井下作业井控与钻井井控的关联与区别

姜文，刘英伟，李福明

(1.中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津 300452；2.中国海洋石油国际有限公司，北京 100010)

0 引言

在油气田的勘探开发及生产过程中，井控风险覆盖了油气井的全生命周期，因此不论是钻井还是井下作业，对于井控的基本认识是相同的。钻井是建井的最初阶段，因此钻井井控管理与技术为后续作业打下了基础，也提供了参考，所以针对油气井后续的测试、完井及修井等井下作业的井控风险与应对措施必须考虑该井钻井阶段的井控内容，这是针对同一目标井在井下作业井控与钻井井控关联的重点。虽然钻井阶段的井控技术为井下作业提供了一定的基础和参考，但是并不代表钻井井控技术能够应对井下作业期间所有的井控风险。井下作业在作业工艺、作业特点、井身结构、井液性能、井内管柱、井下工具等方面和钻井存在很大差异，因此井控风险和井控技术也存在很大差别。

1 井控风险

由于作业目的不同，井下作业相对于钻井来说，工艺复杂多样，设备和工具也复杂多样，因此井控风险也有很大差别。

1.1 对地层的激动和抽汲影响

井下作业管柱与钻井钻具组合差别很大，井下作业管柱由很多不同功能的井下工具组成，这些工具内、外径和尺寸大小各不相同，特别是一些异形工具尤为突出，而钻井期间的钻具组合结构相对简单，钻柱尺寸相对统一。因此在起、下管柱作业期间，井下作业管柱对地层的激动和抽汲影响相对于钻井大很多。井下作业期间很多井控事件发生的源头就是在起管柱时，比如由于封隔器胶皮未充分回收，导致井底抽汲压力过大而引起溢流[1]。

1.2 安装防喷器组时的井控风险

钻井在固完表层套管后安装防喷器组，此时油气层处于封闭状态，无井喷风险。但是在完、修井作业阶段，在打开井口安装防喷器组的过程中，多数情况下油气层已经打开，与敞开的井口是连通的，虽然通过压井，地层孔隙压力受到井筒液柱产生的井底压力控制，但安装防喷器组仍然存在很大井控风险。而且井下作业中防喷器组井口装置与采油(气)树进行拆卸和更换的作业非常频繁，因此采用合适的井控工具和成功压井后的有效观察，是拆卸井口前的重要井控工作。

1.3 负压作业风险

钻井作业多数为压力平衡或过平衡作业，但是井下作业中有很多负压作业，负压作业的目的主要是诱流或者诱喷，诱喷压差的分析与计算，就是诱喷是否成功，是否会增大井控风险的重要工作。

1.4 压力控制风险

钻井井控技术主要是将风险控制在井筒内，防止地层液体喷出井口。但是井下作业中有很多作业除了控制井筒内井控风险外，还需要通过压力控制工艺和设备来控制井口至地面流程的井控风险。比较典型的作业类型有油气井测试作业、钢丝和电缆作业、连续油管作业和一些增产增注措施作业等等。

1.5 储层改造后的地质风险

相对于钻井而言，井下作业对建井之后的储层影响比较深刻，酸化、压裂、注水、注气、注聚、注汽等储层改造作业，已经使目的层的地质油藏性质发生了很大变化，这些变化对于工程作业来说，会增加新的井控风险。

1.6 井完整性风险

建井之后，越来越多的油田步入生产中后期，油气井安全风险凸显。每年新增的超期服役老油田，随着生产年限的增加，关键井屏障单元失效，环空带压、腐蚀套损等问题越来越突出。而且腐蚀导致井屏障破损日趋严重。譬如，点蚀就是目前比较典型的油管、套管腐蚀现象。井完整性诱发的风险也是目前井下作业井控急需解决的问题。

1.7 天然气水合物风险

气井极易形成天然气水合物，特别是高温高压气井。相对于钻井而言，井下作业工艺为天然气水合物的形成提供了更多便利条件。除了天然气储层的地层物性外，井下作业的井筒结构状态和地面生产流程构造，都容易形成天然气水合物堵塞作业流程，引起井控风险。

