1、第十一章 高温高压钻井技术第一节 高温高压钻井特点 .3一高温高压钻井有别于常规钻井作业的主要特点 .3二作业中潜在的主要风险分析 .4第二节 高温高压钻井设计及井身结构设计 .5一高温高压钻井设计应考虑的原则 .5二高温高压井身结构设社应考虑的原则 .7第三节 高温高压对设备的特殊要求 .8一高温高压对钻井平台设计能力的要求 .8二高温高压对钻井设备的特别要求 .8三高温要求和温度监测设备 .9四对防喷器组等井控设备的要求 .9五固控设备的检修和配套 .10六对钻柱的要求 .10七对固井装置的要求 .10八对井下工具、仪器的要求 .11九强行起下钻计量罐 .11对平台设备的全面检修 .11十
2、一保证设备的正确使用和加强设备维护保养工作 .11第四节 高温高压钻井对人员的要求 .13一对平台承包商和服务公司人员的要求 .13二高温高压专业培训 .13三技术交底及安全会制度 .14四演习和操练 .14第五节 高温高压钻井工艺技术 .14一钻前准备 .14二钻开高压气层前的安全检查 .14三钻开高压油气层程序 .15四平行钻井技术 .16五流量检查一严格控制井涌量 .17六起下钻 .17七钻具在井下时地面钻井设备修理应注意事项 .18八取心作业 .18九井口专用立柱 .18十阻流压井管汇及其管线冲洗 .18十一乙二醇或甲醇的注入 .19十二恢复循环 .19十三制定压井曲线和排放天然气 .
3、19第六节 高温高压井控及特殊作业应考虑的其它事项 .20一高温高压井控 .20二高温高压钻井液 .21四高温高压固井 .22五高温高压测试 .23参 考 文 献 .24高温高压井定义：预计或实测井底温度大于 150和井底压力大于 68.9 兆帕（10000磅英寸 2）或地层孔隙压力梯度大于 1.80 克厘米 3 的井，称为高温高压井。当今世界油气钻井作业，由于勘探领域的扩大和向深层发展，钻高温高压井成为钻井作业中最突出的技术难题之一。特别是在海上钻井，高温高压所带来的安全问题更加重要，其风险更大，困难更多，并且要求作业务必万无一失。实践证明，我国海上油气田同陆地油气田一样，不仅普遍存在着异常
4、高压和高温高压的问题，而且同样具有分布范围广、变化范围大的特点。迄今在海上发现的高温高压气井，其温度和压力绝对值都非常高，压力梯度最高可达到或超过理论推算的上覆地层压力梯度（即 2.31 克厘米 3 当量钻井液密度）；地温梯度达到 4100 米以上。异常高压不仅广泛分布在不同区域和不同地区，而且广泛分布在不同地层。从浅层到深层，从新生界到古生界都普遍存在着大小不等的异常高压。尽管地下地质情况是复杂的，但是研究并掌握区域性地温分布和地层压力分布情况，弄清楚本地区产生异常高压和高温高压的成因，客观地正确认识并评价异常高压和高温高压存在的层位及大小，采取与之相适应的措施，对于安全钻井来说是至关重要的
5、。在实际钻井作业中，很可能出现一些特殊情况。例如某井在钻井设计时没有定义为高温高压井，而实际孔隙压力和井温增加比预料更快，在钻达总井深之前已符合上述高温高压条件，需适用全部高温高压特殊要求。因此，该井应重新定义为高温高压井，并采用高温高压钻井方式进行钻井。本章主要以高温高压的典型条件，即异常高温高压天然气深探井和浮式钻井平台作为研究对象。其所增加的高温高压特殊要求，仅仅是对常规钻井作业要求的一个补充。对于其它如异常高压井、高温井，或用自升式钻井平台从事的高温高压气井作业，可以参考高温高压天然气深探井的共同性指导原则，不再单独重复叙述。第一节 高温高压钻井特点高温高压钻井最显著的特点是以高温高压
