高溫高壓鉆井具有難度大、風險高、復雜情況多等特點，這些難題在鉆井的設計與工藝、裝備與工具、井控與安全、鉆速與非生產時間等方面均有所體現。

 

    1. 設計與工藝  高溫高壓鉆井的工程設計首先面臨的問題是地層孔隙壓力接近破裂壓力造成的窄密度窗口問題，增加了鉆井液設計和ECD控制的難度。其次，高溫環境會對鉆井液的中粘土和處理劑產生影響，并可能引起的鉆井液性能變化。另外，管柱的強度與耐腐蝕性、如何避免油氣層損害、如何有效防止氣竄、設計具有高強度和長期完整性的水泥漿體系都是高溫高壓鉆井設計與施工過程中不可忽視的問題。

 

    2. 裝備與工具  高溫高壓對鉆井工具的影響主要體現在兩個方面。一方面，高溫高壓對馬達、旋轉導向系統、隨鉆測量系統等井下工具中脆弱的傳感器以及電子元件產生很大的影響，最終導致工具的使用壽命縮短。另一方面，高溫下橡膠密封件易受腐蝕或分解，造成鉆完井工具的密封失效。

 

    3. 井控與安全  高壓油氣井與常規井相比，具有高得多的鉆井作業風險。由于地層壓力掌握不準確或鉆井液密度配置不合適，鉆井過程中極易出現井涌，甚至發生井噴，因此早期井涌檢測以及井控工具和井控方案的選擇至關重要。

 

    4. 鉆速與非生產時間  在高溫高壓地層鉆井，鉆速遠遠低于常規鉆井，只有常規鉆速的1/10，其主要原因是頻繁出現的卡鉆和鉆柱斷裂事故以及測井工具等井下工具和鉆頭的失效大大增加了起下鉆次數，從而占用了更多的鉆機時間，造成大量的非生產時間。另外，由于缺乏在極高溫高壓地層的鉆井經驗，操作方案往往不能達到最優，對高溫鉆井液和高溫管柱處理不當也容易引發安全事故，造成非生產時間。

 

    高溫高壓鉆完井技術新進展

 

    針對高溫高壓鉆井作業，政府、行業研究機構和石油公司開展了一系列鉆井技術及工具的研發。美國能源部自2002年起，斥資4500萬美元開展深井攻關（Deep Trek）項目，其中針對深井高溫高壓問題，設立了固井水泥、耐高溫高壓電子元件、井下發電組件等一系列研究課題。挪威Rogaland研究院從20世紀90年代開始從事高溫高壓鉆井的研究，建立高溫高壓流體實驗室，并設立了一系列聯合研發項目。美國自動化工程協會進行高溫高壓技術研發，開發適于井下250～300℃的高溫電子元件。

 

    公司方面，BP與專業公司聯合開展關鍵井設計和鉆井技術研究，包括材料的測試與評定、高載荷試驗設備以及耐高溫電子元件。道達爾與哈里伯頓公司聯合進行耐高溫高壓電子元件的研究，開發出耐溫耐壓性能優異的旋轉導向系統。貝克休斯公司的研究涉及到封隔系統、地面控制、井底安全閥以及金屬密封技術。斯倫貝謝公司研發的領域更為寬泛，從鉆井工具、鉆井液到固井技術，形成了針對高溫高壓作業的系列服務，并不斷完善和升級。

 

    1.井下工具耐高溫高壓能力不斷提高  設計制造具有耐高溫高壓能力的旋轉導向系統和隨鉆工具是多家公司技術攻關的重點。高溫井下工具的主要問題是電子元件的耐高溫能力。據美國海洋雜志2006年的一項調查顯示，市場上239種MWD/LWD工具中，耐高溫能力超過175℃的只有23種。為了延長井下工具高溫環境下的壽命，近年來對電子元件技術進行了多項研究和開發。

 

    (1) 美國能源部開發耐高溫高壓電子芯片  在美國能源部的資助下，Honeywell公司成功開發出4種比郵票還小的電子芯片，作為井下傳感器或智能工具的標準部件。這種芯片應用了硅絕緣技術，可以承受極度高溫高壓環境，使高溫高壓鉆井既經濟又安全。

 

