钻井作业应用井筒完整性标准

张绍槐

西安石油大学

石油勘探开发中，钻井是判断地下是否有油气最重要和直接的手段，“钻头不到油气不喷”。探井确认有油气后，接下来的工作就是查明其具体范围和出油能力。要通过钻井查清油层层数、深度、厚度，搞清油层的岩性和其他物理性质，测试油气生产能力，然后再扩大钻探，进一步探明含油气情况。在世界范围内，油气钻井费用占油气勘探总投资的55%～80%，占油气田开发总投资的50%以上，钻井技术的优劣和水平直接影响着油气勘探开发效益。伴随着油气勘探开发的深入，钻井设备配套、工具仪器研发、钻井高新技术研究与应用得到了高度重视和快速发展，钻井前沿技术不断突破，储备技术研究投资不断加大。目前，钻井技术不只是建立油气通道，也是提高油气井产量、提高采收率等的主要手段。

钻井有10种类型井：基准井、剖面井、参数井、构造井、探井、资料井（以上6种井都要钻取较多的岩心，采集全井岩屑并进行较多的电测与录井工作）、生产井、注入井、调整井、评价观察井。不同类别井所应用的井筒屏障结构不同。

按照 NORSOK D-010 第三、四版标准［1-2］，参考有关资料［3-4］阐述了在钻井作业期间与井筒完整性有关的技术标准，用井筒屏障组件来建立井筒屏障可以保证井筒完整性以及钻井作业的安全。

1 在钻井方面认识与应用井筒完整性现状

2007年7月，四川罗家2井钻至高压硫化氢气层未及时压井导致高压气体上窜，在夜间发生井周地面冒气并毒死附近熟睡中的居民一百多人。事故原因主要是：地质预告不准、钻井液密度与循环当量密度偏小、井身结构设计不当、表层套管及技术套管下入深度不够、钻井施工中监测不力未能及时发现溢流、压井不及时等。在国家安监总局的组织下，西南石油学院和四川石油管理局等一些单位开始关注和研究目前所说的井筒完整性问题。近十年来，塔里木油田针对库车山前钻高压气井的难题，研究了井筒完整性设计：2005—2008年针对克拉2和迪那2气田多口高压气井环空异常高压问题，引入井筒完整性的概念开展对问题井的风险评估工作，采用API RP90标准进行各环空最大允许带压值计算，并制定治理措施。2009—2011年，针对迪那2气田多口井出现完整性问题，开展了全油田井筒完整性现状大调查，引用井筒完整性设计理念制定了相应的措施，保证了迪那2气田的安全高效开发。2012—2016年，针对大北、克深区块大规模建产后井筒完整性面临的新挑战，探索了一套以井筒屏障设计、测试和监控为基础的井筒完整性设计技术［4］。景宏涛等发表了“迪那2井完整性评价及风险分析［5］”。西南油气田2008年依托龙岗气田开展了井筒完整性一系列相关研究工作，形成了一套“三高气井完整性评价技术”；2013—2016年高效完成龙王庙气藏的试油、完井及开发建产工作；2014年发布Q/SY XN 0428—2014《高温高压高酸性气井井筒完整性评价技术规范》企业标准，2015年上线运行“西南油气田井筒完整性管理系统”［4］。胡顺渠等发表了“川西高温高压气井井筒完整性优化设计及应用”［6］。中海油安全技术服务公司针对渤海油田在产油气井开发年限长，井下套管水泥环普遍损伤现象，为了能在井筒完整性失效之前及时发现损伤和损伤程度，研制了基于宽频超声波的检测技术，可制作3层套管柱及水泥环腐蚀、缺陷的三维图并编制成软件［7］。大庆油田、吉林油田等也开展了井筒完整性研究。长庆油田是中低渗透为主的低压低产油气藏，但是存在强腐蚀性地下水（洛河水等）问题。据长庆开发志［8］记载，截至2005年7月底累计有1000多口油水井套管破损约占总井数的9%，一些井（如吴-295-3井）套损时间只有1年，小于3年的占12.9%，大于4年小于6年的占27.4%，大于7年小于10年的占19.4%，大于10年的占40.3%。该油田先后用了许多方法对套损井进行治理，效果仍然不好，这是长庆油田涉及井筒完整性的突出问题。2017年2月中国石油集团公司发布了“高温高压及高含硫井井筒完整性系列标准”［4］。国内，张智等提出“含硫气井的井筒完整性设计方法”［9-10］，冯耀荣等发表了“油气井管柱完整性技术研究进展与展望”［11］等。据悉，最近关注井筒完整性的人越来越多，这是好势头。

