个井不仅是一个技术问题也是一个经济问题。因此，应确定钻井过程的可行性。大部分宝贵可钻的剩余油气储备位于海的深处。这就是为什么海上项目或深水项目需要比陆地项目更多预算的原因。然而，在深水应用中很难减轻钻井危害，这迫使企业开发他们现有的技术和工具。如今，MPD是钻井行业中不断发展的技术之一，誓言将克服深水环境挑战。其中最显着更具挑战性的应用环境包括枯竭储层，天然气水合物，高压高温和大位移井。

5.1 枯竭油藏钻井

常规钻井在一个典型的PP-FP窗口中通过上覆高压地层耗尽区可能会导致漏失，这是由于当过平衡被保持在高压地层时，高井筒压力不利于耗尽区。这个问题可通过CBHP操作精确控制井筒压力，这样耗尽区中的破裂压力不会被超过，同时高压区的过平衡依然被保持。

同样，如果一个高压地层渗透了上覆耗尽区，CBHP操作可能能够维持所需窗口内的井孔压力不超过耗尽区的破裂压力，并在高压区保持过平衡。为精确控制井筒压力将需要静水压力，AFP和背压的适当组合。综上所述，井底压力的精确控制是一个重要的问题，因为钻井危害既可以在耗尽段的顶部遇到，也可在恰巧耗尽段下面的顶部段遇到。

在枯竭井中面对的主要潜在钻探危害引用Kulakovsky等人研究。行业研究表明，随着钻井成本和非生产时间（NPT）的增加，储层变的枯竭。NPT的两大原因和钻井耗尽区相关的额外成本是：压差卡钻和井漏事故。与UB或MPD，相关事件和相关成本是可以避免的。事实上，减轻钻井危害是MPD变化的主要目的。

除了两个主要的钻井危害，汉尼根强调另一个钻井危险的可能性。当泥浆在井中时，这些枯竭压力区域通常导致钻井液的漏失。这将导致过度的泥浆成本和更高的差异卡钻风险。从近原始孔隙压力的同一孔内井涌（碳氢化合物的涌入）是司空见惯的。虽然试图避免过平衡状态以消除两个主要的危害，取决于狭窄窗口的一个轻微过平衡泥浆钻井可能会导致事故井涌。

如汉尼根所指，如果泥浆密度降低以避免超过地层破裂压力，并在一个深度耗尽压力经历漏失循环，如果遇到异常压力，井涌可能会出现一个立管或两个下移。这是典型的“井涌漏失”场景，这导致在钻井非生产时间中，过度的泥浆成本，及相当频繁的井控问题。

尽管CBHPMPD是最常提到的变化，MPD的另一个变化可用于井的枯竭部分。泥浆帽方法（MCM）可能是钻枯竭部分的一种替代方法，因为它的主要优势是应对循环液漏失。马洛伊和McDonald指出，使用两个钻井液的方式也解决了循环液漏失问题。一种沉重的粘性泥浆被泵入到环形空间的背面至一定高度。这种泥浆帽作为一个环形屏障，而一种更轻，损害更小，更便宜的流体被用于钻入漏失层。

通过指出最终PMCD的变化预计在深水地方使用，这里严重枯竭的老油层必须钻达到更深的原始压力油层中，汉尼根扩展了泥浆帽的使用。它可以允许这些区域安全的钻井，其中目标上的耗尽区具有岩石特征，其能够接收牺牲流体和钻屑。泥浆帽加背压迫使返回液进入到阻力最小的区域，即上面的耗尽区。

5.2 高温高压钻井

高压高温（HPHT）井是最具挑战性井之一，因为主要的MPD变化控制应用和环形摩擦压力直接受温度的影响。因此，高温高压钻井需要先进水平的控制支持设备。

一般情况的MPD操作，特别是在高温高压井中，相对较小的故障可能最终导致井漏失。因此，每个人都有做好自己工作的重要性，这是一个管理责任，MPD不能直到所有人员有能力胜任即将到来的任务才开始，这包括团队工作，以及履行各自的职责。

在井涌余量很小或根本不存在的充满挑战的深层高温高压井中，必须使用创新性的技术，以便能够继续钻井。因此，一系列广泛的危险问题（HAZIDs），危险与可操作性研究（HAZOPs），同行评审和研讨评价都在进行，涵盖了操作提出的各个方面。这些磋商改善了方法，配置和程序，证明了项目成功的一个重要因素。一旦项目以任何手段澄清，下一步就是选择有效的设备，以消除讨论的危害或意外事件。

高温高压环境需要精确的自动节流器控制，以补偿井下温度变化，钻杆旋转，抽汲/波动等其他几个众所周知造成高温高压井中显著BHP变化现象引起的BHP变化。

自动节流器控制是一项基本要求。准确将模型传输到节流控制器是一个方面；准确和及时的节流器运行控制是另一方面。两者都需要对系统的反应速度足够快，并且运行良好。

补偿是通过操纵节流器和调节环空背压来进行的。先进的动态流模型的实时运行是在高温高压环境下必须做到的。计算能力可提高钻机传感器输入数据的准确性和速度性。该模型与测量井下压力数据的校正是很重要的，以确保准确性液压流模型对于高温高压环境下使用MPD技术来说是至关重要的。高温高压井具有典型的高BHP变化，不仅仅是从高当量循环密度（ECD）。井下温度的变化影响泥浆比重和粘度，管运动，旋转，扭矩，岩屑负载等，所有这些在井下压力中都产生了持续和显著的变化。只有通过补偿这些持续的BHP才可以实现。

