钻井与完井工程教材第五章压力控制

关井立管压力和关井套管压力； 7）记录泥浆池液面的升高； 8）准备替出地层流体。 ⑵起下钻过程发生溢流： 1）停止起下钻作业，用卡瓦将钻柱坐在转盘上； 2）在钻柱上接全开阀，并关闭此阀； 3）接回压凡尔； 4）开启全开阀； 5）查明阻流管线是开启的； 6）关闭防喷器； 7）如果地面压力条件许可，关阻流管线，使井完全关闭； 8）记录关井立管压力和关井套管压力； 9）记录泥浆池液面的升高； 10）决定下一步动作。 ⑶已起完钻时溢流： 马上观察情况，如果立刻就有危险，关闭全封型闸板防喷器。如果立刻不会出现危险，那么 将几柱钻铤下入井内； 1）接上全开阀，并关闭此阀； 2）接上回压凡尔； 3）开启全开阀； 4）将适合安全实践的最大数目的钻杆立柱下入井内； 5）查明阻流管线是开启的； 6）关闭防喷器； 7）如果地面压力条件许可，关阻流管线，使井完全关闭； 记录关井立管压力和关井套管压力； 8）记录泥浆池液面的升高； 9）决定下一步动作。 通过迅速采取这些措施，达到控制井口，并可确定地层压力；尽量减少进入井筒的地层流体量；尽可能多地保持环形空间里的泥浆量。 3．溢流关井方法选择 现代井控技术要求，在钻进、起下钻等作业中，一旦发现地层流体进入井筒，就应迅速关井，并且准确记录立管压力、套压和钻井液增量。这三个基本参数是实施现代井控技术不可缺少的数据。 如果关井后立管压力为零，套压不为零，则表明原井浆密度能够平衡地层压力，不必加重，只要通过节流阀循环，加强除气，即可恢复密度继续钻进；如立管压力和套管均不为零，说明地层压力大于钻井液柱压力，就必须根据立管压力求得地层孔隙压力pp和压井钻井液密度(m1进行压井。 目前钻井工程中，一旦出现溢流或井喷，常采用以下方法关井。 ⑴硬关井（Hard shut in） 硬关井就是一旦发生溢流或井喷后，在防喷器与四通等的旁侧通道全部关闭的情况下立即关闭防喷器。这种方法的优点是关井迅速，地层流体进入井筒的量少，关井套压小，压井作业时井口承受的压力也低；缺点是瞬时关井时井内将产生水击压力。 ⑵软关井（Soft shut in） 软关井是当发生溢流或井喷后，在阻流器通道开启、其它旁侧通道关闭的情况下关防喷器，然后再缓慢关闭阻流器，待压力恢复后记录关井立管压力和套压。软关井方法的优点是克服了硬关注的缺点，但其缺点是关井的时间比较长，因此进入井筒的地层流体多，套压较高。 ⑶半软关井法 半软关井法即防喷器的关闭是在节流阀处于适当开启度（约3~5圈）条件下进行。其不同类型防喷器关闭顺序为：先关万能防喷器，后关闸板防喷器，待防喷器关闭后，最后完全关闭阻流器。先关万能防喷器后关闸板防喷器，是因为闸板防喷器的闸板胶芯在关闭过程中，不能承受高压流体的冲击，因此也不允许用打开防喷器的办法泄压。适当打开节流阀的目的在于关井过程中，使井口套压保持一定值，即可以减小水击影响，降低井口压力，又可在很大程度上阻止地层流体侵入井内。 从国内外实际情况来看，采用软关井的偏多。这是因为打开放喷阀后再关防喷器比较容易，又降低了冲击震动，因此是安全的。另外，我国目前尚未普遍使用钻井液池液面监测仪表，发现溢流往往比较迟，当发现时井口喷势已较大，如果硬关井，不但冲击震动大，而且易刺坏防喷器芯子，因此还是软关井保险。当然，如果有液面监测，发现溢流早，井口喷势又不大，采用硬关井也是可行的。 4．溢流关井井筒压力变化 在一口受到气侵而已经关闭的井中，环形空间仍是不稳定的。天然气由于其密度小于钻井液而会滑脱上升，有穿过钻井液在井口蓄积起来的趋势。目前广泛使用的低粘度低切力钻井液，使这种现象更容易发生。由于井已关闭，天然气不可能膨胀。因此在上升过程中，天然气的体积并不变化，这就使得天然气的压力在上升过程中也不变化，始终保持着原来的井底压力值。当天然气升至地面时，这个压力就被加到钻井液柱上，作用于整个井筒，造成过高的井底压力，而在井口则作用有原来的井底压力。 钻井液密度1.20g/cm3 图5-7 关井情况下气侵泥浆作用于井筒的压力 图5-8 溢流关井水力学系统 图5-7表明了这种情况。所用钻井液密度为1.20g/cm3，如果在3000m深的井底处有天然气，其压力为35.4MPa。如果天然气上升而不允许其体积膨胀，则当其升至1500m井深处，天然气压力将仍为35.4MPa，而此时井底压力增加为53.1MPa，同时将有17.8MPa 的压力作用于井口。而当此天然气上升至井口时，其压力仍为35.4MPa，即井口将作用有原来的井底压力，而此时井底压力将高达70.7MPa。即套管鞋处或裸眼井段在井口套压未达到最大值前，可能早已压裂地层引起井漏。 充分认识天然气在井内上升过程中体积不能膨胀所带来的上述特点是很重要的，从中可以得出如下对实际工作有重要意义的结论： （1）考虑到关井时井口将作用有相当高的压力，因此要求井口装置必须具有足够高的工作压力。 （2）不应该长时间关井不循环。因为长期关井将使井口作用有很高的压力，而井底则作用有极高的压力。这就有可能，或者超过井口装置的耐压能力，或者超过井内套管柱或地层所能承受的压力，造成井口失去控制，套管憋破，地层憋漏，以致发生井喷、井漏等严重复杂情况。 因此当关井一段时间后，如果井口压力不断上升，井口和井内的压力不可能超过上述耐压极限时，应该开启阻流器或阀门以释放部分压力。 还必须指出，不仅应该注意钻井液已喷尽而井中全为天然气的那些井（因为这些井的井口和井内有着高的压力），而且需要格外注意那些关着的还有钻井液柱（或者一部分钻井液）而天然气在井口不断积蓄起来的井。比起喷空的井来，有钻井液的井，在井内不同深度处，都有可能作用着更高的压力。 （3）在将井内气侵泥浆循环出井时，为了不使井口和井内发生过高的压力，必须允许天然气膨胀。 以前压井时采用的方法是循环时保持钻井液池液面不变，认为只要保持循环钻井液量不增加，地层流体就不会再流入井内。实际上，这就是让天然气在井内上升而不膨胀。它会带来过高压力的危险。 （4）在较长期的关井以后，由于天然气在井内上升而不能膨胀，井口压力不断上升。