高温高压钻井技术

PAGE/NUMPAGES第十一章高温高压钻井技术TOC\o"1-2"\h\z\uHYPERLINK\l"_Toc59583014"第一节高温高压钻井特点PAGEREF_Toc59583014\h3HYPERLINK\l"_Toc59583015"一．高温高压钻井有别于常规钻井作业的主要特点PAGEREF_Toc59583015\h3HYPERLINK\l"_Toc59583016"二．作业中潜在的主要风险分析PAGEREF_Toc59583016\h4HYPERLINK\l"_Toc59583017"第二节高温高压钻井设计及井身结构设计PAGEREF_Toc59583017\h5HYPERLINK\l"_Toc59583018"一．高温高压钻井设计应考虑的原则PAGEREF_Toc59583018\h5HYPERLINK\l"_Toc59583019"二．高温高压井身结构设社应考虑的原则PAGEREF_Toc59583019\h7HYPERLINK\l"_Toc59583020"第三节高温高压对设备的特殊要求PAGEREF_Toc59583020\h8HYPERLINK\l"_Toc59583021"一．高温高压对钻井平台设计能力的要求PAGEREF_Toc59583021\h8HYPERLINK\l"_Toc59583022"二．高温高压对钻井设备的特别要求PAGEREF_Toc59583022\h8HYPERLINK\l"_Toc59583023"三．高温要求和温度监测设备PAGEREF_Toc59583023\h9HYPERLINK\l"_Toc59583024"四．对防喷器组等井控设备的要求PAGEREF_Toc59583024\h9HYPERLINK\l"_Toc59583025"五．固控设备的检修和配套PAGEREF_Toc59583025\h10HYPERLINK\l"_Toc59583026"六．对钻柱的要求PAGEREF_Toc59583026\h10HYPERLINK\l"_Toc59583027"七．对固井装置的要求PAGEREF_Toc59583027\h10HYPERLINK\l"_Toc59583028"八．对井下工具、仪器的要求PAGEREF_Toc59583028\h11HYPERLINK\l"_Toc59583029"九．强行起下钻计量罐PAGEREF_Toc59583029\h11HYPERLINK\l"_Toc59583030"＋．对平台设备的全面检修PAGEREF_Toc59583030\h11HYPERLINK\l"_Toc59583031"十一．保证设备的正确使用和加强设备维护保养工作PAGEREF_Toc59583031\h11HYPERLINK\l"_Toc59583032"第四节高温高压钻井对人员的要求PAGEREF_Toc59583032\h13HYPERLINK\l"_Toc59583033"一．对平台承包商和服务公司人员的要求PAGEREF_Toc59583033\h13HYPERLINK\l"_Toc59583034"二．高温高压专业培训PAGEREF_Toc59583034\h13HYPERLINK\l"_Toc59583035"三．技术交底及安全会制度PAGEREF_Toc59583035\h14HYPERLINK\l"_Toc59583036"四．演习和操练PAGEREF_Toc59583036\h14HYPERLINK\l"_Toc59583037"第五节高温高压钻井工艺技术PAGEREF_Toc59583037\h14HYPERLINK\l"_Toc59583038"一．钻前准备PAGEREF_Toc59583038\h14HYPERLINK\l"_Toc59583039"二．钻开高压气层前的安全检查PAGEREF_Toc59583039\h14HYPERLINK\l"_Toc59583040"三．钻开高压油气层程序PAGEREF_Toc59583040\h15HYPERLINK\l"_Toc59583041"四．平行钻井技术PAGEREF_Toc59583041\h16HYPERLINK\l"_Toc59583042"五．流量检查一严格控制井涌量PAGEREF_Toc59583042\h17HYPERLINK\l"_Toc59583043"六．起下钻PAGEREF_Toc59583043\h17HYPERLINK\l"_Toc59583044"七．钻具在井下时地面钻井设备修理应注意事项PAGEREF_Toc59583044\h18HYPERLINK\l"_Toc59583045"八．取心作业PAGEREF_Toc59583045\h18HYPERLINK\l"_Toc59583046"九．井口专用立柱PAGEREF_Toc59583046\h18HYPERLINK\l"_Toc59583047"十．阻流压井管汇及其管线冲洗PAGEREF_Toc59583047\h18HYPERLINK\l"_Toc59583048"十一．乙二醇或甲醇的注入PAGEREF_Toc59583048\h19HYPERLINK\l"_Toc59583049"十二．恢复循环PAGEREF_Toc59583049\h19HYPERLINK\l"_Toc59583050"十三．制定压井曲线和排放天然气PAGEREF_Toc59583050\h19HYPERLINK\l"_Toc59583051"第六节高温高压井控及特殊作业应考虑的其它事项PAGEREF_Toc59583051\h20HYPERLINK\l"_Toc59583052"一．高温高压井控PAGEREF_Toc59583052\h20HYPERLINK\l"_Toc59583053"二．