质量流量计配置了一个旁路，以便允许如果需要的清洗或拆卸。一旦安装和校准，仪表即会提供超高质量的数据。在操作中，质量流量计仅用于监测，不直接控制该系统。进一步自动化和减少人工干预是MPD控制系统一个可实现的目标。另一方面，PLC节流器系统可提前用于节流管汇上具有集成流量计的操作控制。

另一个关键工具，NRV应在钻柱中使用，以防止流体流入管柱。在高温高压井中，系统的动力学受到应严格控制，因为任何意外或不可控制的变化都可能在动态条件下发生。

泄压阀被列入回流管线中以保护设备和井。主泄压阀是节流管汇的上游，是由节流器控制软件自动控制的。根据正在执行的操作，该阀被设置以高于节流器设置点压力之上。当节流器设定点压力由流体模型调整时，减压阀的设定点也将自动改变。当压力低于设定点时这种自动泄压阀会重新设置自己。这就提供了特殊的井保护，并且重新设定功能有助于防止欠平衡条件。

当钻杆连接时连续循环系统（CCS）允许全流通。在高温高压井，只有在任何时候保持全流通，才可以控制井下温度变化产生的影响。通过保持最小变化的井下温度曲线，就可以在井中实现接近液压稳定。这大大的有利于节流器控制，并提高了用于检测其他参数趋势的敏感性。

另一种防止连续流中断的替代方法是连续循环阀（CCV）。虽然它的设计特点使阀在高压下工作，高温环境下工作应在组成管柱前进行测试，因为它是一个井下工具且可能无法抵御高温。

使用泥浆加热器的另一替代方法可被视为其消除在井底中温度引起的压力变化。然而，如Das研究所述，艾弗森讨论了在高压高温（HPHT）中一个MPD操作的仿真模拟结果，以研究连续循环装置和泥浆热器对自动节流器调节的影响。

5.3 天然气水合物钻井

天然气水合物是一种独特的富有挑战性的能源资源。不同于传统的石油和天然气储量，天然气水合物将需要创新的技术方案。所采用的技术必须在整个勘探和生产过程中控制天然气水合物资源。控压钻井（MPD）和套管（DWC）钻井是钻探天然气水合物时提到最多的技术。

水合物是被困在冰晶内的天然气，如典型代表甲烷。因为大多数的水合物被发现是甲烷气体，通常被称为天然气水合物。天然气水合物在低温和同时存在有水和甲烷的高压区内形成。高于68度时天然气水合物是不存在的，但低于68度的话天然气水合物是可以根据区域内的压力而存在。

在过去的三十年里，一直报道在极地地区和深水大陆架有天然气水合物的存在。这个以前未知的全球甲烷库的大小是非常惊人的，并引起了利用天然气水合物作为能量来源的可能性的调查。在美国，例如，迄今为止已产生约900万亿立方英尺的天然气（TCF）。据估计，剩余采用传统技术可采的天然气是是1，400万亿立方英尺。天然气水合物保守的估量为2，000万亿立方英尺。这就是为什么天然气水合物钻井挑战是非常宝贵的原因。

天然气水合物是一种独特的产品，因为它们可以从固体扩大数百倍到气体的形式。这个升华过程，可以发生在储层、井孔或地表上。

在天然气水合物沉积中，储层孔隙压力和破裂梯度的实际数据没有得到很好的理解，但假定他们相当接近。现在，我们需要的是理解压力和破裂压力梯度之间的关系，以及理解温度关系，而不是孔隙压力和储层压裂梯度之间的压力关系。

据Elieff的研究，天然气水合物影响钻井作业最常见的方式是，当钻井系统内水合物形成时。尤为关键的是如果它们在防喷器（BOP）内形成或在节流器内和压井线内形成，这些水合物可以堵塞管线和防喷器，导致防止防喷器无法正常运作。被称为水合物抑制剂的化学物质可以添加到钻井液中，以在设备内部防止水合物的形成，但在常规的钻探系统中，由于环境的限制这些化学物质无法使用。然而，如果使用一个封闭的系统并将钻井液返回到平台，水合物抑制剂是可以加入到钻井液的。

除了由天然气水合物引起的主要问题外，Elieff也提到了其他问题。水合物可能会危及作业安全虽不太常见的，但同样危险。当水合物在海底或地层内时，气体被困在冰内。通过这些水合物钻探打破了冰晶囚禁的气体，并允许气体从冰内分离进入井筒。这种游离气体的行为像一个浅层气溢流。如果气体不被控制，井筒环内的压力并不稳定，更多储层中的流体（气体/油/水）则可能进入井眼，并进一步复杂化井控操作。