这时容易产生的误解是，认为地层压力非常高，等于井口压力再加上钻井液柱压力，并且想据此算出所需的钻井液密度。实际上，这是完全错误的。从前述已经知道，这时井口压力的增加是由于天然气不能膨胀的结果。因此，在天然气上升而不能膨胀的情况下，地层压力并不等于井口压力加钻井液柱压力，也不应这样来计算所需的钻井液密度。 四．井涌余量 溢流发生后，应立即关井求取控制溢流所需要的数据。根据这些数据及时确定是否能安全关井和选择合适的压井方法。这对成功的进行井控作业，避免损坏井口装置、井内套管和压裂套管鞋处裸眼地层发生地下井喷等复杂情况是十分必要的。 井涌余量（Kick rolerance）是一个表示溢流发生后，压井处理溢流过程中有多少剩余能力的量，它直接与发现溢流关井前地面泥浆池中的泥浆增量(V有关，也与井眼、钻柱尺寸、井口承载能力、套管鞋裸眼地层破裂压力值有关。井涌余量在井控中是一个非常重要的物理量。 1．井涌余量的定义 井涌余量Sk系指溢流发生后，关井和处理溢流过程中允许达到的最大井内压力的当量梯度密度(k与正常压井钻井液密度(m1的差值。即 （5-22） 井涌余量的表示形式可以是当量梯度密度Sk，也可采用地面泥浆池钻井液增量(V表示。 例如当地层压力为Pp，则正常压井钻井液密度（指刚好平衡地层压力的压井液密度）为： （5-23） 当(m1=1.56g/cm3，若允许关井的当量梯度密度为(k=1.86g/cm3时，关井井涌余量： 能够关井 而当(k=1.52g/cm3时 不能够关井 2．不同工况下Sk的计算方法 为了获得以当量梯度密度Sk表示的井涌余量和溢流关井后地面泥浆池钻井液增量(V的关系和不同工况下Sk的计算式，我们定义一个广义的井口套压Pamax，即它可表示长期关井后，井口充满气体，也可表示在司钻法压井，工程师法压井过程中，气柱顶部达到套管鞋时的套压为Pamax。由此可导出不同工况下的井涌余量Sk和(V的关系式： 关井井涌余量 （5-24） 司钻法压井井涌余量 （5-25） 工程师法压井井涌余量 当压井泥浆未到钻头时，气柱顶已达到套管鞋处，这时Sk计算采用（5-24）式。而当压井泥浆到达钻头后，气顶才到达套管鞋处时，Sk以下式计算： （5-26） （5-24）~（5-26）中： (m——原井筒泥浆密度，g/cm3； H——井深，m； Hs——套管鞋井深，m； Pp——地层压力，MPa； Pamax——最大套压值，MPa； (V——溢流关井时地面泥浆池泥浆增量，m3； Aa——环空横截面积，m2； (m1——压井泥浆密度，g/cm3； Gf——套管鞋处地层破裂压力梯度， ； Ad——钻柱内横截面积，m2。 下面我们将通过例题说明井涌余量在选择压井方法上的重要性。 例：某井钻至井深3800m发生溢流，测得立管压力Pd=4MPa，地面泥浆增量(V=4m3，该井(244.5mm套管（壁厚10.3mm）下深1500m，(127mm钻杆下至井底，原井内泥浆密度(m=1.50g/cm3，井口最大允许套压14.7MPa，套管鞋处Gf=0.02254MPa/m，试求关井，司钻法，工程师法压井井涌余量Sk。 解：为简化计算将裸眼地层井径视与(244.5mm套管内径相同。 （1）求地层压力 Pp=Pd+0.00981(mH=4+55.92=59.92MPa （2）井口最大允许压力Pamax=14.7MPa （3）套管鞋处裸眼地层破裂压力 Pamax=0.02254(1500=33.81MPa （4）代上述数据入（5-24）式，可求得关井井涌余量： Sk=0.156g/cm3>0，可以关井。 （5）代上述数据入（5-25）式，可求得司钻法压井井涌余量： Sk=0.0483g/cm3>0，可以选用司钻注压井。 （6）代上述数据入（5-26）式，可求得工程师法压井井涌余量： Sk=0.102g/cm3，可采用工程师法压井。 由以上计算结果可以得出以下结论： （1）井涌余量是井底压力当量泥浆密度与能平衡地层压力当量泥浆密度的差值。Sk值越大，表示处理溢流的安全值越高。 （2）在同等条件下，关井井涌余量>工程法压井井涌余量>司钻法压井井涌余量。 （3）根据井涌余量Sk这个量化的判别准则来选择压井方法是非常有用的。 五．常规井控压井方法 发生溢流的原因是地层——井筒内压力系统失去平衡，压井（Kill Weel）即指溢流发生后向井内泵入一定密度的钻井流体，恢复和重建地层——井筒压力系统的平衡。即满足以下压力平衡方程： （5-27） 1．压井基本数据计算 ⑴求取地层压力 溢流发生过程中，近井眼区域地层压力下降，因此溢流关井初期，井底压力不等于地层压力，当关井经过一段时间后，井底压力将恢复直至等于地层压力。其恢复时间，对于有良好渗透率的地层，一般需要10~15min；而致密地层则时间更长些。 溢流关井后，地层——井筒压力系统为一密封水力学系统。该系统由地层A、井筒内钻柱B及井筒与钻柱间环形空间C组成，系统简化如图5-8。图中PP表示地层压力，Pd表示立管压力（drill pipe pressure）、Pa表示套压（casing pressure） 该水力学系满足以下压力平衡关系 （5-28） 式中：Pd——立管压力，MPa； Pmd——钻柱内钻井液柱压力，MPa； Pa——套压，MPa； Pma——环空受气侵钻开液柱压力，MPa； PP——地层压力，MPa。 从式（5-28）知地层压力可由立管压力和套压两个方向进行求取，但由于环空受气侵钻井液密度难于计算精确，因此地层压力的求取一般情况都由立管压力计算，即 （5-29） 式中：Pmd=0.00981(mH (m——钻柱内未受气侵钻井液密度，g/cm3； H——井深，m。 由于钻柱结构不同，求取立管压力的方法也不一样。当钻柱未装单流阀时，立管压力稳定以后可从立管压力表上直接读出Pd值代入（5-29），计算地层压力。当钻柱装有单流阀时，溢流关井后井底压力不能准确传到立管压力表，在这种条件下可采取以下方法求取立管压力。 1）下钻前装带后小孔以传递压力的单流阀。 2）当下钻前钻柱装的是普通单流阀，关井立管压力由以下方法确定： 方法1 在环形空间节流阀关闭情况下，缓慢启动泵，当泵压有一突然升高时细心观察套压，当其升高时停泵读出套压即将升高时的立管压力。