6、为标志。高温给钻井作业的最大影响是对钻井液性能和井下及井口设备、工具、仪器的密封件、软管等所造成的严重损害；高压则会给钻井作业在高强度设备、器材、工具、仪器仪表的配套和高密度钻井液的选用、配制及其维护方面带来更高的要求；在同一裸眼井段中同时存在梯度差值较大的高低压层的处理以及对井身结构选择的特殊需要，固井、取心、电测及测试作业难度增加等，都会带来一系列的问题。一高温高压钻井有别于常规钻井作业的主要特点1对钻井平台提出更高的整体要求。2必须使用适合高温高压的热稳定性能好的高密度优质钻井液。3选择合理的井身结构设计。4坚持平衡钻井，搞好压力监测及管理。5地层压力变化幅度大，容易引发地层压力敏感问题
7、。6必须重视和处理好钻井作业中地层流体侵入井眼对钻井液性能和固井质量的影响。实践证明，海上高温高压天然气深探井是钻井工程最艰难、最极端的条件，需要对作业中潜在的高度危险进行特殊考虑。如果考虑不周或处理不当，对于高温高压带来的极大困难，那怕是小小的疏忽或失误，都可能造成严重恶果。二作业中潜在的主要风险分析1喷漏卡并存的严重性。无论喷漏卡并存于同一裸眼井段或同一地层，处理起来都是一大难题。在高温高压钻进过程中，喷漏卡并存于同一环境，可以说这是最危急的情况。如果稍不冷静，处理措施不当，便会使井下情况进一步恶化，最终演变成灾难性结果。当井涌发生时，常见的不妥当作法是先起钻，将钻具起到套管鞋内循环。这种
8、作法的不当之处，一是无法得到准确的压井数据；二是增大压井难度，其所需的钻井液密度要比在井底压井时大，容易使井下情况变得更加复杂。正确的作法是，尽快关井求压，以便及时阻止钻井液体积增量继续加大，准确地取得压井有关数据。压井时，应力求一次压稳。对付喷漏复杂局面，应抓住主要矛盾，先治漏后治喷，将复杂局面转化为单一问题进行处理。如果喷漏卡并存，则应先堵漏，再解决喷，最后解卡。2气侵井涌与高泵速压井的危害。任何时候发生井涌，首要的工作是循环出侵入井筒的地层流体。如果难以马上搞清楚侵入流体性质，则不管是油、是气还是水或是它们的混合物，都应将其视为气侵井涌来处理。在将侵入流体循环出井眼的过程中，必须特别注意
9、保持正常的环空压力。正确的作法是只增加足以平衡地层压力的钻井液密度，保持正常循环，待控制住井涌之后，在调整钻井液性能时再考虑起下钻抽汲所需附加值应增加的钻井液密度。对待气侵井涌，在当高压气体从井底向井口移动过程中，应允许气体体积膨胀。不过，在对气涌进行循环压井时，环空所受的压力将会比平时大，如果循环泵速很高，则环空将要承受额外的循环压力，很容易造成地层破裂和井漏。所以，对气涌循环压井时，应通过阻流管汇适当控制回压，以慢泵速循环，压井才会成功。如果井口没有控制回压，即使不停地加重泥浆，经过长时间循环也难以将井压稳，很可能造成重晶石供应紧张的局面。3气侵井涌量过大带来的风险。气侵井涌量是指气体侵入
10、井筒的量。在压井过程中，由于气涌上升膨胀会造成套管压力升高，因而侵入的量越大，套压升高就越大。套管鞋处地层的破裂强度只能经受一定气涌量所产生的套管压力增量。这个一定的气涌量，就是井涌允许量。影响井涌量大小的因素主要取决如下：（l）静液压力欠平衡的大小；（2）地层孔隙率和渗透率的大小；（3）监测手段的精度和灵敏度的高低；（4）关井控制时间的长短。在钻井实践中，如果出现某种疏忽，则往往不能及时发现井涌，而使井涌量过大。这种情况所带来的风险，严重时可能造成井下井喷、井漏或井喷失控。基于这种风险的考虑，对于高温高压气井最有效的办法唯有加强对井涌的严密监测，及时将井涌量控制在允许的范围内。实践证明，井涌
