牛新明， 張進(jìn)雙， 周號博

(中國石化石油工程技術(shù)研究院,北京 100101)

?專家視點?

“三超”油氣井井控技術(shù)難點及對策

牛新明， 張進(jìn)雙， 周號博

(中國石化石油工程技術(shù)研究院,北京 100101)

“三超”油氣井的超深、超高溫和超高壓特點給井控裝備配套和井控安全帶來了嚴(yán)峻挑戰(zhàn)，在鉆井過程中發(fā)生井涌溢流的概率較大，需要對其井控技術(shù)難點及對策進(jìn)行探討分析。在給出“三超”油氣井定義的基礎(chǔ)上，介紹了國內(nèi)典型“三超”油氣井的鉆井情況，論述了“三超”油氣井在地層壓力預(yù)測、井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化設(shè)計、溢流監(jiān)測與井底壓力確定等方面存在的主要問題，從井控裝備配套、提高套管強度和溢流早期監(jiān)測等方面提出了技術(shù)對策，并結(jié)合“三超”油氣井井控特征提出了一種動態(tài)變參數(shù)壓井方法，即設(shè)計采用不同密度的壓井液進(jìn)行壓井，壓井過程中動態(tài)調(diào)整壓井液排量、分段泵入不同密度的壓井液，實現(xiàn)套壓的快速降低，提高一次壓井成功率。研究結(jié)果為今后“三超”油氣井的井控關(guān)鍵技術(shù)研究及井控裝備配套提供了技術(shù)參考。

“三超”油氣井；井控；壓井；氣侵；監(jiān)測；井底壓力

目前，我國油氣勘探開發(fā)逐步向四川盆地、塔里木盆地等深部復(fù)雜地層推進(jìn)。這些地區(qū)油氣資源埋藏超深、井底壓力和溫度超高，導(dǎo)致了一系列的鉆井難題，尤其是井控安全問題突出[1]。統(tǒng)計表明，高溫高壓深井發(fā)生井涌或井噴的頻率較常規(guī)淺井增加20%以上，非生產(chǎn)時間和經(jīng)濟(jì)成本增加3倍以上[2]。我國塔里木盆地順南、順托地區(qū)的目的層埋深6 000.00～8 000.00 m，地層壓力系數(shù)高達(dá)2.20以上，井底溫度超過200 ℃，導(dǎo)致該地區(qū)鉆井施工難度大、井下復(fù)雜問題多和井控風(fēng)險高，給安全鉆井帶來了極大挑戰(zhàn)。

近年來，國內(nèi)外專家學(xué)者對井控基礎(chǔ)理論的研究較為深入[3-14]，但對于高溫高壓超深井的壓井工藝研究較少。隨著我國高溫高壓超深井的日益增多，尤其是“三超”(即井深超深、地層壓力超高和井底溫度超高)油氣井?dāng)?shù)量的增多，井涌溢流出現(xiàn)的概率增大。為了實現(xiàn)超深層油氣資源安全高效開發(fā)，提高超深井鉆井成功率，筆者針對當(dāng)前深井超深井鉆井過程中溢流監(jiān)測與壓井工藝技術(shù)存在的諸多問題，分析了“三超”油氣井井控技術(shù)難點，并提出了井控技術(shù)對策。

1 “三超”油氣井定義與鉆井概況

1.1 “三超”油氣井的定義

“三超”油氣井指井深超深、地層壓力超高和井底溫度超高的油氣井。2012年發(fā)布的《石油天然氣鉆井工程術(shù)語》給出了明確的深井、超深井分級標(biāo)準(zhǔn)，即將垂深4 500.00～6 000.00 m的井定義為深井，垂深不小于6 000.00 m的井定義為超深井[15]。2000年以來，國內(nèi)外各大油氣服務(wù)公司、工程作業(yè)公司和儀器設(shè)備公司針對各自行業(yè)的情況對高溫高壓提出了相應(yīng)的分級標(biāo)準(zhǔn)[16-19]，但由于各公司的關(guān)注點不同，導(dǎo)致其定義的高溫高壓分級標(biāo)準(zhǔn)有所差別，如鉆井液服務(wù)公司主要關(guān)注鉆井液性能失穩(wěn)的邊界溫度、壓力條件，而工具公司則關(guān)注井下工具能夠正常工作的極限條件[17]。斯倫貝謝公司將地層壓力69.0～138.0 MPa、井底溫度150～205 ℃定義為高溫高壓；地層壓力138.0～241.0 MPa、井底溫度205～260 ℃為超高溫高壓；地層壓力240.0～280.0 MPa、井底溫度260～315 ℃為極高溫高壓。貝克休斯公司將井底溫度大于175 ℃、地層壓力高于103.5 MPa定義為高溫高壓；井底溫度高于232 ℃，地層壓力高于138.0 MPa定義為超高溫高壓；井底溫度高于260 ℃、地層壓力大于207.0 MPa定義為極高溫高壓。英國健康和安全委員會將井底溫度大于150 ℃、井底壓力大于70.0 MPa或地層壓力系數(shù)大于1.80定義為高溫高壓。

