硬顶法压井技术在渤海油田的应用

罗黎敏 廖前华 张兴华 朱鹏飞 吴智文

摘 要：【目的】海上油田鉆井作业面临的地质条件、井下工况日趋复杂，部分井无法采用常规的压井方法实施压井，不仅增加了作业工期，而且可能形成井控风险。为了实现渤海油田复杂井安全压井，避免井控事故发生，在渤海油田应用了硬顶法压井技术。【方法】针对渤海油田的特殊工况，分析硬顶法压井技术适用的工况，指出硬顶法压井技术相关计算原则。通过分析硬顶法压井应用实例，提出该技术应用时的注意事项。【结果】研究结果表明，硬顶法压井技术适用于关井钻头离井底远、地层含有毒有害气体、钻具或钻头水眼堵塞、关井后发生井漏导致喷漏同存、长裸眼段测试后压井等五个方面，计算原则可从压井液密度计算、压井排量选择和过程计算等三个方面考虑。针对该技术在渤海油田A井的应用实例，提出了井口关键设备耐压等级的确定、上层套管鞋处地层承压能力、设备的选择、薄弱地层的处理四个方面需要注意的事项。【结论】研究结果明确了硬顶法压井技术使用原则和注意事项，可为硬顶法压井技术在复杂海上油田应用提供技术支持与参考。

关键词：渤海油田；压井；钻井工程；井控；溢流

中图分类号：TE28      文献标志码：A     文章编号：1003-5168（2024）07-0042-04

DOI：10.19968/j.cnki.hnkj.1003-5168.2024.07.009

Application of Hard-Top Well Killing Technology in Bohai Oilfield

LUO Limin1 LIAO Qianhua1 ZHANG Xinghua1 ZHU Pengfei2 WU Zhiwen1

（1.Tianjin Branch of CNOOC （China） Co.， Ltd.， Tianjin 300452，China;

2.CNOOC Energy Development Co.， Ltd.， Engineering Technology Branch， Tianjin 300452，China）

Abstract： [Purposes] The geological and downhole conditions faced by offshore oilfield drilling operations are becoming increasingly complex， and some wells cannot be killed using conventional well killing methods，which not only increases the operation period， but also may create well control risks. In order to achieve safe well killing of complex wells in Bohai Oilfield and avoid well control accidents， the hard top well killing technology has been applied in Bohai Oilfield. [Methods] The applicable working conditions of hard top well killing technology were analyzed in response to the special working conditions of Bohai Oilfield. The relevant calculation principles of hard top well killing technology were pointed out. By analyzing the application examples of hard top well killing technology， the precautions for the application of this technology were proposed. [Findings] The results indicate that the hard-top method of well killing technology is suitable for five aspects： the shut in drill bit is far from the bottom of the well， the formation contains toxic and harmful gases， the drilling tool or drill bit is blocked in the water hole， the leakage occurs after the well is shut in， and the well is killed after long open hole testing. The calculation principles can be considered from three aspects： the calculation of well killing fluid density， the selection of well killing displacement， and process calculation. Based on the application example of this technology in Well A of Bohai Oilfield， four aspects that need to be noted are proposed： determining and clarifying the pressure resistance level of key equipment at the wellhead， determining the pressure bearing capacity of the formation at the upper casing shoe， selecting equipment， and handling weak formations. [Conclusions] The research results clarify the principles and precautions for the use of hard top well killing technology， providing technical support and reference for the application of hard top well killing technology in complex offshore oil fields.

Keywords： Bohai Oilfield; well killing; drilling engineering; well control; overflow

0 引言

在钻完井作业过程中，当井筒液柱压力小于地层孔隙压力时可能会发生溢流［1-2］。对于溢流或油气侵，常规压井方法有工程师法、司钻法和边循环边加重法等［3-6］，这些压井方法都是通过重新建立井筒和地层的压力平衡来控制溢流，但对于一些特殊情况，如关井时钻头离井底较远、关井后发生井漏导致喷漏同存、储层含有毒有害气体等特殊情况，就需要采用其他方法进行压井。

硬顶法压井是通过压井管汇从环空或同时从钻具内和环空泵压入井液，把进入井筒的溢流压回地层的方法。施工时以最大允许关井套压作为施工最高工作压力，向井筒内挤入压井液实施压井，直到井筒压力平衡得到恢复［7-8］。采用这种方法要慎重，因为压回溢流所需的压力通常比正常循环所需的压力大得多，并且容易引起地层破裂而发生漏失，同时还受地面设备、地层渗透率等因素影响。从以往经验来看，这种方法适用于套管下入较深、只有一个产层且渗透性较好的地层和溢流初期的压井。为了解决渤海油田钻井井控存在的问题，本研究分析了硬顶法压井技术的适用工况和使用原则，并在渤海油田进行实践，取得了较好的应用效果。研究成果可为压井作业提供技术参考，并有很好的推广应用价值。