    這4種電子芯片分別是：EEPROM——一種可編程的電可擦只讀儲存器芯片，在225℃的高溫下數據保存超過1000hr，其永久性存儲器在電源關閉后仍然可以保留信息。FPGA——一種現場可編程的門陣列芯片，用于接收EEPROM發出的指令。FPGA裝有300萬個晶體管，具有可編程的邏輯功能和32000個用戶自定義的邏輯門，需要時可以實現現場重新編程。OpAmp——一種信號放大器，用于放大并調節從井下接收到的低能級信號，可在-50～375℃溫度范圍內運行，300℃高溫下試驗工作時間超過1000hr。ADC——一種18位模-數轉換器，擁有高于現有技術16倍的分辨率，可將持續變化的電壓轉化為二進制的數字信號。  目前，Honeywell公司正在與美國能源部研究將FPGA與EEPROM組合到一起，通過定制來滿足不同工具的需求。

 

    （2）道達爾與哈里伯頓聯合研發超高溫高壓傳感器

 

    為了提升鉆井系統在高溫高壓環境下的作業能力，2008年道達爾公司與哈里伯頓公司協議聯合研發系列超高溫高壓傳感器，目前已開發出耐溫175℃、耐壓175MPa的Prometheus系列傳感器。僅2008年，這些測井傳感器就在井深超過10675m的高溫井或熱采井中累積應用超過600次。

 

    以此為基礎研發的指向式旋轉導向系統可以在175℃高溫和206MPa高壓下工作，非工作狀態下耐溫高達200℃。此旋轉導向系統已經在英國北海高溫油田成功應用。

 

    哈里伯頓公司將裝備有方位巖性密度傳感器、補償熱中子傳感器、電阻率傳感器和雙模聲波傳感器的耐高溫高壓四組合隨鉆測井裝置與旋轉導向工具相結合，成功進行鉆井導向，作業溫度達到152℃，并配以改進型馬達，機械鉆速比普通旋轉導向系統提高了33%。

 

    （3）利用隔熱和散熱技術解決超高溫問題

 

    在為道達爾公司北海的Victoria氣田設計開發方案的過程中，哈里伯頓的工程師遇到了前所未有的極限環境的挑戰。這個將于2010年投入開發的氣田是典型的超高溫高壓氣田，要求所使用的LWD/MWD工具能夠承受230℃的作業溫度和200MPa的壓力。哈里伯頓正在研發適用于這種極端環境的方向探頭、隨鉆壓力測量傳感器和伽馬傳感器，目標是在250℃的高溫下能夠連續作業14天。

 

    由于市場上沒有任何一種技術允許LWD/MWD電子元件在如此高的溫度下工作，哈里伯頓的科學家和工程師試圖利用隔熱和散熱技術解決這一難題。由井下冷卻系統、散熱板以及隔熱筒組成高溫隔熱和散熱系統，并進行評估與試驗。散熱板類似于個人電腦所用的散熱金屬板，附近安裝有大量的電子元件，以便將產生的熱量及時導出。隔熱筒是一個特殊的容器，內部真空或充入低密度氣體，用以隔離筒外高溫對電子元件的傷害。就像已經在電纜測井中應用的一樣，這種隔熱技術起到了較好的效果。

 

    另外，哈里伯頓正在研發一種變頻技術，利用井下渦輪發電冷卻裝置通過一種特殊可膨脹液體來降低環境溫度。這種方法一旦試驗成功，將大大延長電子元件的使用壽命。

 

    金屬密封解決HPHT環境密封難題  服務公司及裝備制造公司為解決高溫環境下的密封問題進行了多年的努力，最近研發的金屬密封技術為解決高溫高壓鉆井工具及裝備的密封問題提供了有效的解決方案。

 

    貝克休斯公司與Zertech技術有限公司開發的Z-密封技術是新型的高膨脹金屬-金屬密封技術，膨脹時金屬密封件膨脹接觸管壁，達到密封的要求，膨脹率可達到160％，并可回收。Z-密封可用于溫度為200℃、壓力為70MPa的高溫高壓環境，可完全代替封隔器、橋塞、尾管懸掛器等井下設備中的橡膠密封，消除氣化減壓、高溫老化、化學反應、壓力循環動態疲勞等多種因素對密封的影響。Z-密封技術一經推出就獲得石油界的廣泛認可，并獲得海洋技術會議聚焦新技術獎和世界石油雜志評出的最佳完井技術獎兩項大獎。