張福祥等人[20]根據(jù)塔里木盆地庫車山前克深、大北地區(qū)的鉆井情況，提出了“三超”油氣井的概念，并給出了相應(yīng)的井深、溫度及壓力邊界。筆者根據(jù)國際上常用的溫壓分類標(biāo)準(zhǔn)及當(dāng)前鉆井技術(shù)水平，將“三超”油氣井定義為垂深≥6 000.00 m、地層壓力≥140.0 MPa和井底溫度≥200 ℃的油氣井。

1.2 典型“三超”油氣井鉆井情況

美國分別于1949年和1972年鉆成了世界上第一口超深井和特深井，我國超深井鉆井起步較晚，1976年成的女基井井深達(dá)6 011.00 m，開啟了我國超深鉆井的序幕[21-22]。20世紀(jì)90年代末，隨著塔里木盆地、四川盆地油氣探勘開發(fā)力度增大，超深井?dāng)?shù)量越來越多，2010年后，我國超深井鉆井均在200口以上。我國“三超”油氣井主要分布在塔里木盆地庫車山前帶、塔中北坡順南順托地區(qū)及川東北地區(qū)。如塔里木油田克深7井井深8 023.00 m，井底溫度186.0 ℃，實鉆鉆井液密度高達(dá)2.55 kg/L；西北油田順托1井井深7 874.01 m，預(yù)測井底溫度186.4 ℃，井底壓力169.0 MPa[23]。

目前，國內(nèi)“三超”油氣井在鉆井過程中多次出現(xiàn)氣侵溢流等井下復(fù)雜情況。順南5井采用密度1.78 kg/L鉆井液鉆至井深7 209.80 m時發(fā)生溢流，關(guān)井立壓11.5 MPa，套壓28.3 MPa，折算地層壓力系數(shù)1.94，采用密度2.05 kg/L壓井液壓井成功后起鉆發(fā)生阻卡，再次發(fā)生溢流，最終泄壓放噴；順托1井采用密度1.92 kg/L鉆井液鉆至井深7 874.01 m處發(fā)生溢流，關(guān)井立壓21.3 MPa，折算地層壓力系數(shù)2.20，壓井過程中發(fā)生鉆具脫落事故，并因此泄壓放噴。

上述國內(nèi)“三超”油氣井鉆井情況可以看出，深井、超深井鉆井過程中井控安全問題凸顯，氣侵溢流事故時有發(fā)生，亟需開展“三超”油氣井井控關(guān)鍵技術(shù)與對策研究，以確保鉆井過程中的井控安全。

