常规井的非常规压井技术
非常规压井技术
第十节非常规压井技术一、顶部压井技术当井内起出钻具、喷空、钻具刺漏或钻头水眼被堵塞，钻具无法正常循环时，最为安全有效的井控方法就是使用顶部压井技术。
其处理方法可分为两个过程：容积法排溢流和反循环压井。
1、容积法排溢流其原理是依据井底压力、环空静液压力和井口套压之间的变化关系，控制井底压力略大于地层压力允许天然气在沿井眼滑脱上升过程中适度膨胀，直至井口，再进行顶部压井操作。
在关井期间，井底压力等于环空静液压力与井口套压之和，即。
为了确保整个排溢流和压井期间的井底压力略大于地层压力并将其保持在一定的压差范围内，当气体滑脱上升、井内液柱压力减少时，需将井内液柱压力的减少值加在井口套压上，以补偿井底压力，平衡地层压力。
环空静液压力的减小值为：ΔPm＝0．0098ρm(ΔV/Va) (1-10-1)式中ΔPm――环空静液压力的减小值，MPa；ρm――环空钻井液密度，g/cm3；ΔV――环空钻井液体积减小值（为了让井内气体膨胀而放出的钻井液量，用计量罐计量），m3；Va――环空容积系数（即每米环空容积或环空截面积），m3/m。
环空静液压力的减小值应等于井口套压的增加值，即：ΔP m＝ΔP a(1-10-2)式中ΔP a――井口套压增加值，MPa。
操作程序：①先确定一个大于初始关井套压的允许套压值ΔP al，再给定一个允许套压变化值ΔP a′，例如初始关井套压P a=5Mpa，允许套压值ΔP al=6Mpa，允许套压变化值ΔP a′=0.5Mpa。
节流阀放出钻井液②当关井套压由P a上升至(P a l+ΔP a l′) =(6+0.5)M p a时，从节流阀放出钻井液，使套压下降至P a l，即6M p a，关井，并将放出的钻井液体积ΔV1换算成环空静液压力的减小值，即得套压增加值：ΔP a1＝ΔP m1＝0．0098ρm(ΔV1/V a) (1-10-3)③当关井套压由上升至时，从节流阀放出钻井液，使套压下降至，关井；放了钻井液体积，则套压增加值为：ΔPa2＝ΔPm2＝0．0098ρm(ΔV2/Va) (1-10-4)④当关井套压由上升至时，从节流阀放出钻井液，使套压下降至，关井；放出钻井液体积，则套压增加值为：ΔPa3＝ΔPm3＝0．0098ρm(ΔV3/Va) (1-10-5)⑤按上述方法使气体上升膨胀，排放钻井液，使套压增加一定值以维持井底压力与地层压力的平衡，直至气柱到达井口。
压井方法优选与存在的问题
压井方法优选与存在的问题压井是利用井控设备和压井方法向井内注入一定比重和性能的压井液，重新建立井下压力平衡的过程。
选取合适、有效的压井方法关系到压井是否成功的关键，一旦发生井喷失控，将会造成重大损失，甚至巨大社会影响，因此，发生溢流或井涌后编制压井方案,选择最优的压井方法是压井成功的前提。
一、压井方法及优缺点压井方法包括常规压井法和非常规压井法，常规压井法含司钻法、工程师法、边循环边加重法；非常规压井法含平推压井法、置换压井法、低节流压井法、体积控制压井法。
1.常规压井法⑴司钻法压井。
司钻法又称二次循环法，是指当溢流发生时并且完成关井工作后，考虑先利用钻井液循环将溢流排除，然后再结合钻井液压井的方法。
这种方法的优点在于比较容易掌握，并且最关键的是操作时间短。
缺点是设备承压高，风险相对较大。
⑵工程师法压井。
工程师法又称一次循环法，是指当发生溢流时，要实现迅速的关井行为并记录重要的溢流数据，通过计算填写压井施工单，然后利用加重钻井液，保证全部工作的实现在一个循环内完成。
工程师法压井的最大优势是装置所承受的压力小，相对风险小，经济效益高。
缺点是：①精确控制井底压力难，影响因素多，一旦控制不好，容易引起油气侵，造成反复压井。
比如：井眼轨迹、井身质量、泥浆密度与循环压降的精确计算困难，高密度泥浆差距大，另外，地面装置在压井过程中，地层砂子反出堵塞通道，需要反复开大、关小节流阀。
因此，立管压力的控制难度大。
②在压井过程中井底漏失量不好掌握，若漏失严重，压井泥浆不够用，也会造成压井失败。
⑶边循环边加重法压井。
