超深水钻井节流管线摩阻影响及应对方法分析

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无论是陆地钻井还是深水钻井，井控的原则是一致的。

然而，在不同的环境进行井控时，不同的条件可能会限制井控的一些操作[1]。

超深水井，水下井口和水下防喷器组安装在水深超1500m 的深海海底，如南海荔湾某井水深超2600m，因此节流管线长，加之管线内径小，通常内径不超过101.6mm，液体在节流管线内部流动时，管壁摩阻大[2]。

当超深水井发生溢流井涌需要进行压井循环时，在节流管线上会产生很大的摩阻，导致环空压力和井底压力增加，如处理不当会造成压漏地层甚至恶化复杂情况的后果[3]，尤其是在窄压力窗口地层进行作业时。

1 节流管汇摩阻分析
准确分析及求取节流管线摩阻是超深水井控压井成功的关键一环，也是超深水井控区别浅水和陆地井控的核心因素之一。

1.1 节流管线摩阻的产生
任何流体在管内流动都要损失部分能量，其引起的原因有：流体粘度引起的内部摩擦；由于管壁粗糙引起的外部摩擦。

超深水井井控压井过程中，井筒中钻井液或压井液通过节流管线返出，从而在管线内部产生了向下的摩阻，如图1所示，这个摩阻通过井内液体传递到井底，给井底增加了额外压力[4]。

超深水井需考虑节流管汇摩阻的原因有三个方面：一是超深水井水深增加，相同地层深度情况下，上覆岩层相比陆地和浅水井薄，上覆岩层压力小，从而导致地层破裂强度低，井控压力循环时额外增加的节流管线摩阻容易导致压裂薄弱地层；二是节流管汇长、内径小，液体在管线内部流动时摩阻与管线长度成正比、与管线内径成反比；三是超深水井水深增加后海底温度低，通常只有1~3℃，钻井液在低温条件下粘度增加、流动性变差，也会导致摩阻增
加。

图1 压井时节流管线摩阻示意图
超深水钻井节流管线摩阻影响及应对方法分析
张冠洪 严德
中海石油（中国）有限公司深圳分公司 广东 深圳 518054
摘要：超深水井由于较长的节流管线，当井控压井循环钻井液时产生的摩阻将极大的超过常规水深井。

本文分析了超深水井中节流管线摩阻产生的原因，提出了求取的时机和方法；首次将超深水井中的节流管线摩阻与井身结构设计相结合，论述了其对超深水井钻井设计、作业产生的影响，提出了相应的应对方法。

以南海东部实施的超深水为例进行了实际应用，结果表明本文所考虑的方法对超深水井的设计与作业重要指导意义，可为超深水井设计和作业提供参考。

关键词：超深水 钻井 节流管线 压井 摩阻 井控Ａｎａｌｙｓｉｓ　ｏｎ　Ｉｎｆｌｕｅｎｃｅ　ａｎｄ　Ｃｏｕｎｔｅｒｍｅａｓｕｒｅｓ　ｏｆ　Ｆｒｉｃｔｉｏｎ　ｏｎ　ｔｈｅ　Ｃｈｏｋｅ　Ｌｉｎｅ　Ｆｒｉｃｔｉｏｎ　ｉｎ　Ｕｌｔｒａ－ｄｅｅｐｗａｔｅｒ　Ｄｒｉｌｌｉｎｇ
Ｚｈａｎｇ　Ｇｕａｎｈｏｎｇ，Ｙａｎ　Ｄｅ
CNOOC China Ltd Shenzhen Branch ，Shenzhen 518054
Abstract ：Because of the long choke line ，the friction generated by the well-controlled kill when circulating the drilling fluid is significantly greater than that generated by conventional deepwater Wells. In this paper ，the causes of friction of choke line in ultra-deepwater well are analyzed ，and the timing and method for solving it are put forward. For the first time ，the friction of choke line in ultra-deepwater well is combined with the well structure design ，and its influence on drilling design and operation of ultra-deepwater well is discussed ，and corresponding countermeasures are put forward. Taking the ultra-deepwater in the east of the South China Sea as an example ，the results show that the method considered in this paper has important guiding significance for the design and operation of ultra-deepwater Wells ，and can provide a reference for the design and operation of ultra-deepwater Wells.
Keywords ：Ultra-deepwater ；Drilling ；Choke line ；Killing well ；Friction ；Well control
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影响超深水井中节流管汇摩阻值大小的主要因素有钻井液性能，主要是钻井液的流动性能，流动性能越差，管线摩阻值越大；压井液循环排量，排量越大，摩阻越大；节流管汇尺寸、节流管汇长度等。