 

    以Z-密封技術為基礎，休斯克里斯坦森公司制造的金屬密封圈，代替原有的橡膠密封圈，安裝在SEM II軸承組上，其密封性能提高了20%。目前Z-密封技術已經推廣應用到MXL鉆頭與Vanguard系列鉆頭中，并在墨西哥灣應用一只MXL鉆頭，實現了2～3只標準鋼齒鉆頭的鉆進進尺，顯著提高了機械鉆速，減少了起下鉆次數。Vanguard系列鉆頭適于地熱鉆井，最高耐溫能力達到260℃。 3．新型高溫鉆井液應用挑戰溫度極限  隨著油氣勘探和開發作業的逐漸深入，深井及超深井的數量大幅度增加，更加凸顯出高溫高壓條件下窄密度窗口的鉆井安全問題。研究和開發性能穩定有利于保護油氣層的高溫鉆井液體系，是眾多公司追求的一致目標。

 

    （1） 甲酸鹽鉆井液綜合經濟效益良好

 

    20世紀80年代初期，殼牌公司開始研究甲酸鹽鉆井液，部分井采用較低密度的甲酸鹽鉆井液，取得了較好的鉆井效果。但由于成本高，貨源窄，使甲酸鹽鉆井液的應用受到限制。90年代中末期，隨著人們對甲酸鹽鉆井液認識的不斷深化，其有效降低油氣層損害、減少井下復雜情況發生、提高鉆井速度、縮短鉆井周期等優良特性，部分抵消了人們對甲酸鹽鉆井液較高成本的畏懼，其鉆井綜合經濟效益是可以接受的。尤其是甲酸鹽鉆井液回收再利用技術的開發成功，使得這項技術在20世紀90年代末期得以推廣應用。

 

    甲酸鹽鉆井液代替傳統的鹽水鉆井液用于HPHT鉆井，有效降低了常規鹽水鉆井液體系在高溫下對鋼制管材的腐蝕。甲酸鹽完全溶于水，可用于制造逆乳化鉆井液或密度高達2.37g/cm3的無固相鉆井液，而不需要加重劑，從而提高機械鉆速，改善泥漿的流變性。甲酸鹽的水敏性低，通過滲透效應可以減少粘土的水化作用，提高井眼的穩定性。

 

    挪威Statoil公司自2001年以來在北海57口HPHT井中，其中包括13口大斜度高溫高壓井中成功地使用了銫甲酸鹽水鉆井液。在壓力高達80.7MPa、溫度高達155℃的氣藏中（存在大段頁巖互層），未發生任何井控事故，固控作業非常成功，鉆井液循環使用良好。另外用這種鉆井液打的井的產量高，表皮系數較小。在所有的作業過程中低ECD是一個顯著的特征。

 

    （2）用于陸上和超深水生態敏感區的新型耐高溫高壓水基鉆井液

 

    過去，逆乳化鉆井液是高溫高壓鉆井的首選鉆井液。但在歐洲以及越來越多的作業區，受到環保要求的影響，需要考慮一種無油、無鉻或非柴油基的鉆井液，這種情況下水基鉆井液成為作業的首選。但在深井高溫環境中，水基泥漿往往會發生增稠或膠凝、甚至固化，導致鉆井液流變性失控，嚴重影響深井鉆井的安全與效率。

 

    設計一種新的高溫高壓環境使用的水基鉆井液需要滿足許多要求。首先，鉆井液體系必須穩定、不易降解，同時抗漏失。其次，鉆井液體系必須保證在密度大于1.9g/cm3、溫度高于260℃的情況下達到無污染的標準。另外，鉆井液體系還必須能夠抵抗CO2與H2S的影響。

 

    在200~210℃的環境下對傳統配方的無鉻泥漿體系進行測試，結果顯示，在如此高溫下，該泥漿體系無法解決高溫高壓環境下的鉆井液漏失問題。因此，有效抑制粘土的高溫分散作用，在有效加量范圍內添加降濾失劑，保持高密度鉆井液的流變性，是配置高溫鉆井液的關鍵。為此，MI-SWACO公司開發出新型鉆井液體系，其成分組成主要有：