边循环边加重法又称同步法或循环加重法。
是指当溢流关井求得地层压力之后，采用边循环边加重的办法压井。
它的优点是在重浆储备不足，边远地区能够很快的开展压井作业。
但是，这种方法的最大缺点是压力的计算比较复杂，因此在实践中很少采用。
2.非常规法压井⑴平推法压井。
平推法又称压回地层法、挤压法或顶回法，是指从地面管汇向井内注入钻井液将进入井内的地层流体压回地层的压井方法。
QSH0443《非常规油气井压后排采推荐作法》
根据放喷排液情况，选择相应规格的抽油机进行试采，按照SY/T 5981—2000第6章有关规定 执行。
4 设备配套要求
4.1 排采井口装置选择
4.1.1 宜采用普通双翼井口，满足排采需求。 4.1.2 井口装置满足特殊作业要求。 4.1.3 排采井口装置性能要求应符合 GB/T 22513 的规定。
4.3.2 分离器
4.3.2.1 4.3.2.2 4.3.2.3 4.3.2.4
分离器额定工作压力需满足排采压力要求。 分离器处理能力满足排液处理量的要求。 分离器排气管线处于畅通状态。 分离器用地脚螺栓及钢丝绳固定牢靠。
2
Q/SH 0443—2011
4.3.2.5 分离器出口点火管线用直通硬管线并固定，燃烧器距分离器不得少于 50 m 并固定牢靠。 4.3.2.6 分离器及地面管线用清水试压至额定工作压力。出口管线用油管连接，不应有小于 90°的 急弯并固定牢靠。 4.3.3 水套炉（热交换器） 4.3.3.1 满足排采流量要求。 4.3.3.2 热值满足冬季或管线结冰解堵需求。 4.3.3.3 安装固定牢靠。
4.2 井控装置
排采期间的井口和井控装置的安装、使用和管理应符合SY/T 6120的要求。
4.3 地面流程及要求
4.3.1 节流管汇
4.3.1.1 地面流程的选择和安装应符合 SY/T 6581—2003 第 7 章的有关规定执行。 4.3.1.2 放喷、测试管线、管汇台等地面流程固定牢靠。 4.3.1.3 地面流程管线根据各管线、设备的耐压等级分段试压，具体试压按工程设计要求执行。
4
Q/SH 0443—2011 AA
附录A （资料性附录） 排采井资料录取要求 A.1 压力、温度 压力、温度变化宜2 h录取一次资料。 A.2 含砂量 排采井放喷排液期间每2 h化验一次含砂量。求产期间每4 h化验一次含砂量。 A.3 取样 取样要求按照Q/SH 0182—2008中3.14.4的规定执行。 A.4 排液量 A.4.1 排采井每8 h计量1次排液量，每次量三遍取平均值。对于排液量较大的井根据实际情况加密 计量排液量。 A.4.2 记录日产液量单位为立方米（m3）。 A.5 返排率 按照累计排出地层液量占注入井内总液量的百分比计算。 A.6 含水率 排采井放喷排液期间每 2 h 化验一次含水率。求产期间每 4 h 化验一次含水率。 A.7 产油量 日产油量根据计量液量和化验含水计算。采用自动化分析计量仪计量的井，日产油量允许采用计 量数据，单位为立方米（m3）。 A.8 产气量 A.8.1 排采井每天测量一次产气量。 A.8.2 记录日产气量单位为立方米（m3）。
非常规油气井压后排采推荐作法
提纲
一、标准制定的目的和意义 二、与常规油气标准的联系与区别 三、编写原则 四、标准主要内容及确定依据 五、标准应用措施建议
四、标准主要内容及确定依据
1、标准提纲及构架
前言 1 范围 2 规范性引用文件 3 排采工艺方式
4.2 井控装置 排采期间的井口和井控装置的安装、使用和管理应符合SY/T
6120的要求。 4.3 地面流程及要求 4.3.1节流管汇 4.3.2 分离器 4.3.3 水套炉
四、标准主要内容及确定依据
（二）设备配套要求
重点井排采分析
放 空
去净化气管网
PN6.4 DN600
PN6.4 DN600
去建32-1井污水池
累计排液 返排率（%） 排采方式 （m3）
其它
2737
100
放喷+电潜 地层实际产
泵+抽汲 液480.7m3
1053.27
84.5
放喷+抽汲+ （气极少） 机抽
7123
58.7
放喷+气举