1 硬顶法压井适用工况分析

1.1 关井时钻头离井底较远

当起钻或下钻过程中发生溢流、钻头距离井底较远时，如果采用常规压井方法，由于有效静液柱压力的影响，需要很高的钻井液密度才能暂时压井，并且压井之后下钻到井底还需进一步处理，可操作性不强。在这种情况下，硬顶法是优先考虑的压井方法，但要综合考虑地层渗透率、套管鞋深度等因素。

1.2 地层流体含有毒有害气体

渤海区域极少數地层流体含有毒有害气体，对于这类井的压井，一般利用压井液将含有有毒有害气体的溢流压回地层，这样有毒有害气体在井下即被处理，避免了作业人员和井控装备直接与有毒有害气体接触。硬顶法压井能够直接将地层流体压回地层，保证了作业人员和设备的安全。

1.3 钻具或钻头水眼堵塞

在实际作业过程中，可能会发生钻具或钻头水眼堵塞的情况，在这种情况下如果需要实施压井，常规压井方法会因循环通道堵塞而无法实施，硬顶法压井则不受此情况的影响，可以直接从环空实施硬顶法压井。

1.4 关井后发生井漏导致喷漏同存

部分钻井液密度窗口窄的井，一旦发生溢流，关井后极易发生井漏。当出现喷漏同存的复杂情况时，一般不能采用常规压井法。这种情况下一般采用硬顶法实施压井，但压井结束后需根据漏失情况及时采取堵漏措施。

1.5 长裸眼段测试后压井

测试作业结束后，长裸眼段内可能存在大量油气，且由于测试管柱结构限制，常规压井方式不能实施有效压井，并存在极高的井控风险，目前渤海油田一般采用硬顶法压井，用压井液从顶部直接将油气推回地层。

2 硬顶法压井计算原则

2.1 压井液密度计算

压井液的密度与压井安全密切相关。使用硬顶法进行压井作业，其主要目的是在井筒内重新建立与地层系统的压力平衡，保障油气井安全。因此，在压井过程中，压井液的密度应大于地层压力当量密度，同时需要小于地层破裂压力当量密度，这样才能保证压井安全。压井钻井液密度计算见式（1）。

[ρ1=ρ+ρd0.098H+ρc]      （1）

式中：ρ1为压井钻井液密度，g/cm3；[ρ]为原钻井液密度，g/cm3；ρd为关井立管压力，MPa； H为垂直井深，m；ρc为安全附加密度（根据井况确定），g/cm3。

2.2 压井排量选择

硬顶法压井作业过程中，要根据现场设备的实际情况，选择合适的排量，保证施工压力小于地层破裂压力，并且施工压力应在井口设备和套管的承压范围之内。压裂排量要求见式（2）［9］。

uA＜Q＜min（Q1，Q2，Q3，Q4）

[u=1.53[gσ（ρ1-ρg）ρ21]14]     （2）

式中：u 和A分别为气体在钻井液中的滑脱上升速度和压井液流动截面积；Q、Q1、Q2、Q3、Q4分别为压井排量、井口设备允许最大压井排量、井底破裂压力允许最大压井排量、套管鞋处破裂压力允许的最大压井排量、套管抗内压强度允许的最大压井排量；ρ1和ρg分别为钻井液密度和气体密度。

2.3 制作压井施工单

硬顶法压井作业前应制作压井施工单，并按照压井施工单进行作业，从而保证压井作业的顺利进行。压井施工单按照现场实际要求制作。

3 硬顶法压井应用实例

3.1 关井时钻头远离井底案例

渤海油田A井6″井眼钻进至3 313 m时机械钻速降低，起钻更换钻头后下钻至1 646 m中途循环，开排量至800 L/min时泥浆池液面5 min上涨0.5 m?。关井后，套压快速上升。通过节流阀控制套压，出口钻井液密度下降至0.96 g/cm?。控制节流阀开度，泵入密度为1.98 g/cm?的重泥浆，重泥浆出钻头后套压及出口密度无明显改善。停泵后，套压上涨至20 MPa，同时因钻头离井底较远，无法进行常规压井，决定采用硬顶法压井。由于套压较高，利用固井泵从环空持续泵入1.70～1.90 g/cm?的重泥浆，累计挤入重泥浆105 m?（环空容积共83.5 m?），期间套压从24 MPa逐渐下降至8 MPa后，利用压力控制钻井设备保持环空压力，抢下钻至3 105 m。通过控制泥浆池液面稳定的方法调节阻流阀开度和压井排量，第一阶段保持入口钻井液密度1.75 g/cm?，套压逐渐降至3.2 MPa；第二阶段保持入口钻井液密度1.80 g/cm?，套压逐渐降为零。停泵后，观察套压、立压均为零，开井后井口液面稳定，压井成功。该井是采用硬顶法处理关井时钻头离井底较远情况的典型案例。