为了解决由天然气水合物引起的问题，Elieff建议使用MPD变化之一的DG钻井。在钻进情况下通过解离水合物，一个显著井控问题，双梯度技术提供了快速井涌检测优势。当天然气水合物分解进入井筒时，双梯度钻井系统的反应就好像气体已经涌入井筒一样。海底泵进口压力将会增加，海底泵率将自动增加以补偿。随后，增加的海底泵出口和降低的井口泵出口压力将提醒司钻采用井底控制方法。海底泥浆返回系统为司钻提供超过地层的背压控制，以防止游离天然气水合物造成其他涌入。游离天然气水合物可以主动且安全地从井筒流通，钻进可迅速恢复。

根据天然气水合物发生的分布储备，应该考虑其他钻井技术来应对挑战。与海底不同的是大部分的天然气水合物沉积物可能在很窄的沉积物中。垂直钻进这些沉积物并不有效。到达薄且大的沉积物最有效的方式是水平钻井。在一些地区寻找沉积物和天然气水合物都将需要使用水平钻井。

Medley和Reynolds提到MPD未开发的优势之一，即处理天然气水合物时的活性RFC。业内人士报道，到井口的岩屑释放出的甲烷气体和可燃混合气是可以看到的。运营商应用的HSE变化，采用了封闭的循环系统。海洋分流器RCD超前钻探，由于能够对意想不到的井下压力环境限制快速反应，避免了典型钻探相关的问题。

适用于天然气水合物的另一个变化是双梯度技术。DG提供了一个封闭的系统，由于系统内的泥浆被回收，该系统简单地提高了钻进。所需泥浆的量减少时，各种可接受的泥浆类型增加，加到泥浆的化学添加剂成为一种选择。这个封闭系统具有通过添加水合物抑制剂到钻井泥浆中，从而防止水合物形成的潜力。更重要的是，该系统成功地控制游离天然气水合物，过压浅层气区和浅水流动。

5.4 大位移钻井（ERD）

大位移井是定向井的延伸，通常井在浅层就开始造斜，然后产生斜井的极大水平位移（HD）。该井随后再次造斜以建立至目标储层水平附近。大位移井的定义之一是：斜井的水平位移至少是井实际垂直深度的两倍。

Gottheim研究中引用了最常见的挑战。在大位移钻井井中有许多操作上的挑战，如扭矩和阻力，钻柱和套管设计，以及井眼净化。ERD井控制变得越来越复杂，因为这些类型的井井涌机会较大。在井涌后ERD井确实有一定的优势，但是，同样地气体运移率在大斜度井中会更低。

摩擦控制技术是恒定井底压力系统的一部分，并且这些都用在大位移井中，其中环形压力被维持以保持井底压力尽可能恒定。这个现在可以通过使用一个环形泵来实现。该泵是放置在井的套管部而泵回环空流体至井口，从而减少环形摩擦压力。

另外，环空压力损耗可以通过使用其他考虑到CBHP下MPD变化的方法来最小化。连续循环法（CCM）是可以适用ERD项目。由于不中断循环，钻井液可以根据动态条件进行设计，这将在一个例外的范围内减少环形摩擦损失。此外，CCM在井眼净化上有另一个优势，这是ERD中的主要概念之一。特别是在井高度倾斜的部分，由于某些原因循环停止时钻屑可能沉淀到井眼的低处。随后，沉降的钻屑引发高扭矩、卡钻、扭转等。总之，为了达到目标可以采用MPD方法，因为MPD的主要目标就是减少钻井危害。

5.5 关于MPD的经验教训

基于固定钻机和浮式钻机上众多的MPD方法应用中，很明显，MPD具有优良的效果。

下套管和固井作业都可以适当与RCD运行。当使用成组的井口和悬挂器时应确保已知内径和外径尺寸。

钻机定位和钻杆状态对于RCD橡胶寿命来说都非常重要。如果钻机对齐，钻杆处于良好状态，井口压力也保持在较低水平时，通过一组双橡胶承受起下20000英尺钻杆是可能的。

回流管和阀门堵塞是经常提出的关注问题，但是这并没有在任何进行的操作中发生。

辅助泵的问题经常导致无法维持恒定的背压。再次，随着自动控制节流阀试图补偿压力变化，可能需要手动控制。

泵操作的不一致产生的压力波动和振动要求在系统中需要脉冲缓冲器。

该系统任何部分的设备故障都可以在任何时间，强制执行手动控制该操作。这种情况的发生必须考虑到，并通过培训操作人员处理这种情况来减轻事故。

应急事件的操作可能会毫无预警地发生，这导致环空压力或一个或多个环空压力变化。虽然其中一些可以很容易地通过软件调整处理，大部分却并不能处理，从而必须回归到手动控制。

校准软件建模ECD读数PWD工具数据失败或PWD数据不可用，就必须依靠软件控制背压系统问题。

软件故障或电脑“锁定”是必须通过环形背压手动控制来解决的一种常见的应急。这可能与“蓝屏死机”一样令人费解或与电脑电源故障一样简单。

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