2 “三超”油氣井井控技術(shù)難點

“三超”油氣井的井底溫度和壓力高、井筒長、鉆井液與管柱性能受井筒環(huán)境影響大，鉆井工程中面臨著諸多技術(shù)難點。

2.1 地層壓力預(yù)測難度大

中國石化的四川和新疆重點探區(qū)地質(zhì)條件復(fù)雜，存在安全密度窗口窄、壓力敏感和多壓力體系等難點，特別是海相碳酸鹽巖裂縫性油氣藏的地層壓力預(yù)測難度大。傳統(tǒng)地層壓力預(yù)測方法——正常壓實趨勢線法是基于孔隙度與孔隙壓力關(guān)系建立的，僅適用于泥頁巖地層。碳酸鹽巖硬度比泥頁巖大，且地層孔隙壓力與孔隙度的相關(guān)性較弱，應(yīng)用正常壓實趨勢線法不能預(yù)測地層孔隙壓力。隨著勘探深度的不斷增大，深部地層勘探程度低、可利用工程地質(zhì)資料少，進(jìn)一步增大了地層壓力預(yù)測難度，易造成較大的地層壓力預(yù)測誤差。例如，根據(jù)區(qū)域物探資料和順南4井的實測資料，順托1井預(yù)測地層壓力系數(shù)為1.21～1.25，設(shè)計采用密度1.30～1.40 kg/L鉆井液鉆進(jìn)，但該井采用密度1.92 kg/L鉆井液鉆進(jìn)時，由于發(fā)生溢流關(guān)井，據(jù)關(guān)井壓力測算地層壓力系數(shù)為2.20，地層壓力與鉆井液液柱壓力相差21.3 MPa。新疆順南順托區(qū)塊5口井設(shè)計及實鉆鉆井液密度對比情況如表1所示，可以看出設(shè)計鉆井液密度與實鉆鉆井液密度差異較大。

表1 新疆順南順托區(qū)塊5口井設(shè)計及實鉆鉆井液密度對比

Table 1 Densities of designed and practical drilling fluids of 5 wells in Shunnan & Shuntuo Block,Xinjiang

井號鉆井液密度/(kg·L-1)設(shè)計實鉆順南4井122148順南5井122178順南5?1井151156順南6井151183順托1井140192

2.2 井身結(jié)構(gòu)設(shè)計及井眼完整性面臨挑戰(zhàn)

超深井常會鉆遇多套地層，巖性和地層壓力系統(tǒng)復(fù)雜，一般需要5～6個開次才能確保安全順利鉆至設(shè)計井深[23-24]。塔里木克深區(qū)塊超深井井身結(jié)構(gòu)為φ660.4 mm鉆頭×200.00 m+φ444.5 mm鉆頭×1 802.00 m+φ333.4 mm鉆頭×4 802.00 m+φ241.3 mm鉆頭×6 622.00 m+φ168.3 mm鉆頭×6 950.00 m；套管程序為φ508.0 mm套管×200.00 m+φ365.1 mm套管×1 800.00 m+φ273.1 mm套管×4 800.00 m+φ196.9/206.4 mm套管×6 620.00 m+φ139.7 mm套管×(6 400.00～6 948.00 m)[22]。順托區(qū)塊超深井井身結(jié)構(gòu)為φ660.4 mm鉆頭×601.00 m+φ444.5 mm鉆頭×4 200.00 m+φ333.4 mm鉆頭×6 200.00 m+φ241.3 mm鉆頭×7 669.52 m+φ165.1 mm鉆頭×7 874.01 m；套管程序為φ508.0 mm套管×598.00 m+φ365.1 mm套管×4 198.00 m+φ273.1 mm套管×6 198.00 m+φ219.1/φ206.4/φ193.7 mm套管×7 636.00 m+φ165.1 mm裸眼。可以看出，我國典型超深井三開多下入φ273.1 mm技術(shù)套管，四開完鉆后先在井下掛接φ193.7 mm尾管、然后根據(jù)具體情況采用φ193.7 mm套管先回接至井口后進(jìn)行五開鉆進(jìn)，或者待五開完鉆后將φ193.7 mm套管回接至井口。我國寶鋼生產(chǎn)的鋼級110S、壁厚13.8 mm的常規(guī)φ273.1 mm套管抗內(nèi)壓強度為67.3 MPa，不能滿足超深氣井全掏空狀態(tài)下安全關(guān)井的要求。若采取生產(chǎn)套管先期回接方式，將面臨鉆具強度低、抗拉余量小、循環(huán)壓耗高和氣體溢流上升快等問題。