如套压升高至关井套压以上某个值，那么从立管压力减去这个升高值即为关井立管压力。 方法2 事先确定压井所用泵速下的流动阻力，缓慢地开启节流阀和启动泵，保持套压等于关井套压，使泵速达到压井所用泵速，调节节流阀保持套压不变；读出立管压力，从立管压力减支事先确定的流动阻力，余下的即为关井立管压力。 由于环形空间内气侵钻井液密度小于钻柱内钻井液密度，因此关井套压通常大于关井立管压力。当环空钻开液气侵愈严重，这个差值愈大。因此，比较关井套压和立管压力的大小差值，可以判断气侵的严重程度和侵入流体类型（油、天然气、水等）。 ⑵设计压井钻井液密度(mk 由（5-29）式求出地层压力PP后，即可求得压井所需钻井液密度(mk。 （5-30） 或 令 则 （5-31） 式中：((m——平衡溢流所需钻开液密度增加值，g/cm3 (m——关井时钻柱内未气侵钻开液密度，g/cm3； ⑶设计压井循环过程立管总压力 现代压井理论基于压井过程既能保证安全，且必须使地层受力尽可能小。即压井过程作用于井底的有效液柱等于或略大于地层压力。 1）压井过程井筒压力平衡方程 如图5-9所示，溢流压井循环系统中需克服流动阻力Pc（包括钻柱内、钻头、环空流动摩阻），由水动力学理论，其压力平衡方程为 （5-32） 式中：Pc——循环压降，MPa； Pc1——钻柱内和钻头压降，MPa； Pc0——环空压降，MPa； PB——井底压力，MPa。 压井过程中按设计的压井钻井液性能，并维持恒定的钻井泵速，式（5-32）中Pci也不变。要想在压井循环过程保持井底压力不变，则可通过控制立管压力PT不变来达到（由于气体上升过程中套压是变化的，不宜采用控制套压的方法来控制井底压力），即 （5-33） 由于用不同性能的钻井液时，Pc不同。当压井钻井液密度由(m提高到(mk时，循环压力Pc也将由(m时的Pcm初始循环压力变为(mk时的Pcmk终了循环压力。 2）计算初始循环压力Pcm 由于井身结构、井内管柱组合及尺寸，溢流关井前井流体性能（密度(m、流变性）都是已知的，当压井循环流体排量确定后，按本教材第二章有关水力学计算方法即可求出初始循环压力Pcm。 另外钻井工程中在有溢流井喷危险的地区和新探区，当钻进可能存在高压地层的井段时，规定井队在每天早班以不同的泵速进行循环试验，记录下不同泵速（即不同排量）时的立管压力作为该井段条件一旦发生溢流井喷压井时的循环压力参考值。 3）设计终了循环压力Pcmk 当加重钻井液进入循环系统时，由于钻井液密度、流变性不同，循环压力将改变，其计算方法与前述相同，只是在计算式中带入加重钻井液的密度(mk和流变性能。 另一种简易的方法是根据在同一水力学系统中，循环压力正比系统体密度的原理，在忽略加重钻井液流变性能影响或将加重钻井液流变性能处理与(m钻井液流变性相同条件下按下式计算。 （5-34） 式中：Pcmk——终了循环压力，MPa； Pcm——初始立管压力，MPa； (mk——加重钻井液密度，g/cm3； (m——关井时钻柱的末气侵钻井液密度，g/cm3。 当加重钻井液在钻柱内逐渐下行，钻柱内静水柱压力增加，原关井立管压力逐渐下降，当加重钻井液到达钻头处时，钻柱内静液柱压力已和地层压力相平衡，因此关井立管压力Pd=0。 压井循环终了立管总压力为 （5-35） 2．常规井控压井方法 常规井控指一旦发生溢流或井喷后，立即有效地控制井口，保证井内有一半或一半以上钻井流体井的压井方法。常规井控溢流或井喷关井后，关井立管压力可能为零，也可能不为零，下面分析这两种情况下的压井方法。 ⑴关井立管压力为零的压井方法（Pd=0） 这种情况往往是由于抽汲作用或由于气体扩散进井筒钻井液中形成溢流，且说明井内钻井液柱压力大于或等于地层压力，可不必提高钻井液密度即可建立井筒内压力平衡。 1）套压为零（Pa=0） 说明环空钻井流体侵污不严重，应该开着防喷器恢复循环排出被侵污流体，对井口返出流体进行充分除气。 2）套压不为零（Pa(0） 由于立管压力为零，说明井内钻井液柱压力等于或大于地层压力，只需控制一定回压循环排除环空受气或油侵钻井液即可控制溢流。循环排放程序为： 在套压不变情况下，低泵速启动泵，此时立管压力应非常接近前述Pcm。 控制节流阀开启大小，保持立管压力Pcm不变，由于Pd=0，所以 （5-36） 循环直至套压降到零，停泵校核，此时套压和立管压力均为零。 ⑵关井立管压力不为零的压力方法（Pd(0） 由于溢流关井后，立管压力和套压均不为零，这说明井筒内钻井液柱压力小于地层压力，这种情况要重新恢复和建立地层——井筒压力系统平衡必须增大钻井液密度。下面详细介绍常规油气井控制井的压井方法，司钻法（Drillar’s method）和工程师（engineer’s method）法。 ⑶司钻法（或两步控制法） 司钻法压井分两个循环周（两步）进行，第一循环用采用原密度(m钻井液循环排出环空气侵的钻井流体；第二循环泵入按关井立管压力求得的所需密度的(mk钻井液置换出井筒内(m的钻井液而恢复建立井筒压力系统平衡时的压井方法。 特点：第一循环周结束，关井立管压力等于套压，即 Pd=Pa （5-37） 第二循环周结束，立管压力和套压等于零。 ⑷工程师法（等候加重法） 工程师法压井是溢流关井后，根据关井立管压力求得地层压力，待配制好所需压井密度的钻井液后，通过一个循环周内同时排出环空气侵流体的压井方法。 特点：施工时间短，套压及井内地层受力较司钻法小。 一个循环周压井结束后，立管压力和套压皆等于零。 下面通过一个实例来了解和学会应用司钻法压井的计算步骤，方法及压井过程中井筒内压力变化规律。 例 某井井深H=2000m，钻头号尺寸(215.9mm，钻杆外径114.3mm，内径97 .1mm，钻井液密度(m=1.20g/cm3，(244.5mm套管下深1800m，套管鞋处地层破裂压力梯度GF=0.0179MPa/m，根据溢流发生之前的记录，泵速30冲/分时，循环压力Pc=7.65MPa，钻井泵类型NB-900，缸套直径185mm，泵速30冲/分时 排量15.78l/s，最高泵压13MPa，发生溢流关井后10min，立管压力Pd=1.67MPa，套压Pa=2.65MPa，汲浆池内钻井液量增加 3.5m3。 