海上高溫高壓井測(cè)試流程安全控制技術(shù)

顏幫川李祝軍魏安超徐斐

1.中海石油（中國(guó)）有限公司湛江分公司；2.中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)湛江分公司

海上高溫高壓井測(cè)試流程安全控制技術(shù)

顏幫川1李祝軍2魏安超1徐斐2

1.中海石油（中國(guó)）有限公司湛江分公司；2.中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)湛江分公司

海上高溫高壓井測(cè)試技術(shù)在地面流程方面主要有水合物生成堵塞管線導(dǎo)致流程超壓、高溫密封失效、地面流程沖蝕泄漏及燃燒產(chǎn)生高熱輻射等難題。為了安全高效地完成測(cè)試作業(yè)，基于海上平臺(tái)空間受限的特點(diǎn)，結(jié)合高溫高壓井測(cè)試風(fēng)險(xiǎn)，設(shè)計(jì)了一套海上高溫高壓井測(cè)試地面流程，建立了一套海上高溫高壓井測(cè)試流程安全控制技術(shù)。通過(guò)多節(jié)點(diǎn)監(jiān)測(cè)實(shí)現(xiàn)測(cè)試作業(yè)動(dòng)態(tài)數(shù)據(jù)的實(shí)時(shí)監(jiān)控和記錄，預(yù)防了事故的發(fā)生并能及時(shí)處理復(fù)雜情況；通過(guò)設(shè)備及管線的安全配置，提高作業(yè)施工的安全性；設(shè)置地面流程應(yīng)急關(guān)斷屏障及測(cè)試應(yīng)急放空流程，在發(fā)生泄漏時(shí)能及時(shí)截?cái)嗟貙痈邏毫黧w來(lái)源，有效解決管線堵塞導(dǎo)致的流程憋壓、超壓?jiǎn)栴}；設(shè)置立體布控的噴淋冷卻系統(tǒng)，防止高產(chǎn)天然氣燃燒產(chǎn)生的強(qiáng)熱輻射對(duì)平臺(tái)設(shè)備和人員造成傷害。該技術(shù)現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用效果良好，具有進(jìn)一步推廣應(yīng)用價(jià)值。

海上平臺(tái)；高溫高壓；測(cè)試風(fēng)險(xiǎn)；測(cè)試流程；安全控制

常規(guī)高溫高壓井測(cè)試在流程方面主要面臨井口壓力高、溫度高以及高產(chǎn)帶來(lái)的振動(dòng)、沖蝕和泄漏等問(wèn)題。海上高溫高壓井的測(cè)試受狹窄的海上平臺(tái)空間限制，地面測(cè)試流程無(wú)法按照陸地油田成熟的測(cè)試流程模式進(jìn)行布局，需要精簡(jiǎn)地面流程和設(shè)備，而且還存在水合物生成堵塞管線導(dǎo)致流程超壓、高溫密封失效、地面流程沖蝕泄漏及燃燒產(chǎn)生高熱輻射等問(wèn)題，大幅度增加了安全控制難度。因此對(duì)于海上高溫高壓井，測(cè)試流程的安全控制就成為了需要解決的主要技術(shù)難題。針對(duì)該難題，創(chuàng)建了一套海上高溫高壓井測(cè)試流程安全控制技術(shù)，并在多口海上高溫高壓井測(cè)試中成功實(shí)踐。

1 高溫高壓井測(cè)試風(fēng)險(xiǎn)

HTHP well testing risks

海上高溫高壓井測(cè)試，對(duì)于地面測(cè)試流程而言，主要存在以下幾方面的風(fēng)險(xiǎn)。

1.1 水合物生成

Generation of hydrate

水合物形成的主要原因是流體在流動(dòng)過(guò)程中壓力的降低導(dǎo)致溫度的降低，即所謂的節(jié)流效應(yīng)［1］。若井口高溫高壓高產(chǎn)同時(shí)出現(xiàn)，則不易形成水合物，井口低溫低壓低產(chǎn)同時(shí)出現(xiàn)，也不易形成水合物［2］。在高溫高壓井測(cè)試過(guò)程中，溫度降低的程度和壓力降低的程度關(guān)系密切，而壓力降低的情況又與流速（流量） 直接相關(guān)，節(jié)流之后將會(huì)出現(xiàn)高壓低溫情況，此時(shí)天然氣中只要含有少量水蒸氣存在則極易形成水合物。