假設(shè)某超深井地層壓力系數(shù)2.20，鉆井液密度1.90 kg/L，井深8 000.00 m，φ273.1 mm技術(shù)套管下深6 000.00 m，采用φ193.7 mm生產(chǎn)套管，保持井底壓力不變條件下，筆者以保持井底壓力恒定為目標(biāo)對不同氣侵體積進(jìn)行循環(huán)排溢時，對不同回接方式氣頂循環(huán)至井口時的氣侵特征(套壓和氣侵段長度)進(jìn)行了計算分析，結(jié)果如圖1所示。計算過程中，套管后期回接采用φ139.7 mm鉆桿×3 600.00 m+φ127.0 mm鉆桿×2 400.00 m+φ101.6 mm鉆桿×2 000.00 m鉆具組合進(jìn)行計算；先期回接采用φ114.3 mm鉆桿×5 550.00 m+φ101.6 mm鉆桿×2 450.00 m鉆具組合進(jìn)行計算。

圖1 超深井生產(chǎn)套管先期回接與后期回接氣侵特征分析Fig.1 Gas kick characteristics analysis of casing tieback in ultra-deep well

由圖1可以看出，在同樣氣侵體積下，當(dāng)氣頂運移至井口時，與后期回接相比，先期回接井眼內(nèi)氣侵段長度要長得多。這主要是因為先期回接后井筒環(huán)空截面積變小，在相同氣侵體積下，氣侵流體所占井筒長度會更長。此外，先期回接的套壓要高于后期回接，且氣侵量越大，套壓越高。

采用廣義水力參數(shù)計算方法，計算分析了生產(chǎn)套管先期回接與后期回接的水力參數(shù)[23]，結(jié)果如圖2所示。由圖2可以看出，先期回接的泵壓和環(huán)空壓降明顯高于后期回接，在鉆井液密度為2.20 kg/L、排量10 L/s條件下，先期回接的泵壓高達(dá)28.5 MPa，環(huán)空壓降較后期回接升高近50%。

圖2 生產(chǎn)套管先期回接與后期回接水力參數(shù)對比Fig.2 Hydraulics analysis of casing tieback

套管先期回接與否不但對溢流壓井套壓和泵壓影響較大，而且對鉆井速度、井筒完整性和鉆具安全性等均有一定的影響。因此，在進(jìn)行“三超”油氣井鉆井工程設(shè)計時，應(yīng)對生產(chǎn)套管先期回接與否進(jìn)行充分論證，綜合考慮多種因素進(jìn)行決策。

2.3 氣侵溢流及時發(fā)現(xiàn)難度大

早期發(fā)現(xiàn)氣侵溢流并有效關(guān)井，是確保井控安全的關(guān)鍵環(huán)節(jié)。在常規(guī)鉆井中，主要依賴泵壓、鉆井液返出量及鉆井液池液量變化等進(jìn)行氣侵溢流的早期檢測。但在“三超”油氣井鉆井中，通過傳統(tǒng)的高架槽、循環(huán)罐液面監(jiān)測氣侵溢流比淺井相對滯后，給井控安全帶來了更大挑戰(zhàn)。如西北地區(qū)某井鉆井中曾發(fā)生2次溢流，第一次溢流發(fā)生時，地面監(jiān)測溢流量1.50 m3后關(guān)井，后經(jīng)綜合計算分析，氣侵量高達(dá)10.35 m3；第二次地面監(jiān)測氣侵溢流量3.00 m3后關(guān)井，后根據(jù)數(shù)據(jù)計算分析，總溢流量達(dá)15.12 m3。由此可以看出，“三超”油氣井氣侵溢流及時發(fā)現(xiàn)難度大，需要對氣侵溢流的早期監(jiān)測進(jìn)行進(jìn)一步研究，提高氣侵溢流發(fā)現(xiàn)能力與準(zhǔn)確度，以保證鉆井安全。

2.4 鉆井過程中井底壓力變化大

2.4.1 井筒靜液柱壓力確定困難

由于“三超”油氣井井底溫度高、壓力大，鉆井液密度會隨溫度升高而降低、隨壓力增大而升高，導(dǎo)致井筒內(nèi)鉆井液密度隨井深而變化。因此，不能簡單采用地面所測量的鉆井液密度來計算井筒內(nèi)的當(dāng)量靜態(tài)密度剖面，需要結(jié)合井筒溫度壓力及鉆井液中油相、水相和固相體積分?jǐn)?shù)來計算井筒內(nèi)各點的鉆井液密度，進(jìn)而確定井筒內(nèi)當(dāng)量靜態(tài)密度剖面[25]。不同地溫梯度下，不同密度鉆井液在井深8 000.00 m油氣井中的井筒當(dāng)量靜態(tài)密度變化情況如圖3所示。