985 737.16
47.3 31.44
放喷+气举 放喷+抽汲
（油井）
说明：河页1井未统计。
四、标准主要内容及确定依据
油压（MPa） 油嘴（mm）
＞15.0 2.0
10.0-5.0 3.0
＜5.0 4.0
四、标准主要内容及确定依据
井口压力与油嘴大小统计表
序号
1 2 3 4 5
井号
方深1 黄页1井 建页HF-1井 建111井 安深1井
非常规井技术
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钟摆钻具 满眼钻具 增斜钻具 单弯动力钻具
（四）非常规水平井钻井提速技术
（4）水平井段采用双稳定器组合钻具，通过调整两稳定器之间、 钻头与稳定器之间距离及钻进参数实现旋转控制井眼轨迹。
（一般钻头与稳定器之间距离控制在1m-1.5m、两稳定器之间控制
在4.5m-6m为宜）
1、调节稳定器位置可实现稳斜、微增或微降井斜； 2、调节稳定器直径可实现微增或微降井斜； 3、改变钻压可实现井斜微控；
（三）非常规水平井钻井技术思路
4、近钻头测量、旋转导向等技术有条件可以应用，但不是非
常规水平井施工所必需的。
5、根据非常规油气藏普遍通过大规模压裂进行储层改造的特
点，优化井眼轨道（减少水平井段控制点和方位变化），就
能降低非常规水平井施工难度。 6、油基钻井液、合成基钻井液对泥页岩井壁稳定至关重要,但 水基混油钻井液、优质水基钻井液在稳定井壁方面也有其经 济、适用、安全等优势。
（7）不管采用哪种钻具组合，及时分析判断井眼轨迹变化趋势，
合理选择、改变钻具组合和钻进参数至关重要。 （8）认真分析施工中存在的“反常”现象（增斜钻具不增反降、 降斜钻具不降反增等），认真总结区域地层因素对轨迹控制的影 响规律等。
（四）非常规水平井钻井提速技术
3、优选破岩和辅助破岩方式、优化钻进参数
非常规水平井钻井技术
内
容
（一）非常规水平井钻井技术特点 （二）目前存在的主要技术问题 （三）非常规水平井钻井技术思路
（四）非常规水平井钻井提速技术
（一）非常规水平井钻井技术特点
1、水平井段：大多数致密储层埋藏深、水平井段长、井径 小，与常规水平井相比施工难度更大。
2、井
径：为满足裸眼分段压裂和保证水平井固井质量的
非常规压井三法
非常规压井技术一、置换法1、基本原理在气井泥浆喷空后，裸眼段较长，井内无钻具不能进行循环压井的条件下，可以采用置换法压井。
井口条件是：井口装置可以将井关闭，压井泥浆可以通过压井管汇注入井内。
操作的基本步骤为：向井内注入一定量的泥浆，关井，等待泥浆下沉至井底，然后放气卸掉一定量的井口压力，卸压值等于灌入泥浆所增加的压力值。
即△P ＝0.00981k AaVρ∆ 式中:∆P-释放的套压降低值，MPa;∆V -向井内注入的泥浆量，m 3; Aa-环空容积系数，m 3/m;ρk -压井泥浆密度，g/cm 3。
重复上述方法，间歇泵入泥浆，间歇释放压力就可以使井内液柱压力逐渐增加，井口套压逐渐降低，最后建立起新的压力平衡。
向井内泵入的泥浆量∆V 的计算公式如下：h 22)(4)()(V P P P P P P P P V ka f k f k f k --+-+=∆式中:P k -压井泥浆静液柱压力，MPa; P f -地层破裂压力，MPa; P a -初始井口压力，MPa; V h -井眼总容积，m 3。
2、压井施工步骤（1）控制井口后，根据井口和井下条件计算压井参数。
（2）按计算得到的压井泥浆密度值将泥浆加重，并备足所需的压井泥浆量。
（3）作出压井施工单。
（4）开泵，将排量调整到压井排量，向井内泵入压井泥浆，直至泵入量达到规定量。
（5）停泵，关井，等候井内压井泥浆沉入井底。
（6）打开节流阀，调节井口压力按压井施工单计算的规定逐渐降低至规定的压力值，关闭节流阀。
（7）重复第4步至第6步的操作，按照压井施工单的规定，控制每次的泵入量和井口压力降低值，直至泵入的压井泥浆能平衡地层压力为止。
（8）停止操作，关井，检查井口压力是否为零，如是，则开节流阀检查是否有溢流，如无溢流，再开防喷器检查是否有溢流。