解 根据以上数据，比较关井立管压力和套压，差值为0.98MPa，而泥浆量增加3.5m3，说明环形空间被侵污得并不严重，溢流发现得正是时候。 首先计算压井所需数据 （1）地层压力PP由（5-29）式 （2）压井所需钻井液密度(mk由（5-30）式 （3）初始立管总压力Pti由（5-33）式，选定泵速30冲/min则 （4）终了立管压力PTF由（5-35）式 （5）重泥浆到达钻头所需时间t由钻井手册查得(114.3mm（内径97.1mm）的钻柱每米长的内容积Vd=7417l/s，则 （6）许可的最大关井套压Pamax 所需数据计算好后，即可按如下步骤进行施工。 第一步 排出受侵污的泥浆 （1）缓慢地启动泵，调节阻流器，使套压保持为2.65MPa； （2）当泵速达到30冲/分时，保持泵速不变。此时立管压力应非常接近9.32MPa； （3）继续保持泵速为30冲/分不变。调节阻流器，使立管压力保持为9.32MPa不变。 在这个过程中，套压会升得比较高，这是正常的。记住必须保持立管压力和泵速不变； （4）当环空容量已循环出来时，停泵并立即关闭阻流器。此时套压等于立管压力，应均为1.67MPa。 第二步 压井 已将145米3泥浆加重到1.285g/cm3。 （1）缓慢地启动泵，调节阻流器，使套压保持为1.67MPa； （2）当泵速达到30冲/分时，保持泵速不变。此时立管压力应非常接近于9.32MPa； （3）开始用重泥浆循环。调节阻流器，当重泥浆在钻柱内由地面下行到达钻头处，立管压力相应地逐渐由9.32MPa降为8.19MPa； （4）当重泥浆在环形空间上行时，立管压力应仍为8.19MPa不变，如图5-10。 （5）重泥浆循环的整个期间，套压应如图5-11那样变化。当重泥浆到达地面返出井口时，套压应降至零，从而重建起地层-井眼系统的压力平等。压井至此结束。当天然气释放以后，如果没有发生井漏，泥浆池液面应该恢复到溢流发生以前的水平。 在恢复正常钻进以前，为了使井中钻井液柱压力具有正常附加压力，按规定附加值取0.10g/cm3，应该将密度1.285g/cm3的泥浆进一步加重到1.39g/cm3（(m%）。 图5-10 例题压井过程中的立管压力 图5-11 例题压井过程中的套压 ⑸排出受侵污的泥浆时套压的变化 两步控制法的第一步是排出受侵污的泥浆，这个过程的实质在于通过控制立管压力来保持井底压力不变。为此需要调节阻流器，这样，套压就变化。虽然从压力控制的过程来说，套压如何变化并没有什么关系，但是如果要对压井过程中可能出现的各种情况进行分析和判断，对天然气膨胀时泥浆池中液面升高的情况有所准备，就有必要了解套压的变化过程。 套压的变化并没有绝对的规律，因为泥浆和气体的混合物在环形空间里的流动是个错综复杂的过程，这特别与气泡的大小和泥浆的性能有关。 一般说来，在环形空间内的受侵泥浆柱质量和套压之间有一个简单关系。我们已经知道，套压和受侵泥奖柱压力之和等于井底压力，而在压井过程中井底压力必须保持不变。 这个关系使我们能够了解套压的发展阶段。如果溢流发现得早，环形空间并未完全侵污。开始时气体在井底仍旧是充分压缩了的。当气体循环向上时它缓慢地膨胀，而泥浆柱的质量有显著的减少。在这个状态期间，套压将大大增加。 当气体经过阻流器流出时，环形空间里受侵污的泥浆量减少，因而泥浆柱的质量增加，套管将逐渐减少到计算所指出的应该剩余的数值。 如果溢流发现得较迟，环形空间已被严重侵入，则上述第一状态将较短，而后一状态将较长。 值得注意的是，当天然气接近地面时套压迅速上升，这是正常现象，并且说明井已接近处于控制下，在这个重要时刻绝不应该开大阻流器释放压力，以至于造成井底压力降低，地层流体重新流入而压井失败。 动水压力压井法（Dynamic Kill） 动水压力压井法是基于水动力学原理的一种压井方法。即利用流体在流动过程中的动水压力来控制溢流、井喷。动水压力的大小是流体的流变性、流道几何尺寸，流体的流速等的函数。尤其是流速的平方关系。该方法可用于常规钻井井控、也可用于小井眼钻井，失控井喷求援井压井。有关动水压力压井方法请参考文献[ ]。 六．非常规井控 非常规井控指溢流井喷后，由于井口装置失去了对井喷的控制，或者虽然通过井口装置控制了井喷，但却出现了极为复杂的井下或地面情况的井。 1．非常规井控类型 ⑴失控井喷着火井 1）有井口装置，但井内无钻具的空井 2）有井口装置，有钻具但钻具严重损坏 3）有井口装置，井内钻具完好 4）无井口装置的光套管井 ⑵失控井喷未着火，与上四种情况相同的井。 2．非常规井控的基本处理方法 1）制定切合实际的总体处理 2）尽一切办法保护井口 3）未着火的井防止着火 4）清除井口周围的障碍物，充分暴露井口 5）灭火（失控着火的井） 6）换装井口 7）压井 七．井控装置选择原则 1．防喷器压力级别选择 井控装置的选择取决于套管的抗内压强度，套管鞋处裸眼地层破裂压力，钻井、完井，试采等可能出现的最大地面压力，从这三者中的最小值为选择压力级别的依据。国内外主要根据防喷装置要承受的最大地面压力来进行选择：即以溢流或井喷时，迅速控制井口，保证井内有一半或一半以上钻井液柱来估算。API规定为：防喷器耐压力=地层压力-井内流体对井底的液柱压力。国内防喷器工作压力可选范围：13.7~68.7MPa。 ⑴通径尺寸选择 防喷器组合的通径尺寸必须略大于联接套管的外径。 ⑵组合型式选择 组合原则：安全可靠，具有二道防线控制井口。 目前国内油田常用防喷器组合有以下几种： 1）单密封组合：只配备一个单闸板或一个环形防喷器。这种组合一般用于低压油气井。 2）双密封组合：配备两个单闸板（或一个双闸板），或一个单闸板和一个环形防喷器。这种组合只能适用低压油气井井内无钻具也可关井。 3）三密封组合：配备两个单闸板（或一个双闸板）和一个环形防喷器。这种组合具有二次封井能力，安全可靠，适用于高压油气井，国内高压油气区一般采用这种组合。 