高温高压钻井液PAGEREF_Toc59583053\h21HYPERLINK\l"_Toc59583054"四．高温高压固井PAGEREF_Toc59583054\h22HYPERLINK\l"_Toc59583055"五．高温高压测试PAGEREF_Toc59583055\h23HYPERLINK\l"_Toc59583056"参考文献PAGEREF_Toc59583056\h24高温高压井定义：预计或实测井底温度大于150℃和井底压力大于68.9兆帕（10000磅／英寸2）或地层孔隙压力梯度大于1.80克／厘米3的井，称为高温高压井。当今世界油气钻井作业，由于勘探领域的扩大和向深层发展，钻高温高压井成为钻井作业中最突出的技术难题之一。特别是在海上钻井，高温高压所带来的安全问题更加重要，其风险更大，困难更多，并且要求作业务必万无一失。实践证明，我国海上油气田同陆地油气田一样，不仅普遍存在着异常高压和高温高压的问题，而且同样具有分布范围广、变化范围大的特点。迄今在海上发现的高温高压气井，其温度和压力绝对值都非常高，压力梯度最高可达到或超过理论推算的上覆地层压力梯度（即2.31克／厘米3当量钻井液密度）；地温梯度达到4℃／100米以上。异常高压不仅广泛分布在不同区域和不同地区，而且广泛分布在不同地层。从浅层到深层，从新生界到古生界都普遍存在着大小不等的异常高压。尽管地下地质情况是复杂的，但是研究并掌握区域性地温分布和地层压力分布情况，弄清楚本地区产生异常高压和高温高压的成因，客观地正确认识并评价异常高压和高温高压存在的层位及大小，采取与之相适应的措施，对于安全钻井来说是至关重要的。在实际钻井作业中，很可能出现一些特殊情况。例如某井在钻井设计时没有定义为高温高压井，而实际孔隙压力和井温增加比预料更快，在钻达总井深之前已符合上述高温高压条件，需适用全部高温高压特殊要求。因此，该井应重新定义为高温高压井，并采用高温高压钻井方式进行钻井。本章主要以高温高压的典型条件，即异常高温高压天然气深探井和浮式钻井平台作为研究对象。其所增加的高温高压特殊要求，仅仅是对常规钻井作业要求的一个补充。对于其它如异常高压井、高温井，或用自升式钻井平台从事的高温高压气井作业，可以参考高温高压天然气深探井的共同性指导原则，不再单独重复叙述。第一节高温高压钻井特点高温高压钻井最显著的特点是以高温高压为标志。高温给钻井作业的最大影响是对钻井液性能和井下及井口设备、工具、仪器的密封件、软管等所造成的严重损害；高压则会给钻井作业在高强度设备、器材、工具、仪器仪表的配套和高密度钻井液的选用、配制及其维护方面带来更高的要求；在同一裸眼井段中同时存在梯度差值较大的高低压层的处理以及对井身结构选择的特殊需要，固井、取心、电测及测试作业难度增加等，都会带来一系列的问题。一．高温高压钻井有别于常规钻井作业的主要特点1．对钻井平台提出更高的整体要求。2．必须使用适合高温高压的热稳定性能好的高密度优质钻井液。3．选择合理的井身结构设计。4．坚持平衡钻井，搞好压力监测及管理。5．地层压力变化幅度大，容易引发地层压力敏感问题。6．必须重视和处理好钻井作业中地层流体侵入井眼对钻井液性能和固井质量的影响。实践证明，海上高温高压天然气深探井是钻井工程最艰难、最极端的条件，需要对作业中潜在的高度危险进行特殊考虑。如果考虑不周或处理不当，对于高温高压带来的极大困难，那怕是小小的疏忽或失误，都可能造成严重恶果。二．作业中潜在的主要风险分析喷漏卡并存的严重性。无论喷漏卡并存于同一裸眼井段或同一地层，处理起来都是一大难题。在高温高压钻进过程中，喷漏卡并存于同一环境，可以说这是最危急的情况。如果稍不冷静，处理措施不当，便会使井下情况进一步恶化，最终演变成灾难性结果。当井涌发生时，常见的不妥当作法是先起钻，将钻具起到套管鞋内循环。这种作法的不当之处，一是无法得到准确的压井数据；二是增大压井难度，其所需的钻井液密度要比在井底压井时大，容易使井下情况变得更加复杂。正确的作法是，尽快关井求压，以便及时阻止钻井液体积增量继续加大，准确地取得压井有关数据。压井时，应力求一次压稳。对付喷漏复杂局面，应抓住主要矛盾，先治漏后治喷，将复杂局面转化为单一问题进行处理。如果喷漏卡并存，则应先堵漏，再解决喷，最后解卡。2．气侵井涌与高泵速压井的危害。任何时候发生井涌，首要的工作是循环出侵入井筒的地层流体。如果难以马上搞清楚侵入流体性质，则不管是油、是气还是水或是它们的混合物，都应将其视为气侵井涌来处理。在将侵入流体循环出井眼的过程中，必须特别注意保持正常的环空压力。正确的作法是只增加足以平衡地层压力的钻井液密度，保持正常循环，待控制住井涌之后，在调整钻井液性能时再考虑起下钻抽汲所需附加值应增加的钻井液密度。对待气侵井涌，在当高压气体从井底向井口移动过程中，应允许气体体积膨胀。不过，在对气涌进行循环压井时，环空所受的压力将会比平时大，如果循环泵速很高，则环空将要承受额外的循环压力，很容易造成地层破裂和井漏。所以，对气涌循环压井时，应通过阻流管汇适当控制回压，以慢泵速循环，压井才会成功。如果井口没有控制回压，即使不停地加重泥浆，经过长时间循环也难以将井压稳，很可能造成重晶石供应紧张的局面。3．气侵井涌量过大带来的风险。气侵井涌量是指气体侵入井筒的量。在压井过程中，由于气涌上升膨胀会造成套管压力升高，因而侵入的量越大，套压升高就越大。套管鞋处地层的破裂强度只能经受一定气涌量所产生的套管压力增量。这个一定的气涌量，就是井涌允许量。影响井涌量大小的因素主要取决如下：（l）静液压力欠平衡的大小；（2）地层孔隙率和渗透率的大小；（3）监测手段的精度和灵敏度的高低；（4）关井控制时间的长短。在钻井实践中，如果出现某种疏忽，则往往不能及时发现井涌，而使井涌量过大。这种情况所带来的风险，严重时可能造成井下井喷、井漏或井喷失控。基于这种风险的考虑，对于高温高压气井最有效的办法唯有加强对井涌的严密监测，及时将井涌量控制在允许的范围内。