（9）若井确已压住，则将泥浆按规定的附加值加重，恢复正常钻进。
3、绘制压井施工曲线二、直推法气井井喷后，如果井筒内无钻具，钻井液喷空且不能将井关死，则只能采用直推法，将进入井筒内的天然气压回地层。
非常规井技术
风险相对较低，因此，尽可能选择之。对于地层岩性复
杂、研磨性较强不适宜PDC钻头的应选用三牙轮钻头。 （2）要充分利用钻头水马力对清洁井底的作用，合理选择
水力参数，尤其是注重高密度钻井液条件下的水力参数
优选。 （3）在采用动力钻具时，为发挥动力钻具的作用和延长使 用寿命，根据动力钻具特性合理选择钻头压降（多采用 中空钻具等）。
（7）一旦发生井下故障和复杂情况，及时采取正确的处理 方案是能够有效解除的，盲目处理、贻误时机就会复杂 化。 （8）谨慎选择浸泡解卡方式处理水平井段卡钻故障等。
（四）非常规水平井钻井提速技术
6、提高非常规水平井固井质量
（1）非常规水平井固井质量仍是钻井难题，尽管国内外有不少专 家学者进行一系列研究，各专业公司进行了大量实践，但也很难 保证百分之百优质率。 （2）保证有一个规则的、清洁的、压力平衡稳定的井筒环境； （3）套管居中度要高，刚性扶正器数量足够，膨胀式扶正器要注 意在压裂施工时失效等。 （4）良好的水泥浆体系（控制滤失（低）、自由水（零）、流动 性、膨胀性、防地层流体窜入、对地层流体的适应性以及较高的 水泥石强度等）。 （5）良好的施工工艺（钻井液性能、循环连续性、流速控制、冲 洗液、隔离液、有条件时活动套管等）。
调控钻井液密度非常重要。
7、故障复杂：钻井施工过程中的各种故障和复杂情况发生 的机率更高，处理难度大。
二、目前存在的主要技术问题
1、造斜段全部采用滑动钻进方式，机械钻速低；
2、采用常规地质导向钻井技术，轨迹控制难，钻井效率低；
3、水平段采用单弯动力钻具滑动钻进和复合钻进方式，难以 保证井眼轨迹平滑，不仅影响完井管柱顺利下入、胀封，而 且易发生水平井段卡钻故障； 4、深井、小井径、长水平段井的摩阻、扭矩问题难以克服； 5、水平井段的井壁稳定、岩屑清除、椭圆井眼不仅影响施工 质量，而且影响安全施工； 6、研磨性极强地层破岩工具选择使用受限制，机械钻速、行 程钻速低等。
非常规井优快钻井技术
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（二）优化轨迹控制技术
5、储层较薄，造斜力受地层走向、应力较大时，可采用单
弯动力钻具。
6、对于深井、长水平段的井，可采用直动力钻具复合钻进 以克服摩阻、扭矩。 7、无论采用哪种导向钻具，在底部钻柱中都应适当加入部 分钻铤，对控制轨迹平滑非常重要。
8、及时分析判断井眼轨迹变化趋势，合理选择、改变钻具
组合和钻进参数。
四、非常规水平井钻井提速技术
（三）优化钻井液体系
1、优选钻井液体系
致密砂岩油气藏以水基钻井液为主；
页岩油气藏以油基钻井液为主； 强抑制、高混油等优质钻井液体系是努力方向。
2、优化钻井液性能。
合理调控钻井液性能；
保持良好的流变性；
具有较强的抗温、抗地层流体污染能力等。
四、非常规水平井钻井提速技术
4、既要提高平均机械钻速，也要注重提高行程钻 速。 5、有条件的可采用空气或泡沫钻井技术。 6、水平段采用轴向振动推进工具，不宜采用水力 加压方式等。 7、小井径可采用特制钻具，以增加钻柱刚度等。
（例如：6吋井眼可采用特制4吋钻杆）
四、非常规水平井钻井提速技术
（五）强化故障的预防和处理
1、故障对井身质量造成的缺陷难以弥补，往往使
7、对井下故障和复杂情况，盲目处理、贻误时机 都会复杂化。
8、谨慎选择“浸泡解卡”法处理水平井段卡钻故 障等。
四、非常规水平井钻井提速技术
（六）优化完井作业和提高固井质量
1、优化完井作业工艺
（1）保证井眼轨迹平滑；（钻具结构、钻进方式等） （2）优化水平井段井眼清洁技术；（钻井液流变性、钻具 组合，循环时钻具活动方式等）
（二）集成应用成熟技术和现有装备
1. 优化钻机选择； 2. 优化井位、井场布置； 3. 优化施工工艺、技术（钻井液、轨迹测控等）。