1.2 井口高溫導(dǎo)致密封失效

Seal failure caused by high temperature at the wellhead

井下高溫流體返至地面時(shí)，流體溫度可能會(huì)高于地面測(cè)試設(shè)備的耐溫等級(jí)。南海西部海上高溫高壓井現(xiàn)場(chǎng)測(cè)試經(jīng)驗(yàn)數(shù)據(jù)顯示，3 000 m井深，產(chǎn)量100×104m3/d，井底溫度150 ℃，放噴3 h之后井口溫度可達(dá)110 ℃。當(dāng)流體溫度超過(guò)設(shè)備的耐溫等級(jí)時(shí)，高壓測(cè)試設(shè)備密封就會(huì)失效，進(jìn)而導(dǎo)致油氣泄漏事故，這就是高溫高壓井測(cè)試的重大風(fēng)險(xiǎn)，如何解決測(cè)試期間井口高溫是難題。

1.3 地層出砂沖蝕流程

Erosion process caused by formation sand flow

探井測(cè)試過(guò)程中，通常會(huì)面臨前期參考資料不齊全的問(wèn)題，在井未完鉆的情況下完成測(cè)試設(shè)計(jì)方案，并不是每口井都會(huì)采取井下防砂措施［3］。高壓氣井具有高產(chǎn)特點(diǎn)，此時(shí)地層一旦出砂，高速氣流攜帶地層砂就像砂輪機(jī)一樣，將會(huì)對(duì)地面流程的彎角和變向等部位進(jìn)行劇烈沖蝕，造成流程管線的破壞，這將給地面流程安全帶來(lái)極大的危害。

1.4 高壓泄漏

High pressure leakage

高溫高壓井測(cè)試的顯著特點(diǎn)是地層壓力高，地面流程節(jié)流壓差大，氣體膨脹吸熱量大，溫度急速降低，很容易形成水合物而堵塞流程，一旦在油嘴管匯及下游管匯中形成水合物堵塞流程，將導(dǎo)致堵塞段以上的流程壓力迅速升高，這一過(guò)程具有突發(fā)性，一旦出現(xiàn)若不及時(shí)處理，流程將出現(xiàn)超壓，就會(huì)導(dǎo)致低壓力級(jí)別的測(cè)試設(shè)備（例如加熱爐和分離器等）泄漏，甚至超壓爆炸，造成嚴(yán)重的安全事故［4］。

1.5 熱輻射

Heat radiation

海上高溫高壓井測(cè)試，高產(chǎn)量的天然氣燃燒后，產(chǎn)生大量的熱輻射，海上平臺(tái)空間狹小，人員密集，設(shè)備擺放高度集中，高熱輻射對(duì)作業(yè)人員和平臺(tái)設(shè)備安全具有嚴(yán)重威脅。

2 高溫高壓井測(cè)試地面流程

Surface process of HTHP well testing

海上高溫高壓井地面測(cè)試流程，受平臺(tái)空間的限制，無(wú)法實(shí)現(xiàn)備用測(cè)試流程的安裝，因此針對(duì)海上平臺(tái)特點(diǎn)，設(shè)計(jì)采用單流程多級(jí)節(jié)流的特殊模式，備用緊急放空流程。具體地面流程如圖1所示。

圖1 海上高溫高壓井典型地面測(cè)試流程Fig.1 Typical ground testing process of offshore HTHP well

3 安全控制技術(shù)

Safety control technology

3.1 多節(jié)點(diǎn)監(jiān)測(cè)

