2.1.2 早期溢流监测技术

        地层压力预测技术是预防井喷的直接手段，但目前各种地层压力预测技术又难以满足需要。Pathfinder 能源服务公司钻井地层测试（DFT）项目组成功研制了将石英压力计插入井壁进行压力测量的随钻地层测试系统（FTWD）；斯伦贝谢公司首创了将其MDT 技术与LWD 结合的StethoScope 随钻地层压力测试仪，于2005 年1 月开始商业化服务，但没有得到普遍推广。因此，现场普遍将地层压力监测改为溢流监测。

        大多数溢流监测都是基于井下地层流体上返过程中会发生体积膨胀的机理而设计的，由于侵入井筒的流体体积的明显膨胀需要等到其上行到较浅井段， 常规的循环罐液面监测法才能检测到。油气钻井行业制订了早发现、早控制的工作机制来防止气侵、溢流演变成井喷，按照1 m³ 报警的行业规定，3 000 m 井深处的溢流被发现的时间都在30 min 之后、溢流已经到达井深1 000 m 以内（图2、3）才能发出预警， 循环罐液面监测法存在发现慢报、易误报的弊端。

        因此，李玉飞等提出了基于SVM 和D-S 证据理论的早期溢流识别方法，通过采集出口流量、井底环空压力、温度、立压和大钩载荷等更多参数进行综合溢流识别来降低识别误差与误报率。Weatherford 公司直接在其控制压力钻井系统中通过地面高精度的质量流量计实现了早期溢流识别。

        此外，如果将溢流监测由地面转移到井下，就能在第一时间监测到井下气侵、溢流情况。国内外研究最多的是PWD 产品，通过井底压力、温度辅助识别溢流。川庆钻探公司联合中国石油大学（北京）等高校探索了基于近钻头流体介电特性、超声多普勒效应的井下早期溢流识别方法。基于钻井流体介电特性的早期溢流识别方法是根据不同的流体介电特性常数不同的原理，通过监测气侵钻井液组分的变化会引起其介电常数变化的原理实现对溢流的识别；基于超声波多普勒的早期溢流识别方法是利用超声波多普勒信号在含气钻井液中迅速衰减的原理实现对溢流的识别，当钻井液含气率大于1.5%时信号会迅速衰减，当含气率达到5%左右时，信号衰减率介于60%～80%。研发出相应近钻头传感器后再通过MWD将溢流信号上传地面，溢流预警时间可以控制在10 min以内。

2.1.3 　精细控压钻井技术

        压力平衡钻井是井控工艺的关键，过去只静态地强调了地层压力梯度与钻井液密度的平衡，井筒压力的动态变化如ECD、激动压力、抽吸压力都简单地被附加到钻井液密度中去了，实际钻井过程中工况变化引起的井底压力的变化是变化的，用附加了密度的钻井液钻井仍然有井喷风险。深层油气藏往往具有更好的品质，渗透性极好的高温、高压、高产、含硫储层常常表现为窄安全密度窗口，极易引起漏喷同存的复杂井控难题。

        精细控压钻井技术是运用适当的地面控制手段来控制井底压力（乃至环空压力剖面）保持起下钻、循环钻井液等工况下动态井筒压力恒定的一项新技术，实现了井筒压力与地层压力的动态精确平衡，消除了因井底压力波动产生的漏喷同存和漏喷转化。2005 年ENI 公司首先成功实现了商业化应用，后来美国MPO 公司又研制出了循环阀式的连续循环钻井系统。

        Weatherford 公司则开发了精细控压钻井系统，通过微流量控制技术（简称MFC）可在涌入量小于80 L 时即检测到溢流，并在地层流体的总溢流体积小于800 L 的情况下迅速控制住溢流（小于2 min）。

        Halliburton 控压钻井系统通过PWD 实时测量井底压力，利用高精度的水力模型设计钻井液密度和相关控制参数，利用节流阀和回压泵控回压来实现井底恒压钻井。

        Schlumberger 公司开发了以动态环空压力控制（DAPC）为特色，集成多种算法实现了环空压力监控、井壁稳定监控、漏失监控的钻井最优化系统。

        国内在消化吸收国外技术的基础上研制出了PCDS-I、CQMPD-I、CQMPD- Ⅱ等型号的精细控压钻井系统，在塔里木、冀东及西南油气田深井、水平井中广泛应用。依据地质工况、地层流体类型的不同， 规范了微漏、微欠、泥浆帽、堵漏提高承压能力等多种工艺方法，大幅降低了复杂时效和井控风险，如西南油气田高石梯—磨溪区块灯影组钻井中该技术的普及率达100%，相比常规钻井漏失量下降87.8%，溢流处理时间基本消除。

