0 引言

常规旋转钻井在接单根或立柱时，需停泵中断钻井液循环，造成井底压力下降，有时会引起井涌，并使悬浮在钻井液中的岩屑下沉积聚，形成岩屑床，增加钻柱的扭矩和阻力，增大钻机设备的负荷^[1]。在钻遇高渗透地层时，停止钻井液循环易造成压差卡钻^[2]。当循环恢复，开泵瞬间会造成井底压力骤增，在窄安全密度窗口地层处，极易压漏地层，引发井漏等一系列井下复杂情况^[3]。

连续循环阀钻井技术能够在接单根或立柱期间保持钻井液的不间断循环^[4]，避免了频繁停泵和开泵对井底造成的压力冲击，使钻井液当量循环密度维持在一个相对稳定的水平^[5]；钻井液的连续循环使岩屑不断地从井筒中携带排出，减缓了岩屑的沉降和堆积；节省了钻进完成一个单根或立柱后，划眼清洁井眼所耗费的大量时间^[6]；保持井眼处于良好的状况，有效地避免了漏、垮、卡等井下复杂情况的发生^[7]，提高了复杂地层钻井作业的安全性和成功率，是常规钻井液循环方式的一次重大变革^[8]。

番禺油田位于南海东部海域，由番禺4-2、5-1、10-2、10-5、10-8、11-5、11-6等油田区块组成，目前共有5座平台，分别是番禺10-2WHP井口平台、番禺4-2A、番禺4-2B、番禺5-1A、番禺5-1B钻采平台^[9]。番禺10-5、10-8、11-6油田可采储量规模小，为了经济开采上述边际油田，决定依托现有设施，采用钻大位移井的方式进行开发。其中，钻成PY11-6-A1H大位移水平井开发番禺11-6油田，钻成PY10-8-A3大位移定向井、PY10-8-A1H大位移水平井开发番禺10-8油田，钻成PY10-5-A1H大位移水平井开发番禺10-5油田。为了降低$\phi$215.9 mm井段的钻井作业风险，引入连续循环阀钻井技术，顺利钻进至目的层深度。

1 大位移井钻井技术难点与对策

番禺油田大位移井在钻井过程中存在以下技术难点。

(1) 井段深，稳斜段长，稳斜角度大，岩屑易堆积。番禺油田大位移井基本数据如表 1所示(PY10-8-A1井在钻完$\phi$215.9 mm井眼后，由于地质油藏方案变更，打弃井水泥塞回填原$\phi$215.9 mm井眼，重新侧钻$\phi$215.9 mm井眼和$\phi$152.4 mm井眼，新井更名为PY10-8-A1H)。大位移井平均深度6 262 m，稳斜角76.0°$\sim$84.0°，以PY10-5-A1H井为例，该井斜深7 646 m，垂深2 419.3 m，水垂比2.76，稳斜段长4 822 m，属于高难度大位移井。在$\phi$215.9 mm井段钻进期间，由于上部稳斜段较长，岩屑易堆积成岩屑床，增大了钻柱旋转时的扭矩，严重时卡死顶驱^[10]。此外，岩屑床的形成也会给起下钻造成阻卡，增大了井下复杂发生的机率。在南海东部海域钻井作业中，曾发生多起因压差卡钻埋钻具的事故。

(2) 钻遇断层，安全密度窗口急剧减小，易发生井漏。番禺油田各层位安全密度窗口较宽，但在钻遇断层时，安全密度窗口急剧减小。以PY10-5-A1H井为例，该井$\phi$215.9 mm井段在珠江组6 840 m处钻遇断层，水平断距约50 m，垂直断距约50 m，安全密度窗口由1.20$\sim$1.81 g/cm$^{{\rm 3}}$急剧下降到1.20$\sim$1.32 g/cm$^{{\rm 3}}$(图 1)，无疑给钻进过程带来极大的挑战。