实践证明，井涌发生时，地层气体侵入井筒的量越多，对地层和地面设备造成灾难性隐患越大，处理起来就越困难，所付出的代价也就越大。高温高压钻井中，还潜在其他的许多风险。如钻井液性能难满足要求，固井质量难保证，会给测试作业造成风险；套管、油管密封性能差，或抗压强度不足，特别是浮式钻井平台会引起泥线以上管柱的断裂或刺漏等，也会给测试作业带来灭顶之灾。对于其他的一些小的作业，如弃井注水泥塞，稍有疏忽也可能酿成大祸。为此，对于高温高压井的每一项细小作业，作业者都应给予高度的重视，才能立于不败之地。第二节高温高压钻井设计及井身结构设计一．高温高压钻井设计应考虑的原则高温高压钻井设计是作业者实施高温高压钻井的具体作业及程序。设计时，除必须遵循一般钻井设计的基本原则外，还必须着重对高温高压的特殊性、潜在危险和可能出现的意外情况及事故进行周密计划和认真设计。需要特别考虑的原则如下：l．确定安全有效的作业方式和设计，以便与国际范围内的钻井设计及平台设备要求相一致。在选择钻井平台时，一份可以采纳的标准能够使钻井平台为满足高温高压要求而进行的整改工作减少到最低限度。但是，必须坚持设备满足设计要求这一基本原则。设计时应强调有关高温高压的特殊项目，如井控、固控设备等。在选择钻井承包商和第三方服务公司时，应确信其对高温高压井的承包服务能力和必要的实践经验。2．要有切实可靠的地质资料作为设计的基础。应根据邻井资料、地震资料及地质预报，认真分析本地区和邻井的地质资料和实估资料，搞好地层孔隙压力、破裂压力、温度及井涌允许量预测和故障分析，以使科学合理地设计井身结构和正确选择套管鞋位置。3．应分别对地层、海底和地面在钻井和生产测试时的井口最高温度进行预测。对于新构造预探井设计，在资料不足时，可使用图11－l和图11－2的曲线对钻井作业期间可能遇到的最大井口温度和钻井液循环管线上的连续温度作出预测；使用图11－3的曲线对井喷时井口最高温度进行预测。对井控系统中所有的橡胶件提出特殊的要求，必要时委托专业公司对其进行鉴定或试验。4．在设计新构造预探井时，如果资料不足，在考虑产层流体（油、气、水）性质时先考虑气，产层流体宁可信其有，压力、温度宁可信其高，产气量宁可信其大。参考邻井资料应就高不就低。对于新探区最好采用一层套管解决一个目的层的方法，按计划向深层发展。5．坚持平衡钻井，保持钻井液密度始终比地层孔隙压力梯度高出0.07～0.15克／厘米3。6．设计高压井套管时应根据地层孔隙压力和破裂压力曲线由下往上进行，最先考虑的是油层套管。7．套管层次多、压力超过34.5兆帕（5000磅／英2）时，建议采用无接箍套管以改变常规套管程序。高压气井，要求使用金属对金属密封螺纹套管，不能使用梯形螺纹套管（BTC）。8．必须制定井控的有关程序和决策流程图，例如关井方法、溢流检查、循环速度、压井程序等。9．必须制定有关应急程序，例如套管应急程序和弃井撤离程序，必要时还要制定救援井应急计划等。10．在作好钻井设计的同时也要作好完井测试设计。若用尾管完井，必须考虑回接尾管，保持上部井口至少有两层套管封固。测试管柱，也应采用金属对金属密封螺纹，下入时必须试压。井口管汇要考虑降温、降压措施。11．高温高压井作业专门培训计划。要求参与钻井作业的全体人员都应进行高温高压井作业的专门培训，包括技术交底，熟悉井技程序和决策流程图以及安全会议制度等。12．高温高压钻井设计完成后送审、批准时，还应附上如下资料：（l）邻井压力、温度资料，以及估算井底温度和压力的方法；（2）连续温度和最高温度的估算及使用方法；（3）井控系统工作温度的鉴定资料。（4）地面气体处理系统的详细情况，包括作业极限及旁通处理能力；（5）防喷器组的详细情况，包括闸板及出口管汇结构布置图；（6）井控程序；（7）对作业人员的专门培训计划。二．高温高压井身结构设计应考虑的原则高温高压井身结构设计，除必须遵循常规钻井的设计原则外，还必须考虑如下原则：1．高温高压井一般都要求留一层套管作为应付意外复杂情况的考虑余地。2．当常规套管系列不能满足设计要求时，需权衡利弊，应以科学合理、安全经济为出发点，选用水力扩大钻头或双心钻头和无接箍套管改变套管系列。3．对于异常高温高压或含硫化氢和二氧化碳等酸性气体的超深井，其所用的套管钢级和尺寸等均须特殊考虑。为了克服套管强度和耐腐蚀影响，可以采用尾管回接等工艺技术加以解决。4．应清楚地明确每层套管及固井的目的，正确地确定套管下入深度是极为重要的。其中间技术套管必须封固目的层以上各种低压、坍塌、漏失、压力过渡带等井段，保证套管鞋以下地层能承受高压。产层套管深度的确定原则以能封固高压产层、留足人工井底为准。但需要从套管强度、螺纹密封、防腐能力和固井质量等方面完善保证措施，为压井、堵漏、完井测试等作业创造足够的安全条件。5．产层套管和上一层技术套管，都应以井内钻井液完全被掏空而充满地层液体的情况估算出来的井口最大压力作为设计的最低界限，或者以最后一层技术套管鞋处的地层破裂压力梯度减去地层流体压力梯度所得到的压力作为最大井口压力的设计依据。如果没有足够资料证实，地层流体应假定为干气。如果产层流体含硫化氢和二氧化碳，还必须按防硫化氢和二氧化碳酸性气体技术进行套管设计。第三节高温高压对设备的特殊要求一．高温高压对钻井平台设计能力的要求高温高压钻井是近年来才成为海上钻井作业中最突出的技术难题，对钻井平台提出了更新、更高的要求。然而，目前在用的大部分钻井平台，一般在建造时都没有专门结合考虑，设计能力都不同程度地存在一些不足之处。根据英国北海和世界其他地区钻高温高压井的经验，选用的钻井平台应达到以下的作业设计能力：1．防喷器额定工作压力，103.4兆帕（15000磅／英寸2）。2．平台可变负荷，29420千牛（3000吨）以上。3．泥浆池容量，500米3以上。4．大钩负荷，6374千牛（650吨）。5．床位，100人。