1.2 节流管汇摩阻的求取
由于节流管线摩阻值不仅跟管线内径、长度和钻井液粘度有关，而且受循环排量、钻井液类型等多重因素影响，理论计算复杂、且计算精度有限。

超深水钻井现场作业可通过摩阻试验方法求取实际值。

（1）求取时机
①防喷器安装后钻开套管鞋之前；②当钻井液密度或其它钻井液性能发生显著变化时；
③目的层钻井期间，每12h需要求取一次。

（2）求取方法
节流管线中的压耗可以通过多种方法测量，下面是其中的一种：①以压井速度向井中泵入钻井液并使钻井液经由隔水管返出，记录此时的泵速和泵压；②停泵，关闭环形防喷器；③打开节流管线的阀门并以压井速度泵入钻井液，使钻井液经由节流管线返出；④记录此时的泵速和泵压；⑤步骤③中的泵压与步骤①中泵压的差值可以看作节流管线的压耗。

上面的方法不适用于有裸眼井段的情况，因按照上面情况裸眼井段要额外承受一个等于节流管线中压耗的压力，有可能导致井漏。

当有裸眼井段存在时，可以采用下面的方法来确定节流管线中的压耗：①关闭节流管线入口下面的某个防喷器；②以压井速度向节流管线中泵入钻井液并经由隔水管返出，此时的泵压就大约等于节流管线中的压耗。

在作业的各个阶段都必须及时掌握低泵速情况下的循环压耗数据，因此，必须按要求进行低泵速试验。

2 对钻井的影响及应对方法
超深水井节流管线摩阻对钻井的影响主要体现在井身结构设计、低泵速试验、关井套压求取以及压井操作流程方面。

2.1 使井身结构设计复杂
对于超深水井而言，水深增加，相同井深条件下，地层破裂压力降低，地层压力窗口变窄，如图2所示。

在极限情况下油层之上的套管鞋处地层强度与最大钻井液密度之间的窗口取0.06 g/cm 3，折算到压力绝对值时得到的结果比较小。

在此情况下，需与节流管汇摩阻进行比较，以验证
该平台是否具备实施该井的条件。

图2 压井时节流管线摩阻示意图
如对于1500m水深的超深水井，下深为2300m （入泥800m）的套管鞋处对应作业窗口折算的压力值为1.36MPa。

考虑到节流阀的操作产生误差以及排液后期摩阻的变化，取安全值为0.69MPa，则节流管汇摩阻须小于0.67MPa。

根据井身结构设计原理及要求计算，若要满足该情况，钻井装置的节流管汇内径不得小于101mm，且压井排量不得大于795L/min，否则循环产生的压力将会把地层压漏，从而引起地下井喷。

应对方法：
①进行钻井装置选择时，考虑其节流管汇对作业的影响；②对于钻井装置已经选定，且节流管汇内径小的情况，增加一层套管来保证作业顺利实施，但需考虑深水井井口尺寸和完钻时油藏要求的井眼尺寸使得该问题变得困难；③在压井时间可接受的情况下，采用压井、节流管汇同时上返的方式实施压井。

采用该方法需评估压井、阻管汇出现堵塞对压井作业的影响；此外，为了将循环压耗降低，压井排量下降导致压井时间过长，对于超深水井高昂的日费，需进行经济性评估。

2.2 求取节流管汇摩阻的低泵速试验时将地层压漏
由于超深水井作业压力窗口窄，在求取节流管汇摩阻的低泵速过程中容易将地层压漏。

应对方法：
①利用经验公式测算节流管汇摩阻；②分析和统计邻井资料，确定合理的低泵速排量；③钻穿套管鞋之前进行低泵速试验，并根据获取的压耗值确定在裸眼井段采取的低泵速排量，并根据钻井液密度进行折算，即压耗值与密度成正比；④求取从压井、节流管汇同时上返时的摩阻，为压井时安全余量极小时做准备，同时也降低压漏地层的风险。

2.3 关井套压求取不准
超深水井海床处的低温导致节流管汇中的钻
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井液凝胶强度增加，长的节流管汇影响了井底压力向上的传递，从而使地面观察到关井套管结果低于实际值，进而导致压井液密度不足，难以压稳井内流体。

应对方法：
①采用适应低温环境的钻井液体系，降低流变性能变化的影响；②求取关井套管前进行破胶循环，具体操作如下：1）在已经关井的前提下关闭另一个防喷器，使压井、节流管汇循环通道位于两个防喷器之间；2）从压井管汇泵入原密度钻井液，从节流管汇上返，直到循环出管汇内的全部钻井液；③适应增加关井求压的时间。