(3) 油基钻井液钻进，黏度高，静切力大。番禺油田大位移井$\phi$215.9 mm井段全井段采用油基钻井液钻进，油基钻井液黏度高、静切力大，循环压耗大，因此，在启停钻井泵的瞬间将会产生更大的压力激动。当井底压力低于地层孔隙压力时，可能导致井涌、气侵、井壁坍塌和阻卡埋钻等事故^[11]；而当井底压力高于地层孔隙压力时，甚至超过地层破裂压力造成压裂漏失，在高渗地层段容易造成压差卡钻等问题，导致井身质量差，给后续作业，尤其是下套管固井带来许多潜在困难^[12]。

为解决这些问题，引入连续循环阀钻井系统。

2 连续循环阀钻井系统

连续循环阀钻井系统原理示意图见图 2a，除了普通钻井所使用的通用设备(泥浆池、钻井泵、地面循环管线等)外，还包括连续循环阀(图 2b，图 2c)和地面控制系统(图 2d)，地面控制系统包括执行装置和控制装置^[13]。

在使用连续循环阀钻井系统前，需提前将连续循环阀连接到钻杆单根或立柱的上端，在连续钻进时，随钻具一同入井。

地面控制系统主要实现钻井过程中的钻井液循环控制：在钻进、起下钻过程中，通过在正循环通道和侧循环通道的不断切换使井筒中的钻井液始终保持连续循环状态。

3 现场应用分析 3.1 典型井例

番禺油田PY10-5-A1H井的$\phi$215.9 mm井段(6 122$\sim$7 148 m)使用了连续循环阀钻井技术，在油基钻井液密度1.20$\sim$1.21 g/cm$^{{\rm 3}}$，排量31.5 L/s的工况下，平均机械钻速高达19.30 m/h，ECD值控制在1.30$\sim$1.47 g/cm$^{{\rm 3}}$。1 026 m全井段ECD值增量为0.17 g/cm$^{{\rm 3}}$，波动范围小于2.3%(图 3a)。在同一油田区块内，前期进行的PY11-6-A1H井$\phi$215.9 mm井段作业中，没有使用连续循环阀钻井技术，该井$\phi$215.9 mm井段钻进位置为5 855$\sim$6 525 m，油基钻井液密度1.07$\sim$1.08 g/cm$^{{\rm 3}}$，排量31.5 L/s，平均机械钻速仅为7.66 m/h。在连接完新的钻杆立柱开泵瞬间，ECD值在0.14$\sim$0.21 g/cm$^{{\rm 3}}$变化，波动幅度较大(图 3b)。

如图 4a所示，PY10-5-A1H井$\phi$215.9 mm井段钻进过程中，在转速为120 r/min工况下，钻进旋转扭矩为28.45$\sim$40.74 kN$\cdot$m，低于设计值37.85$\sim$47.67 kN$\cdot$m，全井段扭矩较为平稳，最大扭矩波动值仅为2.86 kN$\cdot$m。

在倒划眼起钻过程中，未出现憋泵遇阻现象，后续在没有通井的情况下，直接下入$\phi$177.8 mm尾管到底，无阻挂现象，固井作业全程返出正常。如图 4b所示，PY11-6-A1H井$\phi$215.9 mm井段钻进过程中，同样在转速为120 r/min工况下，旋转扭矩波动大，最大扭矩波动值达到7.40 kN$\cdot$m。钻进过程中多次出现旋转扭矩大于设定值而憋停顶驱的现象，每钻进完成一柱，至少划眼两次清洁井眼、修整井壁，划眼过程中憋泵憋扭矩现象严重，起下钻过程中多次出现阻卡现象，给井下安全造成极大的威胁。为了确保后续作业的顺利进行，起钻完成后，下入通井钻具组合，花费41 h进行通井作业，导致该井段实际作业工期超过设计工期39 h。

3.2 应用效果分析

根据现场应用情况，连续循环阀钻井技术效果良好。

(1) 消除了井内压力波动，控制ECD值。连续循环阀钻井技术消除了启停钻井泵瞬间对井底造成的压力冲击，PY10-5-A1H井$\phi$215.9 mm全井段ECD波动值控制在2.3%以内，立管压力随着井深的增加平稳变化，ECD值始终介于地层坍塌压力和地层漏失压力之间。