Multi-node monitoring

地面測(cè)試流程設(shè)備和流程高度集中是海上高溫高壓井的特點(diǎn)，流程的安全控制需要建立在對(duì)流程數(shù)據(jù)的監(jiān)測(cè)基礎(chǔ)上，數(shù)據(jù)監(jiān)測(cè)就像“眼”，技術(shù)控制就像“手”，兩者有效結(jié)合才能實(shí)現(xiàn)有效的安全控制。海上高溫高壓井，在上游端高壓流程段設(shè)置溫壓實(shí)時(shí)數(shù)據(jù)監(jiān)測(cè)和采集系統(tǒng)、含砂在線監(jiān)測(cè)系統(tǒng)、振動(dòng)監(jiān)測(cè)系統(tǒng)、壁厚監(jiān)測(cè)系統(tǒng)；通過(guò)這些系統(tǒng)的監(jiān)測(cè)，可實(shí)時(shí)讀取流程溫壓數(shù)據(jù)及其變化規(guī)律、流體含砂數(shù)據(jù)、流程振動(dòng)強(qiáng)度數(shù)據(jù)、管線壁厚數(shù)據(jù)等，并通過(guò)集成化數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)進(jìn)行分析，若某個(gè)數(shù)據(jù)超過(guò)了設(shè)置的安全門限值，則系統(tǒng)會(huì)自動(dòng)報(bào)警，如遇到流程超溫超壓、泄漏、水合物堵塞、出砂沖蝕、強(qiáng)烈振動(dòng)等問(wèn)題，可及時(shí)發(fā)現(xiàn)并采取應(yīng)急關(guān)井或結(jié)束測(cè)試等措施來(lái)確保安全施工。在下游低壓端流程還額外設(shè)置了有毒有害氣體監(jiān)測(cè)系統(tǒng)、熱輻射監(jiān)測(cè)系統(tǒng)等，可以實(shí)時(shí)掌握地層流體的有毒有害性質(zhì)、燃燒臂火焰對(duì)平臺(tái)不同監(jiān)測(cè)點(diǎn)的熱輻射強(qiáng)度。上下游共設(shè)置8節(jié)點(diǎn)的監(jiān)測(cè)系統(tǒng)，形成了高溫高壓井地面流程的數(shù)據(jù)采集和監(jiān)測(cè)一體化監(jiān)測(cè)網(wǎng)絡(luò)。

3.2 安全控制

Safety control

3.2.1 設(shè)備及管線配置 地面測(cè)試流程從油嘴管匯進(jìn)行劃分，油嘴管匯上游屬于高壓端流程，油嘴管匯下游屬于低壓端流程。高壓端流程設(shè)備主要有地面測(cè)試樹(shù)、地面高壓安全閥、動(dòng)力油嘴、除砂器及油嘴管匯等，低壓端設(shè)備主要有加熱爐、分離器、低壓安全閥、分向管匯、燃燒臂等。對(duì)于高溫高壓井測(cè)試，高壓流程設(shè)備和管線的最大工作壓力需要采用一定的安全系數(shù)進(jìn)行選擇，設(shè)備額定工作壓力應(yīng)不低于預(yù)測(cè)的最高地層孔隙壓力的1.2 倍，若已獲得實(shí)際最高地層孔隙壓力，則按實(shí)際最高地層孔隙壓力的1.2倍配置［5］。海上現(xiàn)用的高壓端設(shè)備基本都按照105 MPa進(jìn)行配置，流程管線采用防腐硬管，并在流程上的直角部分采用加厚彎頭代替常規(guī)彎頭，以增加安全系數(shù)，設(shè)備和流程管線需進(jìn)行焊接固定。

測(cè)試設(shè)備工作溫度的選擇，通常情況下選定地面設(shè)備的最大工作溫度不低于預(yù)測(cè)井口溫度的1.1倍，高壓端流程由于尚未進(jìn)行節(jié)流，壓力高且流動(dòng)溫度高，流程連接首選金屬對(duì)金屬密封的法蘭連接方式，以提高流程的耐溫能力。對(duì)于海上深水浮式平臺(tái)或半潛式平臺(tái)測(cè)試，需要用到較為特殊的高壓撓性軟管作為流動(dòng)管線，由于軟管的特殊性，作為流動(dòng)端的高壓撓性軟管的安全系數(shù)須達(dá)到4以上，因此高壓軟管在運(yùn)輸與使用過(guò)程需注意其最小彎曲半徑及對(duì)其接頭的保護(hù)，否則會(huì)大大降低其工作壓力等級(jí)［6］。目前世界上用于測(cè)試的高壓撓性軟管最高耐溫僅為130 ℃，因此對(duì)于海上深水浮式平臺(tái)或半潛式平臺(tái)測(cè)試時(shí)，高壓端流程的地面流動(dòng)溫度最高不能超過(guò)高壓撓性軟管的耐溫能力。對(duì)于海上自升式平臺(tái)測(cè)試，流程中流動(dòng)溫度的控制還需要綜合考慮防噴器閘板芯子的耐溫能力。