11、发生时，地层气体侵入井筒的量越多，对地层和地面设备造成灾难性隐患越大，处理起来就越困难，所付出的代价也就越大。高温高压钻井中，还潜在其他的许多风险。如钻井液性能难满足要求，固井质量难保证，会给测试作业造成风险；套管、油管密封性能差，或抗压强度不足，特别是浮式钻井平台会引起泥线以上管柱的断裂或刺漏等，也会给测试作业带来灭顶之灾。对于其他的一些小的作业，如弃井注水泥塞，稍有疏忽也可能酿成大祸。为此，对于高温高压井的每一项细小作业，作业者都应给予高度的重视，才能立于不败之地。第二节 高温高压钻井设计及井身结构设计一高温高压钻井设计应考虑的原则高温高压钻井设计是作业者实施高温高压钻井的具体作业计划及程
12、序。设计时，除必须遵循一般钻井设计的基本原则外，还必须着重对高温高压的特殊性、潜在危险和可能出现的意外情况及事故进行周密计划和认真设计。需要特别考虑的原则如下：l确定安全有效的作业方式和设计标准，以便与国际范围内的钻井设计及平台设备要求相一致。在选择钻井平台时，一份可以采纳的标准能够使钻井平台为满足高温高压要求而进行的整改工作减少到最低限度。但是，必须坚持设备满足设计要求这一基本原则。设计时应强调有关高温高压的特殊项目，如井控、固控设备等。在选择钻井承包商和第三方服务公司时，应确信其对高温高压井的承包服务能力和必要的实践经验。2要有切实可靠的地质资料作为设计的基础。应根据邻井资料、地震资料及地
13、质预报，认真分析本地区和邻井的地质资料和实估资料，搞好地层孔隙压力、破裂压力、温度及井涌允许量预测和故障分析，以使科学合理地设计井身结构和正确选择套管鞋位置。3应分别对地层、海底和地面在钻井和生产测试时的井口最高温度进行预测。对于新构造预探井设计，在资料不足时，可使用图 11l 和图 112 的曲线对钻井作业期间可能遇到的最大井口温度和钻井液循环管线上的连续温度作出预测；使用图 113 的曲线对井喷时井口最高温度进行预测。对井控系统中所有的橡胶件提出特殊的要求，必要时委托专业公司对其进行鉴定或试验。4在设计新构造预探井时，如果资料不足，在考虑产层流体（油、气、水）性质时先考虑气，产层流体宁可信
14、其有，压力、温度宁可信其高，产气量宁可信其大。参考邻井资料应就高不就低。对于新探区最好采用一层套管解决一个目的层的方法，按计划向深层发展。5坚持平衡钻井，保持钻井液密度始终比地层孔隙压力梯度高出 0.070.15 克厘米3。6设计高压井套管时应根据地层孔隙压力和破裂压力曲线由下往上进行，最先考虑的是油层套管。7套管层次多、压力超过 34.5 兆帕（5000 磅英 2）时，建议采用无接箍套管以改变常规套管程序。高压气井，要求使用金属对金属密封螺纹套管，不能使用梯形螺纹套管（BTC）。8必须制定井控的有关程序和决策流程图，例如关井方法、溢流检查、循环速度、压井程序等。9必须制定有关应急程序，例如套
15、管应急程序和弃井撤离程序，必要时还要制定救援井应急计划等。10在作好钻井设计的同时也要作好完井测试设计。若用尾管完井，必须考虑回接尾管，保持上部井口至少有两层套管封固。测试管柱，也应采用金属对金属密封螺纹，下入时必须试压。井口管汇要考虑降温、降压措施。11高温高压井作业专门培训计划。要求参与钻井作业的全体人员都应进行高温高压井作业的专门培训，包括技术交底，熟悉井技程序和决策流程图以及安全会议制度等。12高温高压钻井设计完成后送审、批准时，还应附上如下资料：（l）邻井压力、温度资料，以及估算井底温度和压力的方法；（2）连续温度和最高温度的估算及使用方法；（3）井控系统工作温度的鉴定资料。（4）地