圖3 不同地溫梯度下超深井井筒內(nèi)ESD變化情況Fig.3 Wellbore ESD changes in ultra-deep wells under different temperature gradient

從圖3可以看出，井筒內(nèi)當(dāng)量靜態(tài)密度受到溫度和壓力的綜合影響，不同密度鉆井液在井筒內(nèi)的當(dāng)量靜態(tài)密度變化規(guī)律不同。在相同井筒溫度場情況下，密度1.90 kg/L鉆井液的井底當(dāng)量靜態(tài)密度高于地面鉆井液密度，而密度2.20 kg/L鉆井液的井底當(dāng)量靜態(tài)密度低于地面鉆井液密度。這主要由于密度2.20 kg/L鉆井液的固相含量大，導(dǎo)致鉆井液受高溫影響的膨脹起主導(dǎo)作用。從圖3還可看出，地溫梯度越高，井底當(dāng)量靜態(tài)密度越小，這主要是溫度越高，鉆井液受高溫膨脹影響越顯著。

2.4.2 高溫高壓流變參數(shù)對環(huán)空壓力影響明顯

“三超”油氣井的超高溫高壓不但對井筒內(nèi)鉆井液密度有較大影響，同時對鉆井液流變性影響明顯，井筒內(nèi)鉆井液流變參數(shù)值與地面測量值不再相等，而是隨井筒溫度壓力變化而變化。假設(shè)油基鉆井液油水比為90/10，密度為1.85 kg/L，應(yīng)用常規(guī)六速黏度計測量的屈服應(yīng)力為4.1 Pa，塑性黏度31.0 mPa·s，采用文獻(xiàn)[26]中的高溫高壓流變參數(shù)計算模型，計算得到了該鉆井液流變參數(shù)隨井深的變化曲線，并分別計算了不考慮流變參數(shù)變化與考慮流變參數(shù)變化時不同排量下的環(huán)空壓降變化情況，結(jié)果如圖4所示。

圖4 “三超”油氣井井筒內(nèi)鉆井液流變性變化與環(huán)空壓降計算結(jié)果Fig.4 Changes in rheological properties of drilling fluids and annular pressure losses in boreholes of wells with ultra-high depths,temperatures and temperatures

由圖4(a)可以看出，“三超”油氣井鉆井液流變參數(shù)在井筒內(nèi)不是恒定不變的，而是隨井深變化而變化；由圖4(b)可以看出，高溫高壓流變參數(shù)變化對環(huán)空壓降的影響較大。因此，為了準(zhǔn)確獲得“三超”油氣井井筒壓力，必須考慮高溫高壓對鉆井液流變參數(shù)的影響。

3 “三超”油氣井井控技術(shù)對策

3.1 研發(fā)可靠性高的配套井控裝備

雖然“三超”油氣井?dāng)?shù)量不斷增多，但國內(nèi)高壓力級別井控裝備配套仍不完善。首先，國內(nèi)現(xiàn)場通用高壓油氣井井控裝備最高壓力級別為105 MPa，壓力級別140 MPa的井控裝備處于研制試驗階段，還未進(jìn)行現(xiàn)場應(yīng)用[27]；其次，“三超”油氣井多采用高密度鉆井液鉆井，常規(guī)節(jié)流管匯閥件性能可靠性差，長期受高密度鉆井液沖蝕極易發(fā)生刺漏現(xiàn)象；第三，鉆具止回閥、方鉆桿旋塞閥等內(nèi)防噴工具可靠性差，鉆井過程中易失效，進(jìn)行特殊作業(yè)時不能發(fā)揮應(yīng)有的作用?，F(xiàn)場資料統(tǒng)計表明，2013—2014年西北某區(qū)塊油氣井鉆井過程中出現(xiàn)溢流關(guān)井后，內(nèi)防噴工具累計失效17次，占溢流關(guān)井總數(shù)的32.7%。

因此，為滿足“三超”油氣井井控安全要求，應(yīng)進(jìn)一步配套完善140 MPa井控裝備，研發(fā)并推廣高抗沖蝕節(jié)流管匯，開發(fā)抗高壓可靠性高的內(nèi)防噴工具，并依據(jù)相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)強化針對性功能測試，以提高其可靠性。