6．散装材料舱容量，700吨以上。7．游动滑车系统装绳数，14股绳。8．3台泥浆泵（或者两台泥浆泵十1台隔水管增压泵）。9．配备有顶部驱动装置。10．符合有关高温高压钻井规范。实践证明，满足这些设计能力要求是非常必要的。按照这些要求首先对钻井平台进行慎重选择，从平台的设计能力、装备条件方面满足高温高压井的基本要求。采用正确规定的符合适当标准的设备，只是保证作业安全的必要条件，还必须对这些设备进行充分的维修和配套，定期进行检验和测试，使设备处于安全和可靠的状态。二．高温高压对钻井设备的特别要求高温高压井是以异常高温、异常高压、重负荷、连续作业时间长为主要特征，它要求设备能耐高温、耐高压、耐重负荷和耐持续工作的实际能力绝对保证满足作业全过程的需要，以确保整个作业的安全和顺利进行。所谓实际能力，除要求设备配套能力达到设计能力要求外，还要求设备的技术状况非常好，要求全部设备经过彻底检修后不折不扣地达到额定工作负荷，要求设备随时处于良好的工作运行或待运行状态。在开始高温高压钻井作业前，平台的钻井装备必须达到高温高压钻井的全部要求。需要增加的高温高压设备则应该在钻井设计中确定。承包商必须保证提供钻井和服务合同中规定的所有设备。如果该井有存在硫化氢的可能性，则井口设备、套管和钻柱设备应按硫化氢规范进行设计。可以参考NACE（美国全国腐蚀工程师协会）MR01－75《用于油田设备的抗硫化应力破裂的金属材料》规范。钻高温高压井的平台应该配备有其鹅颈管的额定工作压力至少应为51.7兆帕（7500磅／英寸2）的顶部驱动装置。为了保证顶部驱动装置处于良好的工作运行状态，在检修时应特别注意对高压控制软管的老化程度和电机电阻值进行检验和鉴定。在溢流情况下，应能遥控关闭方钻杆上阀。三．高温要求和温度监测设备高温要求是高温高压钻井有别于常规钻井的特殊要求，一般都需要对井控设备与高温有关的密封件、软管等橡胶件进行重新配套，要求井下工具耐温超过井底最高静止温度。为了提高钻井液抗高温稳定性和热稳定性的性能，还必须对固控设备和重晶石输送系统进行特别严格的配套和技术改造。三．井口最高温度预测。井口最高温度按高温高压钻井中出现的最严峻情况进行预测。即指井喷失控时，地层流体经过环形空间流经阻流管线、阻流管汇和放喷管线，在地面温度达到防喷器和阻流管汇额定峰值温度之前，组织人员撤离平台至少需要1小时。其地层流体喷流1小时后井口的瞬时温度，可以参考图11一3进行估计。2．高温高压钻井方式”的实施。高温高压钻井方式开始实施的深度将在钻井设计中详细说明。从开钻到钻达规定深度以前，采用常规钻井方式。如果实钻监测证实在钻达规定深度前存在高温高压，则应提前采用高温高压钻井方式。如果在实施高温高压钻井方式以前钻达规定井深，则应对防喷器组等井口设备的有关密封件全部更换为抗高温的密封件。通常，合成橡胶适用的最低温度范围是120℃和200℃峰值温度作业1小时。其挠性软管额定最低能力为120℃温度下连续作业一个月或更长时，一般认为能够满足需要。但是，也应根据个别实际情况而单独加以考虑。需要更换的高温密封件如下。（1）闸板防喷器橡胶密封件；（2）环形防喷器橡胶心子；（3）故障保险阀（Fail－SafeValve）密封件；（4）压井、阻流管线盘根及挠性软管密封件；（5）地面压井、阻流管线和挠性软管密封件；（6）阻流管汇上的高压阀橡胶密封件；（7）阻流管汇上的压力传感器胶囊。3．温度监测设备。为了保证钻井、测试和井控作业时井控及地面设备橡胶件能在其连续工作温度下工作，应在钻井液回流管线、阻流管汇和油嘴测试管汇上游管线进行温度监控。四．对防喷器组等井控设备的要求防喷器组是井控最重要的设备之一。防喷器组及其井控配套设备包括液压控制系统、阻流压井管汇等的安装、维护和试验，必须满足井控的要求并具有防硫化氢能力。1．对于自升式和固定平台的地面防喷器组，应采用68.9兆帕（10000磅／英寸2）工作压力的环形防喷器和四个闸板防喷器，其中一个为剪切／盲板。所有闸板防喷器都有锁定装置。液压控制系统工作压力为20.7兆帕3000磅／英寸2），其储能器液体容积就能提供关闭全部防喷器所需液体容积的1.5倍，即使在液压泵失效时也能提供关闭防喷器组的有效体积能力。2．对于水下防喷器组通常至少需要有两个68.9兆帕（10000磅／英寸2）工作压力的环形防喷器和四个103.4兆帕（15000磅／英寸2）工作压力或更大的闸板防喷器。其中至少有一个剪切／盲板。在每个出口配有两个故障保险常闭阀或遥控液压阀。一个压井管线出口和两个阻流管线出口，以允许在盲板防喷器之下进行循环。全部闸板防喷器必须配备初定装置。水下防喷器组的功能，由从地面到水下控制箱的两条互为各用的控制软管束进行控制。在钻入高压层之前，必须保证两套控制系统都处于灵活完好状态，否则应起下防喷器组重新进行检修。在进行高温高压钻井作业之前，对于防喷器组的环形和闸板防喷器密封件，以及液压操作系统的全部密封件，必须根据井口最高温度预测数据进行耐温性能鉴定。如果密封件不能满足井口温度要求，应换成耐高温密封件。3．阻流压井管汇的工作压力应等于或超过闸板防喷器的工作压力，温度传感器和压力表应分别安装在阻流器的上游和下游。在阻流器上游装有乙二醇或甲醇注入点和化学剂注入装置，平台上应有足够的乙二醇或甲醇储备。压力保险凡尔（如设定压力1.45兆帕一210磅／英寸2）安装在阻流管汇缓冲罐上，并通过舷外管线泄压。4．平台上的钻井液一天然气分离器应具有设计给定的气体处理能力和完好的检测仪表、报警系统、应急放喷旁通等，用于控制气体处理，使其不要超过设计能力。五．固控设备的检修和配套切实搞好固控设备的检修和配套，是高温高压井的一项特别严格的要求，直接关系着钻井液的高温稳定性。因此，必须保证振动筛、除砂器、除泥器、除气器、清洁器和离心机等全部固控设备真正发挥作用，特别要求除气器、离心机应该双套配备并确保设备性能良好、配件充足。