16、面气体处理系统的详细情况，包括作业极限及旁通处理能力；（5）防喷器组的详细情况，包括闸板及出口管汇结构布置图；（6）井控程序；（7）对作业人员的专门培训计划。二高温高压井身结构设计应考虑的原则高温高压井身结构设计，除必须遵循常规钻井的设计原则外，还必须考虑如下原则：1高温高压井一般都要求留一层套管作为应付意外复杂情况的考虑余地。2当常规套管系列不能满足设计要求时，需权衡利弊，应以科学合理、安全经济为出发点，选用水力扩大钻头或双心钻头和无接箍套管改变套管系列。3对于异常高温高压或含硫化氢和二氧化碳等酸性气体的超深井，其所用的套管钢级和尺寸等均须特殊考虑。为了克服套管强度和耐腐蚀影响，可以采用尾管
17、回接等工艺技术加以解决。4应清楚地明确每层套管及固井的目的，正确地确定套管下入深度是极为重要的。其中间技术套管必须封固目的层以上各种低压、坍塌、漏失、压力过渡带等井段，保证套管鞋以下地层能承受高压。产层套管深度的确定原则以能封固高压产层、留足人工井底为准。但需要从套管强度、螺纹密封、防腐能力和固井质量等方面完善保证措施，为压井、堵漏、完井测试等作业创造足够的安全条件。5产层套管和上一层技术套管，都应以井内钻井液完全被掏空而充满地层液体的情况估算出来的井口最大压力作为设计的最低界限，或者以最后一层技术套管鞋处的地层破裂压力梯度减去地层流体压力梯度所得到的压力作为最大井口压力的设计依据。如果没有足
18、够资料证实，地层流体应假定为干气。如果产层流体含硫化氢和二氧化碳，还必须按防硫化氢和二氧化碳酸性气体技术规范进行套管设计。第三节 高温高压对设备的特殊要求一高温高压对钻井平台设计能力的要求高温高压钻井是近年来才成为海上钻井作业中最突出的技术难题，对钻井平台提出了更新、更高的要求。然而，目前在用的大部分钻井平台，一般在建造时都没有专门结合考虑，设计能力都不同程度地存在一些不足之处。根据英国北海和世界其他地区钻高温高压井的经验，选用的钻井平台应达到以下的作业设计能力：1防喷器额定工作压力，103.4 兆帕（15000 磅英寸 2）。2平台可变负荷，29420 千牛（3000 吨）以上。3泥浆池容量
19、，500 米 3 以上。4大钩负荷，6374 千牛（650 吨）。5床位，100 人。6散装材料舱容量，700 吨以上。7游动滑车系统装绳数，14 股绳。83 台泥浆泵（或者两台泥浆泵十 1 台隔水管增压泵）。9配备有顶部驱动装置。10符合有关高温高压钻井规范。实践证明，满足这些设计能力要求是非常必要的。按照这些要求首先对钻井平台进行慎重选择，从平台的设计能力、装备条件方面满足高温高压井的基本要求。采用正确规定的符合适当标准的设备，只是保证作业安全的必要条件，还必须对这些设备进行充分的维修和配套，定期进行检验和测试，使设备处于安全和可靠的状态。二高温高压对钻井设备的特别要求高温高压井是以异常高
20、温、异常高压、重负荷、连续作业时间长为主要特征，它要求设备能耐高温、耐高压、耐重负荷和耐持续工作的实际能力绝对保证满足作业全过程的需要，以确保整个作业的安全和顺利进行。所谓实际能力，除要求设备配套能力达到设计能力要求外，还要求设备的技术状况非常好，要求全部设备经过彻底检修后不折不扣地达到额定工作负荷，要求设备随时处于良好的工作运行或待运行状态。在开始高温高压钻井作业前，平台的钻井装备必须达到高温高压钻井的全部要求。需要增加的高温高压设备则应该在钻井设计中确定。承包商必须保证提供钻井合同和服务合同中规定的所有设备。如果该井有存在硫化氢的可能性，则井口设备、套管和钻柱设备应按硫化氢规范进行设计。可