2 钻井作业的井筒屏障图解

图1～图4是4个钻井作业应用井筒屏障来实现井筒完整性的技术图解。

图1是一口海洋井，井口有异常压力。该井安装有：（1）高压隔水管；（2）可剪切的密封闸板；（3）最上部有一个插入式安全阀（管柱内防喷阀）；（4）上、中、下3个防喷闸板组合体。以上四位一体的井口装置可以保证井口安全。

该井下入表层套管、技术套管、油层套管，油层套管是第2个屏障，油层套管鞋位于盖层顶部，油层套管外至技术套管鞋以下有一段环空水泥。

在油层套管鞋以下是裸眼井段；可剪切的密封闸板（SSR）已经关闭，这时钻柱不能旋转钻进和起下；液柱（蓝色）是第1个屏障。

图1中未说明的还有：预计完钻以后，用尾管注水泥固井后进行完井作业。

图1 用可剪切钻柱钻井、取心和起下钻Fig. 1 Drilling, coring and tripping with shearable string

可剪切钻柱（Shearable String）含义是钻柱外径尺寸与防喷器密封闸板芯子（SSR，Shear seal ram）尺寸相配合，防喷器能封闭钻柱与井壁（或套管）之间环空（余同）。

图1与图2不同之处：一是图2中的插入式安全阀（红色）和插入管（红色）已经处于打开状态，并用环空安全阀（红色）控制环空；二是图2的钻柱处于可旋转可起下的工作状态，这套钻柱是不可剪切钻柱；图2与图1的储集层、盖层及其他屏障和井内套管水泥等均相同。

图2中剪切密封闸板（Shear seal ram，SSR）是打开的（因为使用的是不可剪切钻柱，SSR不起作用）；管柱内防喷阀（Stab in Safetу Valve，SSV）是关闭的；环空压力大，要用环空安全阀（ASV）（图2中它是关闭的）。不可剪切钻柱要使用芯子为可变形密封囊的环形防喷器和/或环空安全阀等。

图2 下入不可剪切的钻柱Fig. 2 Running non-shearable string

图3井筒中的钻柱及钻头已经起出；油层套管下部装有套管浮箍阀；有2层技术套管和表层套管；技术套管的套管鞋坐在盖层顶部；该井处于完井作业的准备阶段，即将进行过油管（过管柱）钻进（包括侧钻）和取心等作业；不可剪切套管（non-Shearable casing）含义是套管柱使用了扶正器等附件，所以套管柱与防喷器闸板芯子两者就不能封闭套管柱与井壁之间的环空（余同）；图中表示这时要使用环空安全阀（或环形防喷器芯子）来封闭环空。在套管柱顶部备有管柱内防喷阀，可用来控制套管内压力。

图3 下入不可剪切套管Fig. 3 Running non-shearable casing

图4所示该井已进入完井作业的过管柱（油层套管柱或油管柱）钻井（侧钻）与取心工作；第1个井筒屏障有液柱、地层、套管水泥、套管、机械的管柱塞（也可以是封隔器）等，加强了第1个井筒屏障；第2个井筒屏障为红色，部分图示有10个组件；在过管柱钻进（侧钻，取心等）作业阶段，加强了井口安全装置并安装了上部生产控制阀（PUMV）和下部生产控制阀（PLMV）及压井阀（KV）等，为随时投产（或试井）作了准备。有的时候，地面采油树也已到位（图中未标出，位于油管顶部，已超出图框）。