(2) 改善井眼清洁状况。对于大斜度大位移井来说，井眼清洁是个难题^[14]。PY10-5-A1H井$\phi$215.9 mm井段作业过程中，连续循环阀钻井保持了钻井液连续携岩，即使在接立柱期间，也能保证岩屑的不间断排除，防止岩屑沉降，有效减缓了岩屑床的形成，改善了大位移井井眼清洁状况^[15]。良好的井眼状况不仅减轻了钻机设备负荷^[16]，也有利于定向井工程师控制井眼轨迹^[17]，PY10-5-A1H井$\phi$215.9 mm井段实钻轨迹平滑且与设计轨迹吻合度高，满足设计要求。

(3) 降低卡钻、漏失等井下复杂情况发生的机率。连续循环阀钻井技术的应用，成功地控制住了ECD值的波动，改善了井眼状况，井眼轨迹平滑。PY10-5-A1H井$\phi$215.9 mm井段平均机械钻速高达19.30 m/h，各项钻井参数均在正常范围内变化，没有出现井漏、井塌、卡钻等井下复杂情况，平滑的井眼轨迹和良好的井眼状况也保障了后续$\phi$177.8 mm尾管的顺利下入。

(4) 缩短非钻进时间，提高钻井效率。连续循环阀钻井技术的应用保持在较高机械钻速下钻井液的连续循环携岩，如图 5所示，井眼清洁状况始终处于较好的状态，减少了循环带砂、下钻划眼和不必要的短起下时间，另外，良好的井眼状况也节省了起钻过程中处理阻卡状况和单独通井的时间，有效缩短了非钻进时间，提高了钻井效率^[18]。

3.3 问题及解决措施

(1) 高泵压工况下切换流体循环通道瞬间的压力冲击。接好钻杆立柱后，在将钻井液从侧循环通道切换到正循环通道时，高压钻井液冲击新接钻杆立柱空间内的气体，造成水龙带跳动，对钻杆立柱造成冲击，严重时压弯钻杆立柱。为了减轻高压钻井液流体对水龙带和钻杆立柱的冲击，后期对连续循环阀钻井系统进行改造，增加一条灌浆管线，在切换循环通道前，先通过灌浆管线将新接的钻杆立柱灌满钻井液，提高预填充压力，再切换循环通道，大大减轻了切换瞬间对水龙带和钻杆立柱的压力冲击。

(2) MWD信号传输受干扰。常规的MWD工具测斜需要停泵或将排量降至工具的临界排量之下，然后开泵或者提高排量至工具临界排量之上，启动测斜程序进行测斜，排量改变会造成ECD波动，减弱对ECD的管控。作业现场采用MWD不停泵快速测斜方法：停止钻具旋转，触发MWD启动测斜程序，测斜，钻进^[19]。这种测斜方法既充分释放了连续循环阀钻井技术对ECD管控的优势，又节省了钻机时间。此外，井深的增加会使MWD钻井液脉冲信号传输的路径变长，信号衰减增大，信噪比随之减小^[20]。此外，钻井液性能、钻井液中的气泡、泵噪等因素都会对MWD信号产生较大影响，这种现象在大位移井中尤为突出。现场通过调整传输信号频带，减小泵噪，利用固控设备控制钻井液质量和性能等措施减小信号干扰^[21]。

4 结语

(1) 番禺油田大位移井$\phi$215.9 mm井段存在井段深，稳斜段长，稳斜角度大，岩屑易堆积；钻遇断层，安全密度窗口急剧减小，易发生井漏；油基钻井液钻进，黏度高，静切力大的钻井技术难点。为此，引入连续循环阀钻井技术，降低作业风险。

(2) 连续循环阀钻井技术在番禺油田大位移井的成功应用，显示出该技术在消除井内压力波动，控制ECD值，改善井眼清洁状况，降低井漏、卡钻等井下复杂情况发生的机率，缩短非钻进时间，提高钻井效率等方面的优势。

(3) 对连续循环阀钻井技术存在着诸如切换循环通道瞬间对井场设备造成压力冲击、与MWD工具兼容性等问题，提出了应对措施和改善方案。