4）四密封组合：配备三个单闸板（或一个单闸板，一个双闸板）和一个环形防喷器。它能满足各种复杂条件和多种工艺要求，适用于高压，超高油气井。 5）不同地层压力防喷器类型组合选择 6）选用压力等级在13.7MPa以内时，防喷器组合有四种形式供选择。即： RAM1(1+ RAM1(1 RAM1(1+ ANP(1 ANP(1， RAM1(1+FO+ RAM1(1 RAM1——单闸板防喷器， RAM2——双闸板防喷器， ANP——环形防喷器， FO——四通。 7）选用等级在20.6~34.3MPa时，防喷器组合有两种形式供选择。 RAM1(1+ RAM1(1+ ANP(1 RAM1(1+FO+ RAM1(1+ ANP(1 8）选用压力等级在68.6~103MPa时，防喷器组合有三种形式供选择。 RAM1(1+ RAM1(1+ RAM1(1+ANP(1 RAM1(1+ FO+RAM1(1+ RAM1(1+ANP(1 RAM1(1+ FO+RAM1(1+ RAM1(1+ANP(1+ROT。 ROT——旋转头。 第四节 欠平衡钻井技术 欠平衡钻井（Underbalanced drilling）是在钻井过程中井筒流体有效压力低于地层压力，允许地层流体进入井筒，并可将其循环到地面可控的钻井技术，图5-12为欠平衡钻井循环系统示 图5-12 欠平衡钻井循环系统 ·BOP组合 A.节流管汇 B.取样装置 C.分离器 D.天然气火炬装置 E.点火器 F.生产油罐 G.钻井液罐 H.钻井泵 I.混合器 J.气相喷雾装置 意图。 该项技术在工艺技术理论、井口和地面控制分流装置、循环介质及相关的多相流体参数设计等都与传统的水基钻井液有很大的差别，因此它是一套不同于常规钻井的特殊钻井工艺技术。由于欠平衡钻井过程保持井筒的欠压差存在，因此欠平衡钻井对开发低压低渗透储层和开发后期压力枯竭储层，以及不同压力体系的储层都具有以下优势和特点： （1）防止储集层污染，提高采收率 欠平衡钻井中消除了了驱使固相和液相进入储集层的正压差，因而减少了固相和液相侵入储集层近井地带造成的储层伤害。 （2）早期发现油、气层 欠压差可使地层流体及时进入井筒，这有利于早期发现油气层。 （3）提高钻速 欠平衡钻井欠压差值更能使被钻岩易破碎，也有助于消除压持作用。欠平衡钻井能大幅度提高钻速。 （4）防止和减少压差卡钻及井漏 压差粘附卡钻是由正压差引起，因此在易压差粘附卡钻井段、地区，可防止压差粘附卡钻。同时也可用欠平衡钻井钻低破裂及易漏井段。 （5）随钻油气藏评价 欠平衡钻井是钻井和开采同时并取的过程，为我们获得油藏特征信息，有利于工程及地质人员及时识别地层流体性质。 井底欠压差值的获取是欠平衡钻井实现的关键，根据实现井筒欠压差值所采用的循环介质类型，通常将欠平衡钻井分成：干气（空气、天然气、氢气、烟道气）钻井、雾化气体钻井、充气流体钻井、泡沫钻井、玻璃微珠或塑料微珠钻井、低压头钻井（如清水、油基汲浆、低密度汲浆）。表5—2是不同循环介质流体的密度。 表5—2 不同循环介质密度 分 类 密 度 g/cm3 干气 雾化流体 泡沫流体 充气流体 玻璃微珠、塑料微珠 单相流体 0.001~0.01 0.01~0.03 0.032~0.064 0.45~0.90 (0.7 (0.96 下面主要介绍空气钻井、泡沫钻井、低压头钻井、充气流体钻井及现代欠平衡钻井井口装置、地面控制分流装置，并重点讲述充气流体钻井有关理论、方法、设计。 一．空气钻井 空气钻井是利用空气或天然气、氮气、烟道气等作为循环介质的一种欠平衡钻井技术。由于空气密度小，空气钻井中井内流体静水压力大大低于常规钻井液静水压力。因而极易在井底形成欠压差，这样不但有效防止液相和固相进入储集层，而且能极大的提高机械钻速，实践表明空气钻井比用常规钻井液钻井提高机械钻速3~4倍。 空气钻井在环空流动是气固混相流动。空气钻井在流体流动计算、设计中必须解决的问题是携屑问题。美国人Angel是最早从事空气钻井理论及油田应用研究的学者，他在：环空气体与岩屑为一元等温流动；环空气体与岩屑上返速度相等和环空井底的最小动能必须满足携屑，即当量标准空气速度在15.24m/s假设条件下奠定了空气钻井的理论。另外Ikoku等人认为：钻铤与钻杆结合部处的井筒环空面积突然扩大，是上返岩屑可能产生滑落的“关键点”，并在大量实验的基础上，对页岩、砂岩、石灰岩岩屑在气流中的下沉临界速度进行了研究，获得了携带这几种岩屑的流速公式。Angel根据空气动力学理论建立了一套空气在钻柱内、钻头、井筒环空流动的计算模型，并计算和绘制了各种井眼、钻柱条件下需要的空气排量图表，以供空气钻井设计和作业查阅。空气钻井流体力学参数设计可按以下程序及步骤： (1) 确定携带岩屑所需的最小空气排量qgmin； (2) 计算井底压力PB； (3) 计算钻柱内钻头处压力Pa； (4) 计算注入压力Pj； (5) 由设计最小空气排量qgmax、注入压力Pj，选择压风机和增压器。 另外在空气钻井中，对井斜、井眼稳定、爆炸及环境问题必须充分考虑，严格设计。 二．泡沫钻井 泡沫钻井是利用稳定泡沫作为循环介质的一种欠平衡钻井技术。稳定泡沫是由气体、液体和表面活性剂配制的一种流体，密度一般为0.032~0.064g/cm3，泡沫流体静压力是水的1/20~1/50，这样的钻井流体密度不仅极大地减少或避免储集层的损害，而且可获得高的机械钻速，减少浸泡时间。泡沫具有较高的携岩能力，约为水的10倍，一般钻井液的4~5倍。其含液量低，为泡沫体积的3~25(，这可大大减少液体对储集层的浸泡和损害。泵入井内的流体无固相，且泡沫为一次性流体，钻进中固相不会重新进入井内，可以减少固相对储集层的损害。 泡沫流体是一种比较复杂的非牛顿流体，泡沫的稳定性和流变性都与泡沫质量关系十分密切。稳定泡沫最低泡沫质量范围在55~70(。在泡沫钻井流动力学参数设计中，泡沫质量、泡沫流变性是不可缺少的基础参数。目前研究资料表明： 1) 当泡沫质量低于54(时，泡沫流体呈牛顿流体； 2) 剪切速率低于1000s-1时，流动的泡沫流体无屈服值，具有假塑性流体的流变特性； 3) 剪切速率高于1000s-1且低于临界流速时，泡沫流体具有宾汉塑性流体的特性。 