 

    z丙烯酰胺共聚物——抑制高溫分散作用、降濾失；z磺化瀝青——改善流變性、降濾失；z水分散性瀝青——控制粘度、抗漏失；鉀基苛性褐煤——改善流變性、降濾失。

 

    此外還含有少量膨潤土，幫助建造泥餅以降低漏失。并加入苛性鈉與石灰，以提高抗H2S性能。該鉆井液在匈牙利進行了超高溫現場試驗，井溫230℃，鉆時16hr。

 

    4.固井技術進步保障井眼封固質量

 

    波特蘭水泥廣泛用于油氣井的固井，但四個方面的問題限制了其用于高溫油氣井固井：強度隨溫度升高而下降——溫度高于110℃時，水泥強度降低，在230℃高溫時，抗壓強度降低50%左右，溫度越高，強度下降越嚴重；滲透率隨溫度升高而升高——在常溫下，水泥石的滲透率低于0.1md，但在230℃下，其滲透率為常溫下的10～100倍，引發滲漏；水泥的收縮問題——在高溫下出現收縮，破壞水泥環的完整性，影響固井質量；耐高溫問題——雖然可以通過在普通波特蘭水泥中加入石英砂來提高水泥的抗溫性能，但在熱采井中的耐久性仍然受到質疑。因此，設計與研制高溫高壓水泥體系成為高溫高壓井固井的關鍵。

 

    （1）具有優秀封固能力的CemSTONE系列產品

 

    井下環境的變化會在固井水泥界面產生應力，造成水泥環損壞。為此，石油界耗費大量精力通過大量建模方法優選具有優秀機械持久性的水泥漿設計。CemSTONE產品系列中的FlexSTONE和DuraSTONE水泥漿即具有優秀的持久性。

 

    FlexSTONE體系使用一種彈性添加劑，增強了固化水泥彈性變形的能力。

 

    還含有一種膨脹助劑防止微滲漏的發生。彈性添加劑與膨脹助劑之間還有一種相互促進的作用，由于固化水泥地層具有更好的彈性，因此膨脹后的水泥環與套管形成更加緊密的密封，最終使套管與水泥環之間的膠結質量提高。FlexSTONE水泥漿固化后可承受最高250℃的高溫。在北海作業區的三口井底溫度達到193℃的井中使用FlexSTONE耐高溫水泥，水泥環在兩年多的生產過程中完整性保持良好。在中東多口溫度高達250℃的稠油熱采井中，FlexSTONE水泥成功完成層間封隔。

 

    DuraSTONE體系利用粒級分布和微鋼帶兩項專利技術來確保在極惡劣環境下的井眼完整性。粒級分布技術用于降低水泥環的滲透率并提高抗壓強度，微鋼帶技術在此基礎上對固化水泥進行再加固。

 

    （2）自愈合固井技術幫助修復微裂縫

 

    壓力或溫度的變化會破壞水泥與地層或套管之間的膠結，形成微環空，造成氣竄。斯倫貝謝公司最新研發的自愈合固井技術（FUTUR* ）可以自動修復微型環空、水泥內裂縫或其他流道，因此可以防止地層流體沿環空潛在的泄漏，是可以實現油氣井層間長期封隔、并在整個油井生產周期內不發生氣竄的創新技術。FUTUR*的目標是在固化水泥內應用一種具有自修復特性的材料，提供長期的層間隔離。這項技術重點關注的是水泥環材料在油氣井中的長期耐用性，因此在修井作業中可以省去水泥環的修復作業。

 

    FUTUR*是一種響應型材料，也就是說修復作業是在地下碳氫化合物接觸FUTUR*后立即開始的。高壓靜態和動態實驗室試驗顯示，FUTUR*在30分鐘內可以迅速封隔氣流。

 

    FUTUR*是一種正在開發的新材料，已經在Stolberg地區的兩口井中進行了現場試驗。兩口井均成功完成了層間封隔作業，水泥漿注入后，沒有出現“氣竄”的跡象。隨后進行的主井段鉆進和以后的增產作業和完井作業中均未出現環流或氣體。