钻井液固控系统的检修、配套还必须保证钻井液混合、输送及固控系统达到满足高密度钻井液的处理能力，并有足够的泵效率保证快速加重和配制新钻井液。高密度钻井液需要精心维护和管理，严格控制清水加入量，在泥浆池旁边的淡水管线应装配有计量水表。由于离心机的维护使用技术性要求特别强，应有专业人员专人负责看管。六．对钻柱的要求1．为了有效地防止钻具事故的发生，在钻井作业开始以前应对全部钻柱进行彻底的检查。除要求按照管材检验标准认真检查钻柱的技术状况外，钻井承包商还应提供钻柱的规格、型号、数量和技术档案资料。不合格的钻具绝对不能下井使用。2．投入式止回阀坐放接头至少需用两个，它必须与设计的钻杆有同样的尺寸和103.4兆帕（15000磅／英寸2）额定工作压力。同时，投入式止回阀心子应是性能良好，并能顺利通过钻杆柱坐定到坐放接头里。3．钻柱中应设计有震击器和加速器，其性能适用于预计的最大井温。4．专门的压井总承（见图11－4）单独用于对付井涌，与钻柱和固井装置连接，应有103.4兆帕（15000磅／英寸2）额定工作压力。5．高温高压专用立柱（见图11一5），专门用于顶部驱动钻井，额定最低工作压力为103.4兆帕（15000磅／英寸2）。它应能让投入式止回阀心通过。七．对固井装置的要求1．要求压井泵及其立管管汇额定工作压力为103.4兆帕（15000磅／英寸2）。2．液体添加系统和再循环混合器应有足够的能力，以满足配制至少2.3克／厘米3密度水泥浆的要求。3．应配备容积至少为10米3的一次性混合用，以便固尾管。4．连接固井装置的压井管线应为固定刚性管线。5．循环头和水泥头应有103.4兆帕（15000磅／英寸2）额定工作压力。八．对井下工具、仪器的要求所有下井工具及仪器，如测斜仪、测井仪、井下马达等，其性能运用范围必须满足预测最高井温要求。九．强行起下钻计量罐在平台上用于起下钻监测灌浆量的计量罐应是有效的。在井控情况下进行强行起下钻时，要求对每一个下入井里的钻杆立柱进行精确的计量监测。＋．对平台设备的全面检修设备保证是钻好高温高压井必不可少的重要因素。高温高压井除对平台钻井设备的设计能力和井控、固控设备提出特殊要求外，对于其他的设备必须进行全面检修才能保证作业的正常进行。设备检修工作涉及到平台设备的方方面面，包括平台操作系统、动力系统、安全系统、应急系统等。为了使检修工作保持高标准、严要求，制定详细的设备检修运行计划，提出检修后的具体要求，如设备拆检后功能试验全部合格，应急系统一次启动成功，仪器和仪表灵活准确，通讯畅通、安全，消防和救生设备安全可靠等，这是十分必要的。十一．保证设备的正确使用和加强设备维护保养工作设备检修、配套只是必要条件，能否适应高温高压作业要求，还必须坚持正确使用和维护保养工作。须强调的工作如：1．压力控制设备的定期试验和检验。对防喷器、阻流管汇、立管管汇、方钻杆阀、安全阀和内防喷器等井控设备，必须按安全作业规程进行定期试压和功能试验。2．钻开油气层前的安全检查。除按规定进行井控设备试压检查外，对于其他安全设施，如可燃气体和有毒气体探测器、计量罐、流量计、液面探测器等，也应进行检查校正。3．重视套管及井口磨损对其强度影响的检查，例如抗磨补心常规检查、泥浆槽的铁屑检查和套管压力试验等。4．加强设备日常检查和维修保养，及时作好现场就地维修，保证设备的正常运转。必要时，应配备适当的机械维修人员。第四节高温高压钻井对人员的要求无论怎样先进的装备和完善的设备配套，都离不开操作这些设备的人。高温高压钻井强调的是人的高度工作责任心和娴熟的技术素质。减少人为错误的有效办法，一是注重现场实际经验，二是注意实际操作训练。适当的定期培训是强化人员技术素质的必要措施。一．对平台承包商和服务公司人员的要求1．所有平台承包商的钻井和海事人员都应具有参与常规钻井作业的丰富经验。下列人员还必须具备有参与高温高压钻井的相关资格和经验：（l）平台经理／船长；（2）高级队长／值班队长；（3）司钻／副司钻；（4）水下工程师。2．服务公司人员应该具有有关的常规钻井作业经验。下列人员还应具有经过培训、能够参与高温高压作业的经验：（1）固井人员；（2）泥浆工程师；（3）泥浆录井监督以及压力检测和评价人员；（4）测试监督。二．高温高压专业培训凡是参与海上高温高压作业的所有人员，除按规定必须接受海上安全知识和海上钻井安全知识的一般培训，并取得合格证书外，还必须进行高温高压专业培训，包括：高压气井安全作业规程培训；高压气井异常压力监测及管理规程培训；各种应急程序培训。通过培训使所有参与作业的人员牢固树立压力观念和高温高压意识。高温高压意识主要是指钻井和测试作业人员应具备的安全风险意识、压力管理意识和应急决断意识。1．安全风险意识，可以理解为针对海上作业的特定环境和高温高压的特殊性，对潜在危险采取严肃的态度，对预防危险的措施提出更高的要求，对海上作业危险的控制引起更加重视。在钻井和测试作业中，必须不折不扣地按照各种技术规范、安全规程和规章制度搞好每一项工作。其中包括加强压力监测和管理工作，以及对应急计划、防喷防火演习等各项安全措施的落实和实际训练，以不断提高处理技术难题的熟练程序，达到提高技术素质的目的。2．压力管理意识，真正含义是对地层压力作正确的评价，根据各种监测手段获得的压力资料，经过对比分析之后，进行综合性定量评价，才能有效地克服钻井作业的盲目性。3．应急决断意识，主要是对付复杂情况和意外事故的处理能力。钻井作业中，常常会出现各种各样意想不到的特殊情况。应针对所能预计的和可能预见的危险制定出相应的应急程序和措施，并在这些程序和措施中明确规定各自的责任和应采取的行动，最有效地遏制复杂情况的发展和实施补救措施。因此，在进行高温高压钻井中，应赋予现场处理紧急情况的决策权力，以免贻误时机，造成不应有的损失。三．