Mitchell的研究也指出，泡沫质量在低于60(时，呈牛顿流体，在60~90(范围具有宾汉流体特性。泡沫流体是一种多相可压缩流体，因此泡沫流体本身属性及在钻柱内和井筒环空流动中的相关动力学参数都会随储层流体进入循环系统和温度、压力的不同而改变。因此泡沫流体欠平衡钻井是典型的多相流动，多相流体流动力学参数计算是非常复杂的，呈非线性关系。在泡沫流体欠平衡钻井中，对于稳定泡沫可采用均相理论来描述泡沫流体在钻柱内和井筒环空流动中的动力学行为。泡沫流体欠平衡钻井流体动力学参数设计可按以下步骤： (1) 确定有效携屑的泡沫质量； 泡沫流体的携屑能力主要取决于泡沫质量。泡沫流体的携屑能力也与井口回压、注入排量、环空流速、泡沫的流变特性、岩屑浓度等因素有关。 (2) 计算注入排量； (3) 根据井口控制装置能力、储层压力、产出量确定井口回压； (4) 计算钻柱内、钻头、环空流动压降； (5) 计算注入压力； (6) 由注入压力、排量选择压风机及增压器。 详细的设计，有兴趣的读者请参看有关专著。 三．充气钻井 充气钻井是目前国内外油田常用的获取井底欠压差值的欠平衡钻井方式。根据充气方式的不同，有以下几种充入方式： 1．常规钻柱充入方式 即气相和液相在地面混合，两相流体由钻柱经钻头而进入环空获得欠平衡钻井欠压差。 优点：方便、经济，无需改变下入管柱尺寸、结构。目前国内外欠平衡钻井常采用这一注入方式。 特别要点：该种方式不能使用MWD，应采用EMWD。 2．寄生管柱气方式 在下入的中间套管柱外寄生一根一定尺寸的充气管柱，在欠平衡钻井时，液相由钻柱注入，气相由地面寄生管注入，二者在环空混合的欠平衡钻井。见图5-13。 特点： 1）可保持环空连续充气（不受接单根影响） 2）由于钻柱内为单相液相流体、可采用MWD。 缺点： 1）前期工程麻烦 2）充气前，下部井眼受单相液体作用（若是泥浆，亦可污染产层）。 3． 同心管注气方式，见图5-14。 图5-13 寄生管柱充气 图5-14 同心管柱充气 在下完中间套管固井后，再下入同心管柱，气相从同心管柱与中间套管环空充入，而液相则由钻柱注入，液相在上返过程中与来自同心管与中间套管环空的气相混合而形成欠平衡钻井，从钻柱与同心管环空返出地面。 特点： 1）可保持环空连续充气（不受接单根影响） 2）由于钻柱由为单相液相流体，可采用MWD 缺点： 1）前期工程复杂 2）充气前，下部井眼受单相液体作用 4．欠平衡钻井流体选择 欠平衡钻井中选择一种合适的钻井流体对成功实现欠平衡钻井是非常重要的。钻井流体介质选择原则一般情况必须考虑在钻井作业过程中任一时刻，钻井作业方式由欠平衡钻井转至过平衡，同时必须考虑以下条件： 1）储集层类型 2）储集层渗透率和孔隙率 3）准确地层压力数据 4）地层岩性和地层流体介质与钻井流体介质的相容性 5）具有减缓腐蚀和有利于反乳化能力 (1) 液相选择 液相应选择典型而简单的水或碳氢基液等牛顿流体。 这是基于以下原因： 1）由于简单的与地层岩性及流体相容性好的液相可消除常规钻井液体系昂贵的处理方案及处理材料费用。 2）一般搬土凝胶和聚合物等增粘剂都会增大循环摩阻压降而降欠平衡钻井循环系统效率 3）常规钻井液体系的粘滞性给返出流体气液分离带来困难，降低气液两相在地面的分离效率，且聚集在液相内的气体可形成稳定泡沫，回收液相在泵中产生气塞而影响钻井泵效率。 常规钻井液中由于增粘剂和降失水剂对水和油都是好的乳化剂，乳化液进一步降低地面气液分离效率，从而引起不稳定的环空摩阻压降梯度。 (2) 气相选择 气相主要是氮气和天然气。 当采用薄膜渗析法生产的N2进行欠平衡钻井作业时，必须考虑使用缓蚀剂。这是由于用薄膜渗析法不能完全去除氧，因此会有氧进入循环系统，当液相为水基流体，进入系统的自由氧会腐蚀循环系统管道及设备。 5．欠平衡钻井井内压力系统分析 欠平衡钻井多相流体动力学分析及欠平衡钻井过程井内压力控制是欠平衡钻井最关键的部分和研究内容。 欠平衡钻井循环系统是典型的多相流动，多相流体流动力学计算是非常复杂的，呈非线性关系。多相流体在管内和环空不同井段可能出现不同的流动形态，密度。 欠平衡钻井欠压差值设计，井底压力控制、地层流体进入量、液相、气相注入体积及气液比，注入压力，立管压力和套压控制等必须以多相流体动力学理论为基础进行分析、计算、设计。 平衡钻井井内压力系统分析 下面以地面液相中充入气相（氮气、天然气、空气等）流体获得欠压差值的欠平衡钻井为例，分析欠平衡钻井井内压力分布，如图5-15。 （1）摩阻压力 (cxi——混相流体在钻杆及钻铤内摩阻压降 Pvx——混相流体在单流阀内摩阻压降 Pbx——混相流体在钻头喷咀压降 Pcox——混相流体在环空摩阻压降 PPF——地层流体的流动摩阻压降。 （2）静水液柱压力 PHxi——混相流体在钻柱内静水柱压力 PHo——混相流体在环空静水柱压力 （3）惯性力 Paa——流体动量变化引起的力。 （4）地层压力 Pp——地层压力 （5）地面阻流器节流压力Pa（套压） 图5-15 欠平衡钻井井内压力分布 （6）压力关系方程 1）井底流动压力方程： PWF=Pp(PPF （5-38） 2）井底压力方程： （5-39） 3）注入压力（立管压力）方程 （5-40） 4）平衡压力方程 （5-41） 5）欠压差值控制方程 （5-42） 或 此式即欠平衡钻井欠压差值设计方程。 6．欠平衡钻井多相流循环系统设计 (1) 设计原则 欠平衡钻井中，井筒多相流体循环系统设计是非常关键的部分。一个设计合理的欠平衡钻井多相流体循环系统应满足： 1）保持稳定的设计欠压差值。 2）合适的井口流动压力 3）一个稳定的地层流体进入井筒量，其波动值控制在一定窗口范围内。 4）提供足够的井眼净化。 5）保证井壁稳定。 6）环空流动形态尽力避免在环雾流区作业，否则井口及地面装置、管汇将受到高速混相流体的冲蚀。 7）欠平衡钻井环空多相流循环系统应设计在摩阻控制区作业，见图5-16。