2.2 　二次井控技术

2.2.1 　井控装备

        “六五”期间钻井行业的标志性成果是井控装备和系列井控操作规范，核心装备包括防喷器、内防喷工具、节流管汇及其控制装置，是防止溢流恶化为井喷的重要利器。中国石油井控装备技术一直在不断发展，研制了司钻房关井操控台、无线遥控关井装置、井口自动防误操作装置和井控培训模拟器， 配套了与地层压力级别相适应的70/105/140 MPa 高压系列抗硫井口装置与井控管汇、气动加重系统、自动放喷点火装置；在压力级别上已实现全系列配套， 操控方式上实现了远程快速操控，逐步在向多点位、一键操作发展。井控高风险区按需建立区域应急压井物资仓储基地，为深井超深井井控安全提供了保障。

2.2.2 　压井工艺技术

        四川盆地从侏罗系到震旦系，纵向上分布有27 套油气层，且碳酸盐岩多为酸性气体；塔里木盆地高温、高压、高产特征明显，钻达盐下储层的压力系统差异巨大。8 000 m 超深井钻井往往同一裸眼存在多个相差悬殊的压力系统，甚至单一产层也没有安全密度窗口，溢流处置往往伴随着上喷下漏、上漏下喷、喷漏同层。井控技术是在大量实践中练就的， 甚至付出了血的代价，司钻法、工程师法压井工艺得到逐步完善和发展。

        溢流发现过晚会造成井口压力过高，可能会突破井口的控制能力。高套压状况在关井、压井过程中会造成井漏甚至地下井喷，还可能造成井口、管线、套管的刺漏、爆裂等失控或设备着火，致使压井失败。又漏又喷井压井具有极大的挑战性，通常采用非常规压井工艺，解决喷与漏这对矛盾，治喷是关键、治漏要并行，处理中必须两者兼顾。其井下工况复杂多样（图4），经过大量实践形成了有针对性的压井工艺，如气层井漏吊灌技术、正循环堵漏压井技术、反循环堵漏压井技术、环空反挤堵漏压井技术、水泥浆堵漏压井技术、快干水泥动态封堵压井技术， 成功处置了四川、新疆、青海等地的多起井控险情。

        非常规压井还包括在发生严重井喷或特殊井筒状况下常规井控方法无法使用时采取的特殊压井方法，如井内喷空、井内高含硫等有毒气体、压井时钻具距离井底较远、钻具内通道堵塞或钻具在浅部刺漏断落等情况。非常规压井主要包括置换法（也称体积法）、压回法（也称硬顶法、平推法、反推法）、顶部压井法（也称动量压井法）、动力压井法等4种工艺方法，国内外学者开展了长期研究与实践。2017年SXX井钻进至井深5 451 m发生井漏，起钻至井深5 352 m时发生溢流，关井套压40 MPa，井下状况多变。经过正循环压井和反推法压井，井下钻具堵塞，套压继续升至58 MPa。后经放喷降压，第三次正向注入185 m³高密度钻井液，准备第二次反推法压井，试关井套压在4 min内从30 MPa升至50 MPa，第四次采用快干水泥浆动态封堵压井解除井喷险情。

2.2.3 　安全密度窗口扩展技术

        深井钻井经常遭遇多压力系统或裂缝性气藏无安全密度窗口，小井眼水平井ECD差异突破安全密度窗口，即使采用精细控压钻井技术也困难重重，迫切需要安全密度窗口扩展技术。康毅力等从物理、化学、力学的角度提出了扩展安全密度窗口的5种技术途径，其基本原理是通过封堵有缺陷的薄弱地层来提高地层的漏失压力。

       川庆钻探公司研发了具备刚性颗粒架桥、软胶塞填充、温度激发胶结的多作用温控型堵漏剂及其承压堵漏工艺，在五探1井、莲探1井、塔探1井等超深井开展试验，堵漏成功率提高20%，地层承压压差提高至10～20 MPa之间（表1），为无窗口井段钻井安全提供了保障。