3.2.2 多級(jí)節(jié)流控制 海上高溫高壓井測(cè)試，采用多套地面油嘴管匯進(jìn)行多級(jí)節(jié)流。根據(jù)測(cè)試井的不同井況，一般通過(guò)2套油嘴管匯或2套油嘴管匯加動(dòng)力油嘴組合的方式節(jié)流。若預(yù)測(cè)井口壓力超過(guò)68 MPa，先通過(guò)液壓控制的動(dòng)力油嘴進(jìn)行節(jié)流控制，將高壓降低到68 MPa以下，再通過(guò)2套105 MPa的油嘴管匯進(jìn)行二級(jí)和三級(jí)節(jié)流將高壓氣流逐步轉(zhuǎn)變?yōu)榈蛪簹饬?；若預(yù)測(cè)井口壓力低于68 MPa，可直接采用1套105 MPa加1套68 MPa的雙油嘴管匯進(jìn)行兩級(jí)節(jié)流方式進(jìn)行控制；若預(yù)測(cè)井口壓力低于35 MPa，綜合考慮地層孔隙壓力及海上高溫高壓井流程的通用性，一般也采用2套油嘴管匯進(jìn)行控制。經(jīng)過(guò)多級(jí)節(jié)流之后，可實(shí)現(xiàn)天然氣平穩(wěn)地從高壓降至低壓氣流，進(jìn)入分離器安全求產(chǎn)后，導(dǎo)流去燃燒臂燃燒。

3.2.3 應(yīng)急關(guān)斷控制 當(dāng)高壓氣井測(cè)試過(guò)程中出現(xiàn)高壓泄漏或火災(zāi)等險(xiǎn)情，需要采取安全有效的手段，及時(shí)截?cái)嗟貙痈邏簹怏w來(lái)源，防止事態(tài)進(jìn)一步嚴(yán)重化，保證施工安全［7］。海上高溫高壓井測(cè)試，在地面流程上至少需要設(shè)置2道以上的應(yīng)急關(guān)斷屏障，第1道屏障是地面測(cè)試樹(shù)生產(chǎn)翼閥，第2道屏障是高壓地面安全閥，這2道屏障應(yīng)具備液壓控制、快速關(guān)斷能力，響應(yīng)時(shí)間最好控制在5 s之內(nèi)。遠(yuǎn)程控制點(diǎn)的設(shè)置一般選在測(cè)試設(shè)備操作區(qū)、測(cè)試區(qū)域出口、甲板主通道旁、鉆臺(tái)司鉆房、生活區(qū)出口等顯眼位置，一旦出現(xiàn)緊急情況，操作者可撤離到安全區(qū)域之后進(jìn)行遠(yuǎn)程應(yīng)急關(guān)斷操作。同時(shí)，這2道安全屏障還需具備傳統(tǒng)的手動(dòng)控制按鈕，需要時(shí)可進(jìn)行人工干預(yù)。

3.2.4 應(yīng)急放空流程設(shè)置 高壓氣井測(cè)試過(guò)程中，一旦在油嘴管匯下游流程某個(gè)地方形成水合物堵塞，將導(dǎo)致低壓流程憋高壓，對(duì)下游的分離器和加熱爐等設(shè)備造成超壓損壞或爆炸。遇到此情況，陸地油田可采用備用流程進(jìn)行處理，而海上平臺(tái)受空間限制，無(wú)備用流程。因此海上平臺(tái)，在油嘴管匯至加熱爐之間設(shè)置1道應(yīng)急放空流程，并設(shè)置1道低壓安全閥，正常放噴狀態(tài)下安全閥處于關(guān)閉狀態(tài)，當(dāng)下游低壓流程中的壓力超過(guò)設(shè)置的安全值時(shí)，安全閥自動(dòng)打開(kāi)，堵塞造成的高壓天然氣將通過(guò)應(yīng)急放空流程直接導(dǎo)通至燃燒臂燃燒，防止低壓流程進(jìn)一步憋壓造成事故。此時(shí)可關(guān)斷上游流程，處理完堵塞之后，繼續(xù)放噴求產(chǎn)取資料。