欠平衡钻井在该区作业，地面充气速率和地层流体“二次充入速率”变化对井底压力影响很小，即能保持欠平衡钻井多相流循环系统的稳定性。而且系统对地层流体的进入还具有一定的自控能力。 (2) 设计方法、步骤 在方程（5-38）~（5-42）中，混相流体的静液柱压力PHXi、PHXO、混相流动摩阻Pcxi、Pcxo、加速压降Paa、混相流经单流阀压降Pvx、钻头喷咀压降Pbx、井底夺力PB、注入液相QW、气相QN、地层流体进入井筒量都必须经过严格的理论计算和设计。 多相流体动力学参数计算非常繁锁，其难度比单相流体大许多。另外加上地层流体的进入，在上返流道中状态方程的影响，相态变化更增大了计算的复杂性和难度。下面简要讲述其计算步骤，有关详细的计算方法请参考气液两相流文献。 1）流动形态划分 多相流体流动形态受状态方程、流道几何特性及多相流体本构关系影响，其流动形态在不同流道段形成波状流、段塞流、环雾流，见图5-17。流动形态判别准则，可按目前使用较多的如：奥齐思佐斯基（J. oriszewski）、A. R. Hasan和C. S. Kabir、Azizet等划分流动形态模型。 2）对于同一流动形态，可认为其流体力学特性是基本相同的，表征流场的参数可按相应水力学原理进行计算。 图5-17 多相流动形态 四．低压头钻井 低压头钻井（Low Head Drilling）是特指用于储层压力系数（或所用钻井液密度）窗口很窄的一种欠平衡钻井技术。一般指钻井液密度比地层压力系数低0.05~0.10g/cm3。低压头钻井适用于裂缝性油气藏或裂缝——孔隙型双重介质油气藏，当然广义的讲低压头钻井可适用于不同储层压力的地层，这对钻井过程发现不同压力体系的油气藏都非常有好处。 低压头钻井在钻柱内是满足低压头钻井密度的液相流体，该流体在环空流动压力低于储层压力而激励地层流体进入井筒，因此环空流动呈多相混合流动。因此在水力学设计中，管内按常钻井流体力学设计，而环空则按前面讲述的多相流体设计。 五．欠平衡钻井设计内容及步骤 制定好全面的作业设计和应急方案，以及施工前钻井队作好开钻和工作参数及施工措施的落实是非常重的环节，而相应后勤及协作服务公司的协同配合是保障欠平衡钻井成功实施不可缺少的。因此欠平衡钻井成功取决于一个好的总体欠平衡钻井设计。欠平衡钻井设计内容及步骤见图5-18。 六．欠平衡钻井井口、地面控制分流系统 欠平衡钻井是一项高风险的钻井活动，在常钻井中是控制地层流体进入井筒，而欠平衡钻井则是允许地层流体进入井筒。因此在欠平衡钻井中对进入井筒的流体在井口及地面进行有效控制是极其重要的问题。这种控制必须达到有效去除返回混合流体中的气相和固相，回收液相（油、钻井液）。目前加拿大、欧洲、南美、中国都采用了如图5-19 所示井口、地面闭环控制 分离系统，该系统不但能满足欠平衡钻井有效控制井、地面，还能显著提高分离效率和琐碎泡沫及处理大含屑量的流体，这个系统将井控变成了流体控制，此时井眼流体系统已不是以过平衡压制地层流体，而是激励地层流体进入井筒。流动控制和连续的压力监测，能够在钻井过程了解储层特性。下面简要介绍闭环控制系统中有关装置、功能及选择原则。 1．欠平衡钻井主要设备，装置 1）旋转控制头或旋转防喷器（RBOP） 2）井口防喷器组（BOP） 3）节流管汇 4）地面三相（或四相）分离系统 5）制氮气装置 6）空气压缩装置 2．旋转控制头或旋转防喷器（RBOP）组成 1）结构（图5-20） 方钻杆补心（A） 轴承总成（B） 弹簧胶套（C） 快速锁封及三通（D） 2）目前国内油田采用Williams生产的7100型旋转控制头 特点： 1）密封为胶芯张力密封 2）承压能力 旋转态密封压力：17.5MPa 静态密封压力：35MPa 壳体承压力：70MPa Williams旋转控制头型号及技术参数，见表5-3 表5-3 Williamas RBOP型号及技术参数 型号 7000 7100 8000/9000 9200 19-1000 旋转态密封压力MPa 10.5 17.5 3.5 7 静态密封压力MPa 21 35 7 10.5 壳体承压力MPa 35 70 3．欠平衡钻井地面装置，设备选择原则 由于欠平衡钻井过程始终是井内流体及压力控制问题，与常规钻井不同之处，必须选择配制两个控制系统A和B。 A控制系统：控制环空压力和引导返出的多相流体进入地面控制，分流系统。 B控制系统：去除返出多相流体中的气相、固相、油、回收钻井液相的控制，分流系统。 旋转密封头选择必须满足以下原则： 1）满足设计井口压力 2）预估的储集层流体或H2S含量 3）已在油田使用证明安全、可靠 地面控制，分流系统选择必须满足原则： 1）满足预估井口返出流量和混相流体出口流动压力。 2）高分离效率和破碎泡沫能力 3）能处理含屑量大的流体 4）在油田使用证明安全、可靠 主要参考文献 [1]沈忠厚编著，《油井设计基础和计算》，石油工业出版社，1988.11 [2]周开吉、郝俊芳编，《钻井工程设计》，石油大学出版社，1996.2 [3]周开吉、杨金华等，“井内波动压力”，《石油钻采工艺》，1990.2 [4]Burkhardt, S.A.: Well Pressure Surge Produced by Pipe Morement”,《J.P.T》(Sune 1961)595~605 [5]Mitchell, R.F. ：“Dynamic Surge/swab Pressure Predihctions”, SPE/IADC16156 [6]刘希圣主编，《钻井工艺原理》下册，石油工业出版社，1988.9 [7]郝俊芳主编，《平衡压力钻井与井控》，石油工业出版社，1992.8 [8]Kaiji Zhon, JIN Wang, JunFang Hao：“Calculation and design of Flow Parameters For Two-Phase flow in Aerated drilling”, SPE 37044 [9]D.Brant Bennion：“underbalanced operations offer pluses and minuses”. 