图示在上部采油闸板和下部采油闸板之间的剪切密封闸板为关闭状态，封闭了过管柱钻进（或取心）的管柱与油层套管（或油管）的环空，这时过管柱钻进（或取心）的管柱要“过”油层套管（或管柱）进行钻进、取心或侧钻作业。

图4 过管柱钻井和取心及侧钻Fig. 4 String-through drilling, coring and sidetracking

3 优化钻井作业的井筒屏障及其组件

钻井作业对井筒屏障的要求是：

（1）对导管和表层套管的上部井眼，液柱是唯一的井筒屏障，又称之为水力屏障。在其他井段钻进时，液柱都是重要的屏障。标准要求钻井液密度大于地层流体压力，小于地层破裂压力（按地层流体压力值附加：油 /水井 1.5～3.5 MPa、气井 3.0～5.0 MPa；按当量密度附加：油水井0.05～0.10 g/cm3，气井 0.07～0.15 g/cm3）［1，4］。钻井液应该具有良好的流变性、温度稳定性、悬浮稳定性和抗污染能力等。

（2）表层套管应在钻入异常压力层之前下入，并在表层套管固井之后、二开之前安装好钻井防喷器。

（3）在裸眼中射孔时应在管柱内孔中安装2个高质量的井筒屏障组件；内层的井筒屏障组件应该设计为能够循环的液柱。

（4）标准［1，4］认为非渗透性的地层能够作为井筒屏障组件，但是应该预测孔隙压力和破裂压力，破裂压力大于最高作业压力，该地层才具备地层完整性，同时要求该地层远离裂缝和断层区域。

NORSOK D-010对井筒屏障组件的验收标准共有59个表［1］：笔者选择了钻井作业中关键性的液柱、钻柱、防喷器、井口装置4个屏障组件，用附录中的表1～表4说明。

4 钻井作业的井控程序

4.1 井控活动程序

表1说明几种应该使用井控活动程序。

4.2 钻井作业对井控作业的要求

一是提前按照标准把井口、防喷器等全部井控装置安装到位和保证质量，并全程进行监控管理；二是做好井控作业施工计划，并且要有应急措施计划；三是落实岗位责任，对参与作业人员进行培训、实地训练及严格考核（表2）；四是按照标准进行验收并按照规格总结将资料入档。

表1 钻井作业中井控活动程序Table 1 Well control procedure in drilling operation

5 导管设计

导管应该设计适当的结构以支撑在井筒服役生命期内的井口装置和所有管材/设备。导管载荷分析应该考虑恶劣气象与海潮、涡漩诱发震动、疲劳、腐蚀发生的可能性。

6 浅层气

应十分重视浅层气并评估其风险。可用的减小风险的方法及需做的工作是：（1）确定浅层气的风险和作业的限制模式和程序；（2）钻导眼，使用隔水导管循环钻井液恢复系统装备；（3）用有关风险降低程序和井控程序方法钻穿可能存在的浅层气层。

表2 应该执行井控作业的训练及考核Table 2 Training & verification in well control action

对于可能存在浅层气的井眼可用下列作业限制措施。

（1）如果浅层气压力较高，应考虑移动改变井位。

（2）使用一个允许动态压井的小尺寸导眼钻穿全部可能的浅层气层。

（3）预期的具有异常压力的浅层气应该用最大尺寸为311.15 mm的导眼并用加重钻井液钻进。

（4）在导眼中循环流动检查时间应至少30 min。

（5）在下部钻柱组合中应安装1个浮箍。

（6）应该用随钻测井（LWD）伽玛放射测井和电阻测井。

（7）对海洋井，从井眼返出的循环液应该用遥控照像机或遥控装置（ROV）连续观察监管。

（8）直到导眼已经钻穿为止，应保持压井液在可用-备用状态。

（9）注水泥材料应该到位并在导眼中建立最小50 m（一般情况要超过该值200%，约150 m）的不渗透气体的致密水泥塞；导管外环空水泥返到地面（或海底面）。

（10）安置表层套管的计划和材料（套管和水泥材料，按水泥返到地面/或海底面，并有最少50 m的水泥塞进行备料）应该在上述浅层气有关工作之前到位并做好入井准备工作。