2 井控装置和工具

常规的钻井井控装置主要有防喷器组合和控制系统、钻井四通和法兰、节流和压井管汇、分流器、液气分离器等装备及相关辅助设备。常规的钻井井控工具有顶驱内防喷器、钻杆内防喷器、旋塞阀等。对于目标井在钻井作业结束后，钻井的井控装置和工具在后续的测试、完井和修井等井下作业过程中同样提供井控保障，但是在此基础上，又增加了井下作业特有的井控装置、井控工具、压力控制设备和具有井控功能的生产作业工具。井下作业特有的井控装置主要是针对钢丝/电缆、连续油管等专项作业特有的防喷器组合和井口装置。井控工具包括背压阀、各种类型的井下安全阀等内防喷工具。井下作业的压力控制设备数量多、种类多，比如：测试作业中的井口控制头、油嘴管汇、油气分离器，完修井作业中的采油(气)树，钢丝/电缆、连续油管作业的防喷盒、防喷管，以及允许地层流体流动的高压和低压管汇等，这些都属于压力控制设备。具有井控功能的生产作业工具在满足基本生产作业要求的前提下，能够提供内防喷或者压井循环通道的功能。这些工具既可以串接在井下作业管柱上，也可以通过丢手等形式，预留在井筒特定位置，为关闭井筒通道提供支持。这些工具的操作和控制方式也有其专业特点，有的是通过地面管线控制，有的是通过钢丝或电缆下入专业工具进行操作，有的是通过阀件的内外压差实现功能。比如：LPR-N 测试阀、RD 循环阀、试压阀、滑套、封隔器、坐落接头等。在井下作业阶段，以钻井阶段的井控装置和工具为基础和前提，综合使用井下作业特有的井控装置、井控工具、压力控制设备和具有井控功能的生产作业工具，才能应对复杂的井下作业工况带来的井控风险[2]。

3 井控工艺

在钻井井控的基础上，由于井下作业的井身结构状态和作业工艺有其独特之处，因此井控工艺也有其特殊性。

3.1 溢流监测

钻井期间，机械钻速、后效、扭矩、dc指数变化、岩屑、钻井液性能、泵压、综合录井参数、循环池液面、钻井液返出速度、起下钻灌浆量、停泵后井口状态等都是监测和判断溢流的指标。虽然井下作业的种类繁多，但是主要是从工作液体积的变化、工作液密度的变化、管柱内压力变化和环空压力变化等几个方面进行监测的，这和钻井溢流监测的原理和技术手段基本类似，只是由于作业设施和作业风险的不同，目前钻井期间的溢流监测装置和工具相对于井下作业期间会更全面。

3.2 关井

目前无论是钻井还是井下作业，采用的关井方式均为硬关井，而且关井的原理基本一致。不同的是关井所采用的井控装置和内防喷工具不同。钻井期间关井，采用防喷器组合、旋塞阀、止回阀等。井下作业关井除了采用防喷器组合、旋塞阀和止回阀外，还采用井下安全阀、背压阀、采油(气)树、钢丝/电缆作业和连续油管作业的井口防喷器组、不压井修井作业井口装置等。一些串接在井下管柱上的能够封井和承压的井下工具一样可以起到关井的目的。

3.3 压井

钻井期间进行压井作业时，由于受到井眼、井壁不完善和钻柱串接内防喷工具等原因的限制，多采用正循环压井。而井下作业面对的多为完善的井筒、复杂多样的井下作业管柱和作业工艺，所以在压井方法上，会有多种选择。不论是正循环还是反循环压井，都会经常用到。除此之外，一些钻井期间不常用的压井方法，在井下作业期间也会经常用到，比如压回法等。

4 结语

井下作业是油气田开发过程的一项重要工作，是生产井恢复或提高生产能力的重要手段。作业必然伴随风险，井下作业同样存在井控高风险。因此，井下作业井控管理和技术的积累和研究是非常重要的。钻井是建井的最初阶段，也是井控风险最高的阶段，钻井期间积累的井控管理和技术手段，已经为井下作业井控提供了重要的思路和参考。在此基础上，结合井下作业特点，研究和开发更加专业和全面的井下作业井控体系，也是油气井勘探开发的一项重要工作。