3.2.5 水合物控制 油氣井測(cè)試期間，主要通過(guò)提高流體溫度和注化學(xué)藥劑等方法防止水合物的生成。高溫高壓井測(cè)試，放噴產(chǎn)量越大，流程溫度越高，越不容易形成水合物；當(dāng)放噴產(chǎn)量較低時(shí)，加上高壓節(jié)流效應(yīng)的影響，流程溫度較低，極有可能形成水合物。通常采用蒸汽鍋爐加熱法可以提高節(jié)流前和節(jié)流后的天然氣流動(dòng)溫度，如果節(jié)流后天然氣溫度能提高到高于水合物生成溫度，也就可以達(dá)到預(yù)防水合物生成的目的［8］。

加熱鍋爐的蒸汽量大小是額定的，當(dāng)加熱量也無(wú)法滿足防止水合物生成的要求時(shí)，還需采取化學(xué)藥劑注入方式來(lái)協(xié)助防治水合物。測(cè)試流程上，分別在地面測(cè)試樹(shù)生產(chǎn)翼端和油嘴管匯上游設(shè)置化學(xué)藥劑注入接口，深水或半潛式平臺(tái)還可在海底水下測(cè)試樹(shù)處額外設(shè)置化學(xué)藥劑注入接口，可根據(jù)需要實(shí)時(shí)進(jìn)行化學(xué)藥劑注入來(lái)防止水合物的生成。由于高溫高壓氣井測(cè)試，流程壓力較高，普通的化學(xué)注入泵難以將抑制劑注入流程系統(tǒng)，更難以在短時(shí)間內(nèi)大量地注入化學(xué)藥劑，因此需要配置高壓大排量化學(xué)藥劑注入泵，泵出口壓力需達(dá)到100 MPa，正常輸出排量不低于4 L/min，需滿足海上平臺(tái)提供的壓縮空氣驅(qū)動(dòng)壓力范圍：0.6 MPa ～0.9 MPa，還需要考慮化學(xué)藥劑注入泵的備用。

化學(xué)藥劑選擇方面，由于甲醇的分子量較乙二醇小，因此相同重量濃度時(shí)，甲醇的摩爾濃度明顯高于乙二醇的摩爾濃度，因此抑制效果較乙二醇要好得多，從抑制效果來(lái)看，甲醇是最理想的解凍劑。但甲醇有劇毒，需要經(jīng)過(guò)專門培訓(xùn)才能使用，一般情況下不應(yīng)使用。海上高溫高壓井測(cè)試，通常使用乙二醇來(lái)做水合物抑制劑。

3.2.6 熱輻射控制 高溫高壓氣井測(cè)試通常產(chǎn)量都較高，產(chǎn)出的天然氣需要經(jīng)過(guò)燃燒處理，防止噴出物擴(kuò)散對(duì)周邊環(huán)境造成污染，或?qū)ζ脚_(tái)人員安全造成威脅，燃燒同時(shí)也會(huì)產(chǎn)生大量熱輻射［9］。為防止熱輻射對(duì)平臺(tái)設(shè)備和作業(yè)人員造成傷害，立體布控了3層噴淋冷卻系統(tǒng)。第一層設(shè)置在燃燒臂和燃燒頭上，通過(guò)高密度的水霧設(shè)計(jì)，將燃燒的高溫控制在燃燒頭往外區(qū)域，防止高溫傳導(dǎo)至平臺(tái)一側(cè)，第二層設(shè)置在平臺(tái)舷邊，通過(guò)空間立體布控，形成一道大的水簾，防止強(qiáng)熱輻射對(duì)平臺(tái)設(shè)備造成傷害，第三層布控在甲板內(nèi)側(cè)，以進(jìn)一步降低熱輻射強(qiáng)度，確保作業(yè)人員的正常工作。同時(shí)，在燃燒一側(cè)的平臺(tái)舷邊至工作區(qū)，分段設(shè)置熱輻射監(jiān)測(cè)點(diǎn)，實(shí)時(shí)監(jiān)測(cè)熱輻射強(qiáng)度，保障作業(yè)人員安全。海上高溫高壓井測(cè)試噴淋現(xiàn)場(chǎng)如圖2所示。