《Oil and Gas》. 1996.1 [10]周开吉译、郝俊芳校：“用常规钻柱欠平衡钻井的复杂问题”，《国外钻井技术》，1998.4 � � 图5-19欠平衡钻井井口装置和地面控制系统 � 图5-4 气侵后钻井液柱压力的变化 图5-4 气侵后钻井液柱压力的变化 图5-5 气柱膨胀上升井底泥浆柱压力变化 � 图5-6 钻井液自动外溢条件 � EMBED PBrush ��� � EMBED PBrush ��� � 图5-9 溢流压井循环水力学系统 � Pa Pcxo Paa Pp Ppf Qg+Qo Qw+QN+Qg+Qo+Qc PHxo PHi Pbx Pvx Qw+QN Pcxi PJ � EMBED PBrush ��� 图5-16 静压控制和摩阻控制 � EMBED PBrush ��� � EMBED PBrush ��� 环状流 段塞流 泡状流 储集层特性数据 井深 岩性 储集层压力 渗透率 孔隙率 油藏中潜在敏感物 储集层流体类型 温度梯度 完井方式 欠压差值设计 井口、地面控制、分流系统选择 BOP组合级别 旋转控制头 节流管汇 分离器压力、流量及其它装置 钻柱设计 多相流体力学参数设计 机械破碎参数设计 井控、安全设计 钻柱结构设计 钻柱强度设计 气液比 注入气相流量 注入液相流量 注入压力 井底压力 井口回压 钻头选型 钻压 转速 � 图5-14 RBOP结构 示意图 A B C D 图5-20 RBOP结构示意图 图5-18 欠平衡钻井设计内容及步骤 �EMBED PBrush��� 3 _1067343194.unknown _1067343213.unknown _1067343239.unknown _1067343250.unknown _1067343260.unknown _1067343265.unknown _1067343270.unknown _1067343311.unknown _1067343313.unknown _1067343309.unknown _1067343310.unknown _1067343308.unknown _1067343267.unknown _1067343269.unknown _1067343266.unknown _1067343263.unknown _1067343264.unknown _1067343261.unknown _1067343255.unknown _1067343258.unknown _1067343259.unknown _1067343256.unknown _1067343253.unknown _1067343254.unknown _1067343252.unknown _1067343244.unknown _1067343247.unknown _1067343249.unknown _1067343245.unknown _1067343242.unknown _1067343243.unknown _1067343241.unknown _1067343224.unknown _1067343232.unknown _1067343234.unknown _1067343238.unknown _1067343233.unknown _1067343229.unknown _1067343230.unknown _1067343228.unknown _1067343218.unknown _1067343221.unknown _1067343222.unknown _1067343220.unknown _1067343216.unknown _1067343217.unknown _1067343215.unknown _1067343204.unknown _1067343209.unknown _1067343211.unknown _1067343212.unknown _1067343210.unknown _1067343206.unknown _1067343207.unknown _1067343205.unknown _1067343199.unknown _1067343201.unknown _1067343203.unknown _1067343200.unknown _1067343197.unknown _1067343198.unknown _1067343196.unknown _1067343175.unknown _1067343185.unknown _1067343190.unknown _1067343192.unknown _1067343193.unknown _1067343191.unknown _1067343187.unknown _1067343188.unknown _1067343186.unknown _1067343180.unknown _1067343182.unknown _1067343184.unknown _1067343181.unknown _1067343177.unknown _1067343179.unknown _1067343176.unknown _1067343165.unknown _1067343170.unknown _1067343172.unknown _1067343174.unknown _1067343171.unknown _1067343167.unknown _1067343169.unknown _1067343166.unknown _1067343160.unknown _1067343163.unknown _1067343164.unknown _1067343162.unknown _1067343158.unknown _1067343159.unknown _1065278529.unknown _1067343157.unknown