技术交底及安全会制度在高压井钻井作业人员上平台前，应该给其进行比较详尽的技术交底，让他们都了解该井的钻井设计、地质情况、钻井目的、作业中的风险和问题及其解决措施、、安全注意事项等。在钻井平台上还应召开一次钻前会，使所有工作人员都能了解经批准的井控程序和应急程序，并明确自己的岗位职责和任务。在钻井过程中，应定期召开安全会。上班前的班前会由当班值班队长和司钻交待当班的工作任务和安全注意事项。下班后应召开班后会，对当班工作进行小结，指出不足之处和改进意见。四．演习和操练在作业期间，对于井控操作、防喷防火、弃船撤离、人员落水救护和消防灭火等应进行定期的实际演练，并将演练情况记录在钻井日志上。第五节高温高压钻井工艺技术对于高温高压井，在钻达预计的高温高压层之前，应按照常规钻井方式钻井。此后，则采用高温高压钻井方式钻井，这样做的主要目的在于：预防井涌发生；最大限度地对可能发生的井涌作好准备；尽可能早地发现井涌，并及早治理。在高温高压钻井方式下，首要的问题是保证钻井作业安全。危及作业安全的最大问题莫过于井喷，能否有效地防止和控制井喷，重要的应是强化现场管理，树立“钻高压气井重点在平台、关键在班组、要害在岗位”的整体观念，严格按照高温高压钻井程序进行钻井。一．钻前准备1．实施高温高压钻井的时机。安排钻井计划时，应充分考虑根据海洋气象及海况条件，将高温高压钻井作业选择在没有台风的季节。2．搞好钻井设备的检修和配套。按照高温高压对设备的要求，进一步搞好设备的检修和配套工作。对于各类石油钻井的专用设备和设施，应按相应的安全规程操作和保养，确保安全运转和使用。3．配制好高温高压钻井液（见第五章第6节）。4．钻井液加重材料储备。作业者应在平台上储备足够数量的加重材料，充分作好防喷压井的准备工作。加重材料除装满平台上的储罐以外，守护船也应装满，以便在应急情况下随时补充。二．钻开高压气层前的安全检查作业者应组织有关人员对钻井平台进行一次全面安全检查，并且按照安全检查提纲制订切实可行的检查程序。1．井控系统试验。按照规定对整个井控系统进行压力和功能试验，未合格以前不得进行下步作业。2．检查整改不安全因素和事故隐患。除对平台设备进行全面检查外，还应对安全设施包括消防、救生、自动报警系统和有毒及可燃气体探测系统等，通过目测、试验和运转等方法检查其完好情况。同时注意下述防火、防爆和防毒工作：（l）钻井平台按危险程度严格划分安全区与危险区，并有明显标志；（2）应有明确的安全规章制度，如需明火作业必须经钻井监督和高级1队长批准；（3）不得在井口区、油罐区、压力容器及油气管线等危险区域安置可能引起火灾或爆炸的电源和电器；（4）对于易燃、易爆、有毒和放射性物品，应按规定妥善处置；（5）防止硫化氢中毒的必要手段和措施。3．全面检查钻井仪表记录。分别对钻井仪表和录井记录仪进行正确校验，保证记录数据的准确性。要求指重表、扭矩表、转速表、压力表、流量表和泥浆池液面记录仪、八笔记录仪、钻时记录仪和计量罐指示器等处于良好的工作运行状态。4．检查井底钻具防喷阀。投入式止回阀接头应永久安装在第一根和第二根加重钻杆之间。钻台上应常备一个性能良好的方钻杆阀和投入式止回阀心，随时可用。同时，核实钻柱内径，保证投入式止回阀心能顺利通过钻柱下到投入式止回阀接头里。5．进行低泵速试验。低泵速试验是为正确压井取得有关压井数据的主要方法。在钻进油气层100米以前，就应作好压井的准备工作。（l）低泵速试验，包括通过钻井循环通道和阻流管汇的分别试验；（2）每12小时换班，如果钻具有某种改变，必须进行试验；（3）钻井或钻井液参数发生变化时，也必须进行试验；（4）钻出套管鞋之前，须进行低泵速试验；（5）按阶段性间隔，用水泥泵重复进行低泵速试验，以检查泥浆泵与水泥泵之间的泵压差。6．钻开高压油气层前，如有可能，对每一个砂层进行承压试验，求得当量钻井液密度，如承压不能达到钻开高压油气层的要求，应采用挤水泥补救。7．检查实际演练情况。规定从钻开油气层前100米开始，每个班应按规定的要求进行防喷演习，并作好记录。通过演习，检查承包商对付井喷的实际能力和井控设备的可靠性，及时暴露存在的问题并及时整改。更重要的是保持钻井队对井喷预兆的高度警觉性，熟悉操作步骤，协调岗位与岗位之间的配合，做到临阵不乱，方法措施得当。同时，注意弃船演习，要求将救生艇放下水，以后每两周下一次水。三．钻开高压油气层程序对于缺乏准确预报的高压层，应控制钻速和钻井液密度，不能钻开太多。1．钻开高压油气层的作业步骤：（1）钻时突然加快，说明地层变化，很可能是由盖层泥页岩进入砂岩产层，则钻进不得超过1.5米；（2）上提钻柱，使欲关闭的防喷器心子处于没有钻杆接头位置;（3）循环观察，注意活动钻具，检查有无溢流或井涌发生；（4）如果发现溢流，则应立即关井求压，否则应以正常泵速循环钻井液一周半，检查气测值及钻井液气侵情况。如果井下情况正常，恢复钻进；（5）加强钻井液性能测定。在正常情况下，每班测定全套性能一次；每15分钟测定一次进、出口钻井液密度和粘度，必要时测定其它性能。2．钻开高压油气层控制钻井液密度的程序：（l）根据钻井设计和随钻压力监测，在钻开高压油气层前逐渐将钻井液加重至设计的密度；（2）钻入高压油气层后进行钻井液循环，并加强气测值测定。如测定的气测值一直保持在30％以上，可以判断为钻井液柱压力不能平衡地层的孔隙压力，应继续提高钻井液密度至测得的气测值保持低于30％。如测得的钻井液气测值低于10％，甚至测不出气测值，可认为钻井液柱压力已大于地层的孔隙压力；（3）每钻开一个新的油气层段，都要采用以上方法。循环钻井液进行天然气的相对含量测定，求得合理的钻进钻井液密度，进行安全钻井。3．钻速的限制。在高温高压钻井中，应对钻进速度进行适当的限制。其方法是以岩屑返出井口的迟到时间为控制单元，限制钻井进尺不超过10米为准。这样最大的机械钻速限定为：Vmax＝ΔH／T…………………………………………………………………………（11－1）式中：Vmax――最大机械钻速，米／小时ΔH――钻井进尺，米；T――迟到时间，小时。