圖2 海上高溫高壓井測(cè)試噴淋現(xiàn)場(chǎng)Fig.2 Spray system of offshore HPHT well test

4 應(yīng)用實(shí)例

Application example

2012年1月—2015年12月，海上高溫高壓井測(cè)試安全控制技術(shù)，已在南海西部油田10余口海上高溫高壓井測(cè)試和完井作業(yè)中得到成功應(yīng)用。某氣田X-2-1井，井口壓力為44 MPa，井口溫度為110 ℃，采用雙級(jí)節(jié)流方式，獲得測(cè)試天然氣產(chǎn)量為120×104m3/d；某氣田Y-2-2井，井口壓力為58.6 MPa，井口溫度為108 ℃，采用雙級(jí)節(jié)流方式，獲得測(cè)試天然氣產(chǎn)量100×104m3/d。

5 結(jié)論

Conclusions

（1）海上高溫高壓井測(cè)試作業(yè)風(fēng)險(xiǎn)多而高，針對(duì)高溫和高壓兩個(gè)難點(diǎn)在進(jìn)行設(shè)備和管線配置時(shí)需要考慮一定的安全系數(shù)，對(duì)設(shè)備和管線采取焊接固定的方式，可提高作業(yè)施工的安全性。采用多節(jié)點(diǎn)監(jiān)測(cè)技術(shù)可實(shí)現(xiàn)測(cè)試作業(yè)動(dòng)態(tài)數(shù)據(jù)的實(shí)時(shí)監(jiān)控和記錄，若發(fā)生水合物生成、泄漏、出砂、振動(dòng)及沖蝕等安全事件，系統(tǒng)自動(dòng)報(bào)警，對(duì)及時(shí)處理復(fù)雜情況和預(yù)防事故的發(fā)生起到至關(guān)重要的作用。

（2）基于海上平臺(tái)空間受限的特點(diǎn)，地面流程上設(shè)置兩道以上的地面應(yīng)急關(guān)斷屏障，能及時(shí)截?cái)嗟貙痈邏毫黧w來(lái)源；設(shè)置測(cè)試應(yīng)急放空流程，能有效解決水合物等造成管線堵塞而最終導(dǎo)致的低壓端流程憋壓、超壓等問(wèn)題，防止安全事故發(fā)生，保障施工安全。

（3）高溫高壓井測(cè)試，放噴產(chǎn)量越大，流程溫度越高，越不容易形成水合物。當(dāng)出現(xiàn)高壓低產(chǎn)情況可能生成水合物時(shí)，通過(guò)水下測(cè)試樹(shù)、地面測(cè)試樹(shù)及油嘴管匯前等位置注入化學(xué)藥劑來(lái)防止水合物的生成。海上平臺(tái)設(shè)置3層立體布控的噴淋冷卻系統(tǒng)，能有效防止高產(chǎn)燃燒產(chǎn)生的強(qiáng)熱輻射對(duì)平臺(tái)設(shè)備及人員造成傷害。

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［6］魏劍飛，金澤亮，王革新.海上測(cè)試流程地面管線選型［J］.中國(guó)石油和化工標(biāo)準(zhǔn)與質(zhì)量，2012，32（6）： 55-56.WEI Jianfei,JIN Zeliang,WANG Gexin.Selection of ground pipeline type in offshore test flow ［J］.China Petroleum and Chemical Standard and Quality,2012,32（6）:55-56.

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［9］張世林，潘艷萍，蔡茂佳，李詩(shī)仙，顧興軍.高含酸性氣井試油（氣）配套技術(shù)［J］.石油鉆采工藝，2013，35（1）：90-93.ZHANG Shilin,PAN Yanping,CAI Maojia,LI Shixian,GU Xingjun.Oil/gas testing matching technology for high containing sour gas well ［J］.Oil Drilling &Production Technology,2013,35（1）:90-93.