在水深小于100 m且没有浅层气的海洋井就不必钻导眼，这时要做钻井设备冲撞评估，冲撞评估相当于浅层气的入侵或其他冲撞力。

7 井眼轨迹与井间距

精确设计和确定井眼轨迹不仅对于直井、定向井、水平井、分支井、智能井等复杂结构井而且对防止发生下列情况都非常重要：（1）意外钻至邻井或其他井；（2）安装有释放井（放喷）作用井下装置的井；（3）井中有地质模型装置的井；（4）在新井中装有抗腐蚀及其评估装置的井。

7.1 井眼轨迹的测量

应该用不同的全球定位系统来确定井眼中心的地面井位坐标。海洋井钻井平台的井槽（Well slot）坐标能够从已知参考点（平台上的固定点、海面下底座等）来测量确定。

钻进新地层时井斜和方位的测量应该每100 m测深至少测1次。所有测量应以正北坐标网格为参考系。从20世纪80年代以来随钻测量（MWD）随钻测井（LWD）随钻地震（SWD）系列新技术不断发展直到普遍应用，大幅度提高了井眼轨迹测量的精度、质量与效果。笔者把随钻测量称之为钻井的眼睛；随钻测井称之为识别地层和岩性的眼睛；随钻地震是在钻头上安置的眼睛。最近正在研发的电子式无线随钻测量及智能钻柱等有线随钻测量工具与技术，都能提高井眼轨迹测量精度与效率。

正在钻进的井筒位置及其与邻井的距离应该在作业的全部时间内都监测。

建议制定测斜计划以减小最小椭圆的不确定性。

7.2 井筒之间距离的计算模型和采用标准

建议制定量化不确定性的模型。井筒处在计算的不确定性椭圆之内的可能性应该大于95%。建议确定井筒之间最小的验收距离并且制定风险降低措施。

8 结论

鉴于钻井作业存在不确定性和复杂性以及钻井作业的质量对后续作业的影响等，要求钻井行业十分重视钻井作业中的井筒完整性，设计并应用好井筒屏障。目前中国还没有自己的井筒完整性标准，可以参照NORSOK标准进行设计、应用、监管监控监测和风险分析、备有预案和应急措施，并认真总结每次作业的成败做好钻井工程信息管理；不断改进钻井作业的井筒完整性水平，为早日制订中国标准做好基础工作。

“可剪切钻柱”（shear-able string）和“不可剪切钻柱”(non-shear-able string)是NORSOK 标准的用词。可剪切钻柱的含义是：钻柱尺寸及外形与防喷器闸板芯子（NORSOK 标准用“shear seal ram”即“剪切密封闸板”表示）相配合，关闭防喷器后防喷器芯子能够密封钻柱与井壁的环形空间。可剪切钻柱的准确意思是：能够被防喷器剪切密封闸板抱紧而密封环空的钻柱。不可剪切钻柱的含义是：有些钻柱中除了钻杆、加重钻杆、钻铤之外还有螺杆钻具、扶正器、稳定器、减震器、震击器、打捞工具等外形及尺寸不规范的一些部件时，防喷器剪切密封闸板芯子就不能封闭该钻柱了。不可剪切钻柱的准确意思是：不能被防喷器剪切密封闸板密封的钻柱。顺便指出：使用不可剪切钻柱时需要装置环形密封囊的环形防喷器或者其他密封装置。

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