2.4 压井作业操作困难
超深水井压井过程中，节流管汇摩阻增加了压井作业的复杂性。

压井初期，当套压仍按常规水深井进行控制时，地层增加相应的压力值，则可能将地层压漏[5]。

压井后期，当侵入的流体（尤其是气体）被循环排出节流管汇过程中，如果仍然保持原压井排量，则地层会承受由于钻井液密度增加，节流管汇摩阻也会相应增加的载荷，存在压漏地层的风险。

应对方法：
①选择经验丰富、操作能力强的节流阀操作人员来调节节流阀；②压井开始时，通过调节节流阀使套管压力等于关井套压减去节流管汇摩阻，以维持井下的压力平衡，随后根据计算的立压控制要求进行操作。

比如，关井套管为1.72MPa，节流管汇摩阻1.38MPa，压井循环过程中，地面通过调节节流阀，保持套压0.34MPa；③压井后期，由于超深水井作业窗口窄，允许侵入的流体体积小，而长节流管汇可容纳该体积（如：长1500m内径为101.6mm管汇容积可达12m 3），根据该特点，一种可用的方法是，根据侵入流体体积计算，压井钻井液已经循环至防喷器组以上，当节流阀完全打开时关闭节流管汇之下最底部的阐板防喷器，将井眼隔离开。

沿压井管汇至节流管汇循环出侵入的流体。

另一个方法是采用逐步降低循环排量，比如接近最大允许套管25PSI时，降低排量（过快降低排量将使节流管汇摩阻急剧降低，导致施加给地层的压力减少，地层流体会再次侵入），直至将侵入流体循环排出；④采用压井、节流管汇同时上返的方式进行压井，但需评估压井过程中因为管汇堵塞给压井作业带来的影响。

3 应用案例分析
某XX井是南海东部一口水深超2500m的超深水
井，该井的井身结构设计为：914.4mm*2583m+508mm*3050m+339.7mm*3480m+311.1mm*4000m。

在进行该井钻井设计时，考虑到地层压力预测结果，其表层套管鞋（3050m）处的作业窗口仅为0.068g/cm 3，折算到表层套管鞋，考虑0.69MPa的节流阀操作误差，允许节流管汇摩阻仅为1.34MPa。

根据计算结果，可以判断不能在该井采用常规水深井的压井排量（30冲/分钟、40冲/min、50冲/min），需采用更低的排量或采用压井、节流管汇同时上返才能实施压井作业。

作业过程中，根据地层漏失试验结果，作业窗口增加至0.082g/cm 3，允许节流管汇摩阻仅为1.75MPa。

实际求取的节流管汇摩阻为：10冲/min （220L/min）、0.82MPa；20冲/min（440L/min）、1.41MPa；30冲/min（660L/min）、1.93MPa。

结合实际的作业窗口和求取的节流管汇摩阻值，压井排量只能选择25冲/分钟（550升/分钟）。

考虑到压井作业时防喷器以下环空体积加上节流管汇容积共计约148m 3（油顶3157m，节流管汇内径101.6mm，钻杆外径149mm），将地层侵入流体循环出节流管汇时间为269min。

若采用压井、节流管汇同时上返进行压井，则可以采用50冲/分钟（1100升/分钟）进行压井作业，循环出侵入流体的时间缩短为135min。

4 结束语
在超深水井中，节流管汇摩阻比常规水深井有较大的增加，对井身结构设计、钻井作业和井控作业产生极大的影响，尤其是在窄压力窗口地层作业中，需引起设计和作业人员的高度重视，应结合现场实际情况综合分析和评估各种应对方法进行。

参考文献
[1]深水钻井规程与指南编写组．深水钻井规程与指南[M].北京：中国海洋石油总公司，2011．
[2]陈彬，罗俊丰，郝希宁，等.深水井控成功实践与技术分析[J].石油钻采工艺，2015，40（S2）：168-173．
[3]董星亮.深水钻井重大事故防控技术研究进展与展望[J].中国海上油气，2018，30（2）：112-119.
[4]褚道余．深水井控工艺技术探讨[J]．石油钻探技术，2012，40（1）：56-61．
[5]王志远，孙宝江，高永海，等．深水司钻法压井模拟计算[J].石油学报，2008，29（5）：786-790.
作者简介
张冠洪（1989—），男，本科，工程师，主要从事钻完井现场作业和技术研究工作。

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