21、以参考 NACE（美国全国腐蚀工程师协会）MR0175用于油田设备的抗硫化应力破裂的金属材料规范。钻高温高压井的平台应该配备有其鹅颈管的额定工作压力至少应为 51.7 兆帕（7500 磅英寸 2）的顶部驱动装置。为了保证顶部驱动装置处于良好的工作运行状态，在检修时应特别注意对高压控制软管的老化程度和电机电阻值进行检验和鉴定。在溢流情况下，应能遥控关闭方钻杆上阀。三高温要求和温度监测设备高温要求是高温高压钻井有别于常规钻井的特殊要求，一般都需要对井控设备与高温有关的密封件、软管等橡胶件进行重新配套，要求井下工具耐温超过井底最高静止温度。为了提高钻井液抗高温稳定性和热稳定性的性能，还必须对固控设备
22、和重晶石输送系统进行特别严格的配套和技术改造。三井口最高温度预测。井口最高温度按高温高压钻井中出现的最严峻情况进行预测。即指井喷失控时，地层流体经过环形空间流经阻流管线、阻流管汇和放喷管线，在地面温度达到防喷器和阻流管汇额定峰值温度之前，组织人员撤离平台至少需要 1 小时。其地层流体喷流 1 小时后井口的瞬时温度，可以参考图 11 一 3 进行估计。2高温高压钻井方式”的实施。高温高压钻井方式开始实施的深度将在钻井设计中详细说明。从开钻到钻达规定深度以前，采用常规钻井方式。如果实钻监测证实在钻达规定深度前存在高温高压，则应提前采用高温高压钻井方式。如果在实施高温高压钻井方式以前钻达规定井深，则
23、应对防喷器组等井口设备的有关密封件全部更换为抗高温的密封件。通常，合成橡胶适用的最低温度范围是 120和 200峰值温度作业 1 小时。其挠性软管额定最低能力为 120温度下连续作业一个月或更长时，一般认为能够满足需要。但是，也应根据个别实际情况而单独加以考虑。需要更换的高温密封件如下。（1）闸板防喷器橡胶密封件；（2）环形防喷器橡胶心子；（3）故障保险阀（FailSafe Valve）密封件；（4）压井、阻流管线盘根及挠性软管密封件；（5）地面压井、阻流管线和挠性软管密封件；（6）阻流管汇上的高压阀橡胶密封件；（7）阻流管汇上的压力传感器胶囊。3温度监测设备。为了保证钻井、测试和井控作业时井
24、控及地面设备橡胶件能在其连续工作温度下工作，应在钻井液回流管线、阻流管汇和油嘴测试管汇上游管线进行温度监控。四对防喷器组等井控设备的要求防喷器组是井控最重要的设备之一。防喷器组及其井控配套设备包括液压控制系统、阻流压井管汇等的安装、维护和试验，必须满足井控的要求并具有防硫化氢能力。1对于自升式和固定平台的地面防喷器组，应采用 68.9 兆帕（10000 磅英寸 2）工作压力的环形防喷器和四个闸板防喷器，其中一个为剪切盲板。所有闸板防喷器都有锁定装置。液压控制系统工作压力为 20.7 兆帕 3000 磅英寸 2），其储能器液体容积就能提供关闭全部防喷器所需液体容积的 1.5 倍，即使在液压泵失效
25、时也能提供关闭防喷器组的有效体积能力。2对于水下防喷器组通常至少需要有两个 68.9 兆帕（10000 磅英寸 2）工作压力的环形防喷器和四个 103.4 兆帕（15000 磅英寸 2）工作压力或更大的闸板防喷器。其中至少有一个剪切盲板。在每个出口配有两个故障保险常闭阀或遥控液压阀。一个压井管线出口和两个阻流管线出口，以允许在盲板防喷器之下进行循环。全部闸板防喷器必须配备初定装置。水下防喷器组的功能，由从地面到水下控制箱的两条互为各用的控制软管束进行控制。在钻入高压层之前，必须保证两套控制系统都处于灵活完好状态，否则应起下防喷器组重新进行检修。在进行高温高压钻井作业之前，对于防喷器组的环形和闸板防喷器密封件，以及液压操作系统的全部密封件，必须根据井口最高温度预测数据进行耐温性能鉴定。如果密封件不能满足井口温度要求，应换成耐高温密封件。3阻流压井管汇的工作压力应等于或超过闸板防喷器的工作压力，温度传感器和压力表应分别安装在阻流器的上游和下游。在阻流器上游装有乙二醇或甲醇注入点和化学剂注
