高温高压井的钻完井难题

    高温高压钻井具有难度大、风险高、复杂情况多等特点，这些难题在钻井的设计与工艺、装备与工具、井控与安全、钻速与非生产时间等方面均有所体现。

 

    1. 设计与工艺  高温高压钻井的工程设计首先面临的问题是地层孔隙压力接近破裂压力造成的窄密度窗口问题，增加了钻井液设计和ECD控制的难度。其次，高温环境会对钻井液的中粘土和处理剂产生影响，并可能引起的钻井液性能变化。另外，管柱的强度与耐腐蚀性、如何避免油气层损害、如何有效防止气窜、设计具有高强度和长期完整性的水泥浆体系都是高温高压钻井设计与施工过程中不可忽视的问题。

 

    2. 装备与工具  高温高压对钻井工具的影响主要体现在两个方面。一方面，高温高压对马达、旋转导向系统、随钻测量系统等井下工具中脆弱的传感器以及电子元件产生很大的影响，最终导致工具的使用寿命缩短。另一方面，高温下橡胶密封件易受腐蚀或分解，造成钻完井工具的密封失效。

 

    3. 井控与安全  高压油气井与常规井相比，具有高得多的钻井作业风险。由于地层压力掌握不准确或钻井液密度配置不合适，钻井过程中极易出现井涌，甚至发生井喷，因此早期井涌检测以及井控工具和井控方案的选择至关重要。

 

    4. 钻速与非生产时间  在高温高压地层钻井，钻速远远低于常规钻井，只有常规钻速的1/10，其主要原因是频繁出现的卡钻和钻柱断裂事故以及测井工具等井下工具和钻头的失效大大增加了起下钻次数，从而占用了更多的钻机时间，造成大量的非生产时间。另外，由于缺乏在极高温高压地层的钻井经验，操作方案往往不能达到最优，对高温钻井液和高温管柱处理不当也容易引发安全事故，造成非生产时间。

 

    高温高压钻完井技术新进展

 

    针对高温高压钻井作业，政府、行业研究机构和石油公司开展了一系列钻井技术及工具的研发。美国能源部自2002年起，斥资4500万美元开展深井攻关（Deep Trek）项目，其中针对深井高温高压问题，设立了固井水泥、耐高温高压电子元件、井下发电组件等一系列研究课题。挪威Rogaland研究院从20世纪90年代开始从事高温高压钻井的研究，建立高温高压流体实验室，并设立了一系列联合研发项目。美国自动化工程协会进行高温高压技术研发，开发适于井下250～300℃的高温电子元件。

 

    公司方面，BP与专业公司联合开展关键井设计和钻井技术研究，包括材料的测试与评定、高载荷试验设备以及耐高温电子元件。道达尔与哈里伯顿公司联合进行耐高温高压电子元件的研究，开发出耐温耐压性能优异的旋转导向系统。贝克休斯公司的研究涉及到封隔系统、地面控制、井底安全阀以及金属密封技术。斯伦贝谢公司研发的领域更为宽泛，从钻井工具、钻井液到固井技术，形成了针对高温高压作业的系列服务，并不断完善和升级。

 

    1.井下工具耐高温高压能力不断提高  设计制造具有耐高温高压能力的旋转导向系统和随钻工具是多家公司技术攻关的重点。高温井下工具的主要问题是电子元件的耐高温能力。据美国海洋杂志2006年的一项调查显示，市场上239种MWD/LWD工具中，耐高温能力超过175℃的只有23种。为了延长井下工具高温环境下的寿命，近年来对电子元件技术进行了多项研究和开发。

 

    (1) 美国能源部开发耐高温高压电子芯片  在美国能源部的资助下，Honeywell公司成功开发出4种比邮票还小的电子芯片，作为井下传感器或智能工具的标准部件。这种芯片应用了硅绝缘技术，可以承受极度高温高压环境，使高温高压钻井既经济又安全。

 