3.2 井漏导致喷漏同存案例

渤海油田B井8-1/2"井眼钻进全过程发生持续漏失，钻井液体系密度1.04 g/cm?，钻进至3 440 m地层时发生失返性漏失。处理井漏至静止漏速逐渐减小后准备中途测试，短起钻至3 180 m时发现溢流，为此立即实施关井。由于喷漏同存，钻头离井底有一定距离，并且密度要求苛刻（测试结果为井底压力系数1.056，大于1.07 g/cm?漏速迅速增加至45 m?/h以上，低于1.05 g/cm?测溢流），因此决定采用硬顶法压井。通过环空反挤稠钻井液71 m?，钻具内正挤稠钻井液35 m?，关井，套压、立压为零。开井，不溢不漏，然后转入测试作业。本井是硬顶法压井处理喷漏同存的典型案例。

3.3 硬顶法压井技术应用推广

常规测试压井方式为测试结束后，打开循环阀，反循环顶替出管柱内油气，继续反循环清洗管柱至返出干净流体，然后解封封隔器，正循环压井。渤海油田C井完钻后进行裸眼测试，裸眼段长度近1 000 m，测试结束后裸眼段内全部是油气，常规方式压井十分困难，井控风险极高。从减小井控风险等方面考虑，决定实施硬顶法压井，即解封前通过正挤压井液将测试管柱内及裸眼段油气推回地层，解封测试封隔器后再次挤注压井液，后续通过循环、短起下等方式确保井控安全。具体实施步骤如下：①测试结束后，打开测试树生产翼阀放空管柱内压力，泄压完毕后，关闭油嘴管汇；②打开测试树与固井泵相连的压井翼阀，泵入压井液，使测试阀以上的管柱中充满压井液，停泵；③泥浆泵环空加压打开测试阀，继续用固井泵将管柱内及裸眼段剩余油气挤入地层，停泵；④解封RTTS封隔器，关闭防喷器环空挤注不少于2倍裸眼段容积的压井液，然后反循环压井与正循环压井相配合，监测气全量持续小于2%； ⑤采用短起下方式，一般持续时间为5～6 h，循环测后效气及气窜速度，确认安全后起出测试管柱。

该井在压井过程中改变常规测试压井作业思路，大胆突破，引入硬顶法，同时结合“正循环”与“反循环”，最终高效顺利完成压井作业，极具推广意义。

4 硬顶法压井技术注意事项

4.1 井口关键设备耐压等级的确定

由于实施硬顶法压井可能会出现较高的地面压力，作业前应再次确认井口关键设备的耐压等级，并确保压井时的泵压应在井口设备和套管的承压范围内，否则可能会引起井口及防喷器泄漏，甚至出现井口失控的复杂情况。

4.2 硬顶法压井设备的选择

硬顶法压井作业初期一般泵压较高，如果泵压超过20 MPa，建议使用固井泵实施压井作业，待井口压力降低后换成泥浆泵继续作业。

4.3 上层套管鞋处地层承压能力

一般情况下，上层套管鞋处的地层是最易漏的地层，在压井过程中，应尽量保证施工压力小于套管鞋地层破裂压力。

4.4 薄弱地层的处理

在实施硬顶法压井时，有可能侵入井筒的地层流体未被压回至溢流层位，而是被压回至最薄弱且易压漏的层位，即使气体被压回至渗透性地层，大量的压井液也可能压漏溢流层位。这样压井的同时就容易出现漏失现象，压井作业结束后，如果裂缝不能自行闭合，则需要采取堵漏措施后才能继续作业。

5 结论

①井控工作重在预防，要把握好井筒液柱压力大于地层孔隙压力的原则，执行好溢流监测和检查、短程起下钻、测油气上窜速度等要求，确保井眼处于一级井控状态。

②硬顶法压井作为一种非常规压井技术，在渤海油田钻井、测试作业中成功应用并进行推广，有效处理了喷漏同存的压井、发生溢流时钻头不在井底等复杂井控事件。

③实施硬顶法压井应综合考虑地面井控设备及泥浆泵压力等级、套管抗内压强度、地层承压能力、上层套管下入深度及固井质量、地层渗透率等因素，慎重选择。

④实施硬顶法压井后，地层可能会发生漏失现象，应及时采取堵漏措施，防止因漏失再次出现溢流、井涌，甚至漏转喷等复杂情况。

⑤对于井控风险较高的井，井控设计应明确规定每钻进一定深度就做一次地层承压试验，记录好地层强度试验数据，在出现溢流、井涌后，应当考虑是否应用硬顶法等非常规控制技术。

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收稿日期：2023-10-01

基金项目：国家自然科学青年基金项目（51904034）。

作者简介：罗黎敏（1979—），男，本科，高级工程师，研究方向：井控技术。