四．平行钻井技术平衡钻井技术的实质是保持井眼中的钻井液柱压力与地层孔隙压力之间的平衡。为了防止高压油气水的喷出，主要的问题是调节和维持这个压力平衡关系。1．平衡钻井技术的主要优点：（l）钻进中能够获得比较高的机械钻速；（2）保持井眼稳定正常，有效地防止井下复杂情况发生；（3）使油气层充分显露，便于发现和找到油气层；（4）有效地保护油气层，防止污染或压死油气藏；（5）在高温高压井钻井中，有利于发现异常高压和对付压力敏感地层。2．压力失去平衡的主要原因：（1）地层压力掌握得不确切，尤其是在新探区可能出现异常高压；（2）钻井液柱高度降低，如井漏，或起钻没有及时灌满钻井液；（3）地层流体侵人井眼，造成钻井液密度降低。（4）井内压力激动。3．减少压力失衡的主要措施：（1）使用能平衡地层压力的合适钻井液密度，加上安全起钻的附加压力；（2）使钻井液保持尽可能小的粘度和切力；（3）起下钻或下套管时，应降低上提下放速度。4．压力管理。压力管理的重要内容是对钻井液密度进行严密的控制，始终保持钻井液密度比地层孔隙压力附加0.07～0.15克／厘米3的安全系数。为了作好压力管理工作，应着重考虑如下问题：（1）控制钻井液密度大于地层孔隙压力当量密度及小于地层破裂压力当量密度；（2）密切注意地层孔隙压力变化的征兆，特别要监测dc指数和气测全量的变化，以此随时调整钻井液密度，防止漏喷发生；（3）地层渗漏压力试验为压力管理确定最大许用钻井液密度提供了依据。然而，最大的许用钻井液密度必须根据钻井液性能、环空循环压力降、压力激动和安全因素来确定；（4）在沿海及海洋地区，正常地层孔隙压力梯度为10.519千帕／米（0.465磅／英寸2英尺）。所谓异常高压压力过渡带顶部是指地层孔隙压力开始增加偏离正常趋势线上的地方。过渡带底部应是技术套管下入的深度。但是没有特定的孔隙压力可用作过渡带底界的标志。刚进入过渡带就提高钻井液密度不好判别。最好是在过渡带钻进过程中逐渐提高钻井液密度。五．流量检查一严格控制井涌量井口流量的变化，应随时应注意检查，最少观察15分钟。特别要注意如下时刻流量的变化：1．当钻井中途停钻时（包括测斜、修理等）。2．当钻井液密度改变时。3．钻头在井底起钻前。4．当钻具起到套管鞋至防喷器组之间一半时。5．当加重钻杆和钻铤通过防喷器组之前时。6．当任何有怀疑的情况出现时。7．特殊作业期间。如果钻进中钻井液流量增加，停泵后井口溢流或泥浆池液面增高，应立即接关井程序关井求压。严格控制311毫米（121／4英寸）井眼井涌量不超过3立方米。216毫米（81／2英寸）井眼井涌量不超过2立方米。六．起下钻1．安全起钻的条件是，起钻前，气测全量小于10％，气体上窜速度≤50米／小时。钻开油气层起钻前，须循环钻井液至性能均匀。然后停泵保持活动钻具或进行10柱钻杆短起下钻，两小时后恢复循环钻井液进行气体上窜速度试验。据中国海洋石油渤海公司实践认为，气体上窜速度小于50米／小时，井里的钻井液密度为安全起钻钻井液密度；如果气体上窜速度大于50米／小时，则应适当提高钻井液密度才能确保安全起钻，如果钻井液中没有气测值，则证明井里钻井液密度偏大，若当时未发现井漏等不正常现象，进行起钻是安全的。2．起钻过程中，判定继续起钻的依据是能否正常灌进钻井液。起钻过程中，必须严格执行每3个立柱连续向井里灌注钻井液的规定，同时作好每柱灌浆记录。发现实际灌浆量与理论灌浆量不符时，切不可贸然起钻，而应该进行井口流量检查，必要时将钻具重新下到井底进行处理。3．短起下钻和起钻前10柱或直到钻头进入套管鞋时，钻井监督都应该在钻台上亲自负责检查监督。4．起钻时，为了便于观察井口是否溢流，钻头进入套管鞋之前，不能泵入高密度钻井液。5．在裸眼井段起下钻，必要时使用顶部驱动装置起下钻，可以边起边循环钻井液。6．严格控制起下钻速度。特别是在油气层井段或缩径井段，要防止抽喷或压漏地层。钻井监督有责任规定所使用的最大起钻速度。7．起下钻过程中，如果发现溢流或井涌，则应按照井控程序进行压井处理。七．钻具在井下时地面钻井设备修理应注意事项1．提升系统继续可用时。（1）在修理或维修工作期间，钻井监督或助手应在钻台上亲自负责监督；（2）将钻具坐到转盘上后，应立即卸开吊卡或顶部驱动，在钻具顶部安装一个打开的方钻杆阀或同样作用的带阀的接头，其上应能扣吊卡和连接顶部驱动；（3）连续对钻柱和环形空间进行溢流情况的直观检查。如果发现有溢流迹象，应立即关闭连接在钻具顶部的阀，并将钻杆接头悬挂在防喷器剪切闸板以下的钻杆闸板上，然后接关井程序关井。（4）井底条件允许时，应将钻头提入套管鞋内，然后进行修理。2．吊卡仅部分时间可用或根本不能继续用时。（l）在修理或维修工作期间，钻井监督或助手从始到终都应在钻台上亲自负责监督。（2）在修理工作开始以前，将一个方钻杆阀或同样作用的带阀的接头安装在钻具顶部。将阀关住，同时将钻柱的钻杆接头坐在防喷器剪切闸板之下的钻杆闸板上。（3）对环空压力进行连续监测。如果出现环空压力上升征兆时，应按井涌情况进行处理；（4）当完成修理或维修任务时，或者没发现环空压力上升迹象，在打开钻杆闸板之前，将吊卡扣住钻杆并上提一定拉力，在连接方钻杆或顶部驱动循环一周后，再进行其他钻井作业。八．取心作业1．高温高压井取心，应使用带回压阀的岩心筒。2．取心起钻时，应按高温高压起钻程序进行。九．井口专用立柱在高温高压井用顶部驱动装置进行钻井时，应将一柱有三个方钻杆阀的高温高压专用立柱接在顶部驱动装置之下。该立柱最下面应接有钻杆保护接头（见图11－5）。十．阻流压井管汇及其管线冲洗按照惯例，固井作业之后应将压井总成管线循环冲洗干净。同样，在使用大于1.80克／厘米3的高密度钻井液进行低泵速试验之后，隔水管的阻流压井管线也应冲洗，以防止钻井液固相和加重材料凝结在管线内。在不钻井期间，阻流压井管线还应用淡水或乙二醇冲洗，以防止管线冻结。