    这4种电子芯片分别是：EEPROM——一种可编程的电可擦只读储存器芯片，在225℃的高温下数据保存超过1000hr，其永久性存储器在电源关闭后仍然可以保留信息。FPGA——一种现场可编程的门阵列芯片，用于接收EEPROM发出的指令。FPGA装有300万个晶体管，具有可编程的逻辑功能和32000个用户自定义的逻辑门，需要时可以实现现场重新编程。OpAmp——一种信号放大器，用于放大并调节从井下接收到的低能级信号，可在-50～375℃温度范围内运行，300℃高温下试验工作时间超过1000hr。ADC——一种18位模-数转换器，拥有高于现有技术16倍的分辨率，可将持续变化的电压转化为二进制的数字信号。  目前，Honeywell公司正在与美国能源部研究将FPGA与EEPROM组合到一起，通过定制来满足不同工具的需求。

 

    （2）道达尔与哈里伯顿联合研发超高温高压传感器

 

    为了提升钻井系统在高温高压环境下的作业能力，2008年道达尔公司与哈里伯顿公司协议联合研发系列超高温高压传感器，目前已开发出耐温175℃、耐压175MPa的Prometheus系列传感器。仅2008年，这些测井传感器就在井深超过10675m的高温井或热采井中累积应用超过600次。

 

    以此为基础研发的指向式旋转导向系统可以在175℃高温和206MPa高压下工作，非工作状态下耐温高达200℃。此旋转导向系统已经在英国北海高温油田成功应用。

 

    哈里伯顿公司将装备有方位岩性密度传感器、补偿热中子传感器、电阻率传感器和双模声波传感器的耐高温高压四组合随钻测井装置与旋转导向工具相结合，成功进行钻井导向，作业温度达到152℃，并配以改进型马达，机械钻速比普通旋转导向系统提高了33%。

 

    （3）利用隔热和散热技术解决超高温问题

 

    在为道达尔公司北海的Victoria气田设计开发方案的过程中，哈里伯顿的工程师遇到了前所未有的极限环境的挑战。这个将于2010年投入开发的气田是典型的超高温高压气田，要求所使用的LWD/MWD工具能够承受230℃的作业温度和200MPa的压力。哈里伯顿正在研发适用于这种极端环境的方向探头、随钻压力测量传感器和伽马传感器，目标是在250℃的高温下能够连续作业14天。

 

    由于市场上没有任何一种技术允许LWD/MWD电子元件在如此高的温度下工作，哈里伯顿的科学家和工程师试图利用隔热和散热技术解决这一难题。由井下冷却系统、散热板以及隔热筒组成高温隔热和散热系统，并进行评估与试验。散热板类似于个人电脑所用的散热金属板，附近安装有大量的电子元件，以便将产生的热量及时导出。隔热筒是一个特殊的容器，内部真空或充入低密度气体，用以隔离筒外高温对电子元件的伤害。就像已经在电缆测井中应用的一样，这种隔热技术起到了较好的效果。

 

    另外，哈里伯顿正在研发一种变频技术，利用井下涡轮发电冷却装置通过一种特殊可膨胀液体来降低环境温度。这种方法一旦试验成功，将大大延长电子元件的使用寿命。

 

    金属密封解决HPHT环境密封难题  服务公司及装备制造公司为解决高温环境下的密封问题进行了多年的努力，最近研发的金属密封技术为解决高温高压钻井工具及装备的密封问题提供了有效的解决方案。

 

    贝克休斯公司与Zertech技术有限公司开发的Z-密封技术是新型的高膨胀金属-金属密封技术，膨胀时金属密封件膨胀接触管壁，达到密封的要求，膨胀率可达到160％，并可回收。Z-密封可用于温度为200℃、压力为70MPa的高温高压环境，可完全代替封隔器、桥塞、尾管悬挂器等井下设备中的橡胶密封，消除气化减压、高温老化、化学反应、压力循环动态疲劳等多种因素对密封的影响。Z-密封技术一经推出就获得石油界的广泛认可，并获得海洋技术会议聚焦新技术奖和世界石油杂志评出的最佳完井技术奖两项大奖。