3.2 提高套管力學(xué)性能

“三超”油氣井的生產(chǎn)條件惡劣，對套管的綜合力學(xué)性能提出了更高的要求，必須具有更高的抗內(nèi)壓和抗外擠強度，同時具有較好的韌性。大量試驗和理論研究證明，影響套管力學(xué)性能的主要因素有壁厚、管體幾何缺陷、鋼質(zhì)純凈度、金相組織和殘余應(yīng)力等。這些因素相互影響，無法單獨控制，需要對煉鋼、軋制、熱處理和精整加工等石油套管主要生產(chǎn)環(huán)節(jié)進(jìn)行嚴(yán)格控制和技術(shù)創(chuàng)新[28]：1)優(yōu)化套管材料的化學(xué)成分，適當(dāng)增加鉻、鉬合金含量，保證高可淬透性；2)控制純凈鋼冶煉工藝，最大限度減少S、P等有害元素及超大氧化物含量；3)優(yōu)化套管軋制工藝和熱處理工藝(淬火+高溫回火)，獲得細(xì)晶粒組織；4)優(yōu)化套管軋制工藝，回火后進(jìn)行二次熱定徑，降低套管壁厚不均度、橢圓度和偏心率；5)降低套管殘余應(yīng)力，采用較高的回火溫度和熱矯直溫度；6)嚴(yán)格控制套管質(zhì)量檢測，減少套管缺陷[29-30]。同時，采購套管時要細(xì)化技術(shù)指標(biāo)要求，制造廠家在套管生產(chǎn)過程中嚴(yán)格按照國際標(biāo)準(zhǔn)進(jìn)行生產(chǎn)，并依據(jù)標(biāo)準(zhǔn)請第三方進(jìn)行監(jiān)督檢測。

3.3 研制氣侵溢流早期監(jiān)測裝置

隨著控壓鉆井技術(shù)的推廣應(yīng)用，其微流量氣侵溢流監(jiān)測技術(shù)在實際應(yīng)用中取得了較好的效果，但通過控壓鉆井系統(tǒng)進(jìn)行溢流監(jiān)測成本高，且設(shè)備結(jié)構(gòu)復(fù)雜，因此，需要根據(jù)微流量監(jiān)測原理開展氣侵溢流監(jiān)測裝置的研制。鉆井過程中，在出入口安裝高精度流量計，實時采集出入口流量，通過在線比對流量和累計出入口體積的變化實現(xiàn)溢流早期監(jiān)測；此外，在出入口安裝高精度壓力檢測裝置，實時分析氣侵壓力特征，進(jìn)行氣侵溢流的早期監(jiān)測。

3.4 探索“三超”油氣井壓井新方法

“三超”油氣井發(fā)生氣侵溢流后，要盡可能確保一次壓井成功，避免進(jìn)行二次壓井作業(yè)。雖然超深井氣侵后氣侵流體體積膨脹率高，平衡地層壓力所需的井口回壓高，但超深井井筒長也為壓井作業(yè)帶來了諸多有利條件。筆者在壓井作業(yè)過程中充分利用這一優(yōu)勢，對壓井參數(shù)進(jìn)行優(yōu)化設(shè)計，探索壓井過程中參數(shù)動態(tài)調(diào)整的壓井新方法，即動態(tài)變參數(shù)壓井法。該方法應(yīng)用多種密度壓井液動態(tài)調(diào)整壓井參數(shù)，實時監(jiān)測、計算與控制井口壓力。首先根據(jù)關(guān)井壓力確定地層壓力系數(shù)，設(shè)計不同密度的壓井液；然后確定不同密度壓井液的體積，分段泵入壓井液進(jìn)行壓井作業(yè)，在壓井過程中根據(jù)井口立壓和套壓的變化情況實時調(diào)整壓井液排量。

該方法的關(guān)鍵是參數(shù)優(yōu)化設(shè)計與自動化監(jiān)測控制，核心是應(yīng)用環(huán)空多相流模型，充分考慮井眼流道、壓井液密度變化及可能的排量變化等因素的影響，設(shè)計、實時跟蹤計算和控制壓井全過程的施工參數(shù)，開發(fā)出基于多相流動態(tài)分析模擬的變參數(shù)壓井設(shè)計軟件與自適應(yīng)實時計算監(jiān)控軟件。