有时钻井液流经阻流压井管汇，也应该用淡水或乙二醇进行冲洗。十一．乙二醇或甲醇的注入为了防止阻流压井管线、地面管线和阻流管线下游形成水化物，当在井涌控制情况下从关闭的井中排放天然气时，应在阻流管汇上游注入乙二醇或甲醇。当排放的天然气温度接近海水温度，即5～10℃时，在关井压力低于7兆帕（1015磅／英寸2）情况下，天然气水化物很可能已经形成。然而，注入某些抗水化介质（如乙二醇或甲醇），将会改变水化物冻结温度。由于乙二醇或甲醇在预计循环出井涌天然气到达地面以前30分钟注入，开始以每分钟1升注入，逐渐增加到最大注入速率，使温度降低以及排放天然气压力增加，在关井压力大于7兆帕（1015磅／英寸2）时，水化物可能在25～35℃以下已形成。如果通过水下防喷器压井管线注入乙二醇或甲醇，则会破坏阻流管线中已形成的水化物形态。对于在极端寒冷的气候条件下作业，则应增加预防措施，以保证平台到水面气隙之间的阻流压井管线中的天然气不会形成冻结水化物。十二．恢复循环井内钻井液在静止期间可能引起钻井液胶凝而导致开泵循环时井漏。鉴于钻井液胶凝现象在深井、高温条件下特别明显，应考虑下列步骤。1．在216毫米（81／2英寸）或更大的井眼中，除要求慢速开泵外没有别的限制，即用每分钟300～500升（152.4毫米＝6英寸缸套为18～30冲／分）泵速循环，不会发生循环井漏。2．在小于216毫米（81／2英寸）的井眼中，恢复循环时上提钻柱对泵压上升具有抵销作用。要求以4～5米／分速度上提钻柱外，同时还需使用正常泵速循环。3．如果井内压力平衡处于临界状态，应分段循环：（1）慢速起出钻具，并泵入同等体积钻井液，在起至套管鞋处的同时，开泵循环和调整钻井液；（2）下钻到最深的套管鞋处，慢速地恢复循环。下钻柱进入裸眼一半井段，恢复循环和调整钻井液；（3）最后将钻柱下到井底，慢速地恢复循环，并继续按计划作业。十三．制定压井曲线和排放天然气为了不超过地面井控设备的设计能力，特别是钻井液一天然气分离器的天然气处理能力，应制定最大的压井泵速与阻流管汇上游压力的函数关系（如图11－6）。将井涌流体循环出井的步骤：1．用低泵速，将井涌流体循环到地面。2．在井涌流体到达阻流器之前，把压井泵速减小或限制为压井曲线所推荐的值。3．当井涌流体循环越过阻流器时，稳定压井泵速直到将全部井涌流体循环出井外。第六节高温高压井控及特殊作业应考虑的其它事项对于海上高温高压井，由于涉及海洋特定环境和比较高的压力和温度，其井喷的危险性更大，是危及海洋石油作业安全最严重、损失最大的事故。但是，只要使用适当的井控设备和技术措施，井喷是可以预防的。一．高温高压井控由于高温高压气井的特殊性，实现井控需着重考虑的原则是：1．估算井口最大压力。钻井时，以井底静止压力减去井眼充满地层流体液柱压力来估算井口最大压力。当资料不足时，应假定地层流体为干气。气井测试时，以井在地面突然关闭的情况来估算井口的最大压力。此时，地层流体的地面温度应假设已达到最高值。按照估算的井口压力和温度选择井控设备额定值时，还必须考虑其安全系数。2．预测地层、海底和地面最高持续温度和最高温度，以及测试时井口的最低温度，用以评价井控设备的橡胶件和软管是否满足抗温性能要求。测试时，如果井口具有形成水化物的可能，应制定预防措施，如注入乙二醇或甲醇，或使用加热炉等。3．严格控制井涌量。4．下列情况可以考虑完钻下油层套管：（1）钻过主要目的层到达底水地层时；（2）钻达高压气层，当异常地层孔隙压力趋于地层破裂压力，钻井作业无法继续进行时；（3）钻达高压气层，井下及地面设备难以满足需要时；（4）钻达高压气层，当套管程序不允许继续加深钻进时。5．钻柱。钻入高压层时，钻头不装喷嘴，最好不加扶正器。但必须在第一根和第二根加重钻杆之间安装投入式止回阀接头，并准备好投入式止回阀心。6．储备足够的加重和堵漏材料。二．高温高压钻井液1．高温稳定性。在一定温度条件下，保持钻井液性能不发生高温老化。据资料表明，就当今钻井液技术而言，水基钻井液可以在204℃（400℉）下使用，而油基钻井液可以在316℃（600℉）时保持井眼的稳定性。在海上钻井，由于受台风的影响，一般要求钻井液性能至少保持7天不发生高温老化。2．高密度钻井液的流变性。在高温高压钻井中，为了有效地防止起下钻引起的压力激动和循环压力降的增加，避免压力敏感地层发生喷漏复杂情况，要求钻井液在高密度条件下保持较好的流变性能；特别是在海上钻井，有时要求在钻井液密度高达2.5克／厘米3、钻井液的总固相含量达到45％的条件下具有较好的流变性能。3．抗污染能力强。地层中常含高浓度氯、钙、镁离子和二氧化碳、硫化氢等酸性气体。在高温条件下，要求钻井液具有较强的抗污染能力。4．使用高密度钻井液的井段存在泥页岩时，需要严格控制失水，以防止泥页岩膨胀、缩径或垮塌。5．坚持平衡钻井，加强压力管理，主要是对钻井液密度的控制。6．高温高压钻井液的配方应在实验室模拟井下条件下进行配方试验的基础上制定。7．对高温高压钻井液的技术要求：（l）要求低粘低切。在深井高温条件下，钻井液循环不当或起下钻操作不当引起压力波动可能压漏地层。不能用常温下的n、k值计算高温下的抽汲压力。所有水基钻井液都必须考虑附加压力，计算抽汲压力时应使用按模拟井下高温高压条件测得的n、k值；（2）要求测量高温高压钻井液实际性能是很重要的。这是由于高温的聚凝作用会引起钻井液结构变化，使切力增加；而粘土在高温高压下具有分散作用；聚合物一般在高温高压下粘度会降低。（3）钻井液高温高压性能、热稳定性能以及常温性能是三种不同类型的问题，需要用不同的仪器进行测量；（4）钻进高压油、气、水层时，应连续不断地测定返出的钻井液密度和漏斗粘度，随时监测钻井液性能变化；（5）进入高温高压和复杂井段，应定时定量取样送基地化验室进行分析试验。特别要作好钻井液高温高压老化试验。5．高温高压井的电测1．保持井眼畅