 

    以Z-密封技术为基础，休斯克里斯坦森公司制造的金属密封圈，代替原有的橡胶密封圈，安装在SEM II轴承组上，其密封性能提高了20%。目前Z-密封技术已经推广应用到MXL钻头与Vanguard系列钻头中，并在墨西哥湾应用一只MXL钻头，实现了2～3只标准钢齿钻头的钻进进尺，显著提高了机械钻速，减少了起下钻次数。Vanguard系列钻头适于地热钻井，最高耐温能力达到260℃。 3．新型高温钻井液应用挑战温度极限  随着油气勘探和开发作业的逐渐深入，深井及超深井的数量大幅度增加，更加凸显出高温高压条件下窄密度窗口的钻井安全问题。研究和开发性能稳定有利于保护油气层的高温钻井液体系，是众多公司追求的一致目标。

 

    （1） 甲酸盐钻井液综合经济效益良好

 

    20世纪80年代初期，壳牌公司开始研究甲酸盐钻井液，部分井采用较低密度的甲酸盐钻井液，取得了较好的钻井效果。但由于成本高，货源窄，使甲酸盐钻井液的应用受到限制。90年代中末期，随着人们对甲酸盐钻井液认识的不断深化，其有效降低油气层损害、减少井下复杂情况发生、提高钻井速度、缩短钻井周期等优良特性，部分抵消了人们对甲酸盐钻井液较高成本的畏惧，其钻井综合经济效益是可以接受的。尤其是甲酸盐钻井液回收再利用技术的开发成功，使得这项技术在20世纪90年代末期得以推广应用。

 

    甲酸盐钻井液代替传统的盐水钻井液用于HPHT钻井，有效降低了常规盐水钻井液体系在高温下对钢制管材的腐蚀。甲酸盐完全溶于水，可用于制造逆乳化钻井液或密度高达2.37g/cm3的无固相钻井液，而不需要加重剂，从而提高机械钻速，改善泥浆的流变性。甲酸盐的水敏性低，通过渗透效应可以减少粘土的水化作用，提高井眼的稳定性。

 

    挪威Statoil公司自2001年以来在北海57口HPHT井中，其中包括13口大斜度高温高压井中成功地使用了铯甲酸盐水钻井液。在压力高达80.7MPa、温度高达155℃的气藏中（存在大段页岩互层），未发生任何井控事故，固控作业非常成功，钻井液循环使用良好。另外用这种钻井液打的井的产量高，表皮系数较小。在所有的作业过程中低ECD是一个显着的特征。

 

    （2）用于陆上和超深水生态敏感区的新型耐高温高压水基钻井液

 

    过去，逆乳化钻井液是高温高压钻井的首选钻井液。但在欧洲以及越来越多的作业区，受到环保要求的影响，需要考虑一种无油、无铬或非柴油基的钻井液，这种情况下水基钻井液成为作业的首选。但在深井高温环境中，水基泥浆往往会发生增稠或胶凝、甚至固化，导致钻井液流变性失控，严重影响深井钻井的安全与效率。

 

    设计一种新的高温高压环境使用的水基钻井液需要满足许多要求。首先，钻井液体系必须稳定、不易降解，同时抗漏失。其次，钻井液体系必须保证在密度大于1.9g/cm3、温度高于260℃的情况下达到无污染的标准。另外，钻井液体系还必须能够抵抗CO2与H2S的影响。

 

    在200~210℃的环境下对传统配方的无铬泥浆体系进行测试，结果显示，在如此高温下，该泥浆体系无法解决高温高压环境下的钻井液漏失问题。因此，有效抑制粘土的高温分散作用，在有效加量范围内添加降滤失剂，保持高密度钻井液的流变性，是配置高温钻井液的关键。为此，MI-SWACO公司开发出新型钻井液体系，其成分组成主要有：