4 結(jié) 論

1) “三超”油氣井地層復(fù)雜，地層壓力預(yù)測難度大，鉆井過程中井底壓力變化大，溢流處理中易出現(xiàn)難以預(yù)測的井下故障，應(yīng)在裝備配套、工藝技術(shù)和井控管理等方面高度重視井控工作。

2) “三超”油氣井目的層生產(chǎn)套管是否先期回接利弊共存，應(yīng)綜合考慮多種因素進(jìn)行方案優(yōu)化設(shè)計，避免單純追求某一方面利益而犧牲鉆井的成功率，甚至犧牲井筒的長期完整性，更不能為了追求鉆井速度而犧牲井控安全。

3) “三超”油氣井井控的關(guān)鍵是及時發(fā)現(xiàn)溢流和迅速關(guān)井，減少溢流量。常規(guī)溢流監(jiān)測方法精度低、可靠性差，建議開展微流量溢流監(jiān)測系統(tǒng)研制，精確監(jiān)測進(jìn)出口流量變化情況，進(jìn)行溢流早期預(yù)警。

4) “三超”油氣井發(fā)生溢流后，壓井進(jìn)程中應(yīng)充分利用好超深井井筒長的優(yōu)勢，進(jìn)一步開展動態(tài)變參數(shù)壓井工藝技術(shù)研究，研發(fā)其施工參數(shù)設(shè)計方法、監(jiān)測與控制軟件，建立適用于“三超”油氣井的配套壓井技術(shù)。

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[編輯 滕春鳴]

Technological Challenges and Countermeasures in Well Control of Ultra-Deep,Ultra-High Temperature and Ultra-High Pressure Oil and Gas Wells

NIU Xinming，ZHANG Jinshuang，ZHOU Haobo

(SinopecResearchInstituteofPetroleumEngineering,Beijing，100101,China)

Oil and gas wells that are ultra-deep and have ultra-high temperature and pressure pose significant challenges on wellhead equipment,well control and other operational and safety aspects.Since the drilling of such wells may involve a high probability of gas kicks during drilling and the potential for a catastrophic blowout,it is necessary to review the technical challenges posed in well control and to highlight relevant countermeasures.In addition to specifying a definition for wells with ultra-depth,ultra-high temperature and pressure,this paper reviews conditions of typical wells in the global settings.In addition,the paper provides a study on key challenges of such wells in formation pressure prediction,casing program optimization,overflow monitoring and bottom-hole pressure determination.Further,the paper highlights technical solutions for necessary well-control facilities,the enhancement of casing strength,and the early monitoring of overflows.In addition,an innovative well-killing technique involving dynamic variable parameters was proposed that incorporates specific features in well control for such wells.According to the design,well-kill operations can be performed by using killing fluids with various densities.Further,the flow rates of killing fluids can be adjusted in accordance with specific requirements.In this way,killing fluids with different densities can be used at different intervals to effectively reduce casing pressures and to dramatically enhance success rates for killing operations in one-operation.Relevant research results may provide necessary technical references in the development of key well control techniques and the deployment of necessary facilities in well control operations in ultra-deep wells with ultra-high pressures and temperatures.

ultra-deep well with ultra-high pressure and temperature;well control;killing well;gas cut；monitoring;bottomhole pressure

2017-05-26。

牛新明(1959—)，男，河南項城人，1982年畢業(yè)于西南石油學(xué)院鉆井專業(yè)，教授級高級工程師，中國石化集團(tuán)公司高級專家，主要從事鉆井工藝技術(shù)研究與管理工作。系本刊編委。E-mail：niuxm.sripe@sinopec.com。

國家自然科學(xué)基金重點項目“超深井鉆柱非線性動力學(xué)及動態(tài)安全性基礎(chǔ)理論研究”(編號：U1663205)與中國石化科技攻關(guān)項目“順南順托深部海相地層鉆井關(guān)鍵技術(shù)研究”(編號：P15173)與“精細(xì)控壓鉆井技術(shù)研究”(編號：P12075)部分研究內(nèi)容。

10.11911/syztjs.201704001

TE21

A

1001-0890(2017)04-0001-07