（修改稿收到日期 2016-10-22）

〔編輯 李春燕〕

加拿大Calgary鉆井液公司宣布納米鉆井液投入工業(yè)化應(yīng)用

加拿大Calgary（卡爾加里）市的nFluids公司通過(guò)9口井鉆井作業(yè)，證實(shí)加入其研制的納米添加劑的鉆井液，在井眼中按照預(yù)期堵塞裂縫，增加井壁強(qiáng)度約60%，增加井壁整體性；減少鉆井液循環(huán)損失約90%，降低鉆柱與井壁摩阻約50%，進(jìn)而提高了機(jī)械鉆速。而且，此納米添加劑與各種類型的鉆井液均兼容。美國(guó)Missouri（密西根）大學(xué)研究人員驗(yàn)證了作業(yè)過(guò)程。納米添加劑的基本原理是將鉆井液中的鐵和碳成分被分解為納米形式，使得納米顆粒能夠在井眼內(nèi)部形成極薄、但有一定強(qiáng)度濾餅。從外觀看，這層濾餅完全形成一種新的物質(zhì)，性能獨(dú)特。在現(xiàn)場(chǎng)，完成鉆井液“納米化”過(guò)程大約持續(xù)幾分鐘。目前，技術(shù)專家可根據(jù)現(xiàn)場(chǎng)作業(yè)需求，專門設(shè)計(jì)納米顆粒的形狀、尺寸和作用機(jī)理，以適應(yīng)于不同作業(yè)目的。納米添加劑的重量大約占鉆井液總重量的50%，以方便鉆井液根據(jù)作業(yè)類型加入其他種類添加劑。當(dāng)前的納米添加劑制造成本僅為3年前制造成本的50%。

（郭永峰編譯E-mail:guoyf2@cosl.com.cn）

Safety control technology for the testing process of offshore HTHP wells

YAN Bangchuan1,LI Zhujun2,WEI Anchao1,XU Fei2
1.CNOOC China Limited Zhanjiang Branch,Zhanjiang 524057,Guangdong,China;
2.Zhanjiang Branch,CNOOC EnerTech-Drilling &Production Co.,Zhanjiang 524057,Guangdong,China

As for offshore HTHP (high temperature and high pressure) well testing technologies,the main issue in ground process is that hydrate is formed and blocks the pipelines,resulting in a series of difficulties,e.g.flow overpressure,high-temperature seal failure,ground process erosion,leakage and high-heat radiation caused by burning.In order to efficient and safe testing operation,a set of ground processes for offshore HTHP well testing was designed based on the HTHP testing risks,combined with the spatial restriction of offshore platforms.Then,the safety control technology for the testing process of offshore HTHP wells was developed.Based on multinode monitoring,the testing performance data is monitored and recorded in real time,accidents are prevented and complex situations are dealt with promptly.The safety of testing operation is improved by allocating equipments and pipelines safely.The emergency shutdown barrier of ground process and the emergency release process of testing are set up to solve effectively the process pressure building and overpressure caused by pipeline blockage by cutting off the source of high-pressure formation fluid in time in the case of leakage.The spray cooling system is 3D deployed to prevent the high-heat radiation caused by high-yield burning from damaging the equipments and personnel on the platform.This technology is well applied in the field,and it should be popularized further.

offshore platform;high temperature and high pressure;testing risk;testing process;safety control

顏幫川，李祝軍，魏安超，徐斐.海上高溫高壓井測(cè)試流程安全控制技術(shù) ［J］ .石油鉆采工藝，2016，38（6）：791-795.

TE538

B

1000-7393（ 2016 ） 06-0791-05

10.13639/j.odpt.2016.06.015

:YAN Bangchuan,LI Zhujun,WEI Anchao,XU Fei.Safety control technology for the testing process of offshore HTHP wells［J］.Oil Drilling &Production Technology,2016,38(6):791-795.

國(guó)家科技重大專項(xiàng)“高溫高壓鉆完井工藝技術(shù)研究”（編號(hào)： 2011ZX05023-004-004）。

顏幫川（1983-），2007年畢業(yè)于西南石油大學(xué)資源勘查工程專業(yè)，工程碩士，現(xiàn)從事海上油氣井完井及測(cè)試技術(shù)研究及管理工作，工程師。通訊地址：（524057）廣東省湛江市坡頭區(qū)22號(hào)信箱。電話：0759-3912505。E-mail:yanbch@cnooc.com.cn