 

    z丙烯酰胺共聚物——抑制高温分散作用、降滤失；z磺化沥青——改善流变性、降滤失；z水分散性沥青——控制粘度、抗漏失；钾基苛性褐煤——改善流变性、降滤失。

 

    此外还含有少量膨润土，帮助建造泥饼以降低漏失。并加入苛性钠与石灰，以提高抗H2S性能。该钻井液在匈牙利进行了超高温现场试验，井温230℃，钻时16hr。

 

    4.固井技术进步保障井眼封固质量

 

    波特兰水泥广泛用于油气井的固井，但四个方面的问题限制了其用于高温油气井固井：强度随温度升高而下降——温度高于110℃时，水泥强度降低，在230℃高温时，抗压强度降低50%左右，温度越高，强度下降越严重；渗透率随温度升高而升高——在常温下，水泥石的渗透率低于0.1md，但在230℃下，其渗透率为常温下的10～100倍，引发渗漏；水泥的收缩问题——在高温下出现收缩，破坏水泥环的完整性，影响固井质量；耐高温问题——虽然可以通过在普通波特兰水泥中加入石英砂来提高水泥的抗温性能，但在热采井中的耐久性仍然受到质疑。因此，设计与研制高温高压水泥体系成为高温高压井固井的关键。

 

    （1）具有优秀封固能力的CemSTONE系列产品

 

    井下环境的变化会在固井水泥界面产生应力，造成水泥环损坏。为此，石油界耗费大量精力通过大量建模方法优选具有优秀机械持久性的水泥浆设计。CemSTONE产品系列中的FlexSTONE和DuraSTONE水泥浆即具有优秀的持久性。

 

    FlexSTONE体系使用一种弹性添加剂，增强了固化水泥弹性变形的能力。

 

    还含有一种膨胀助剂防止微渗漏的发生。弹性添加剂与膨胀助剂之间还有一种相互促进的作用，由于固化水泥地层具有更好的弹性，因此膨胀后的水泥环与套管形成更加紧密的密封，最终使套管与水泥环之间的胶结质量提高。FlexSTONE水泥浆固化后可承受最高250℃的高温。在北海作业区的三口井底温度达到193℃的井中使用FlexSTONE耐高温水泥，水泥环在两年多的生产过程中完整性保持良好。在中东多口温度高达250℃的稠油热采井中，FlexSTONE水泥成功完成层间封隔。

 

    DuraSTONE体系利用粒级分布和微钢带两项专利技术来确保在极恶劣环境下的井眼完整性。粒级分布技术用于降低水泥环的渗透率并提高抗压强度，微钢带技术在此基础上对固化水泥进行再加固。

 

    （2）自愈合固井技术帮助修复微裂缝

 

    压力或温度的变化会破坏水泥与地层或套管之间的胶结，形成微环空，造成气窜。斯伦贝谢公司最新研发的自愈合固井技术（FUTUR* ）可以自动修复微型环空、水泥内裂缝或其他流道，因此可以防止地层流体沿环空潜在的泄漏，是可以实现油气井层间长期封隔、并在整个油井生产周期内不发生气窜的创新技术。FUTUR*的目标是在固化水泥内应用一种具有自修复特性的材料，提供长期的层间隔离。这项技术重点关注的是水泥环材料在油气井中的长期耐用性，因此在修井作业中可以省去水泥环的修复作业。

 

    FUTUR*是一种响应型材料，也就是说修复作业是在地下碳氢化合物接触FUTUR*后立即开始的。高压静态和动态实验室试验显示，FUTUR*在30分钟内可以迅速封隔气流。

 

    FUTUR*是一种正在开发的新材料，已经在Stolberg地区的两口井中进行了现场试验。两口井均成功完成了层间封隔作业，水泥浆注入后，没有出现“气窜”的迹象。随后进行的主井段钻进和以后的增产作业和完井作业中均未出现环流或气体。