欧美运用新技术开发地下“热岩”能源

所谓“热岩”，即地下拥有一定热量，且保持较高温度的岩石。世界各地，包括欧美国家都有热岩存在。开采热岩的基本工艺原理，是作业人员在高温岩石中钻井，并将液体输送到高温地层中以获取热能量。

目前世界上总共有三种方法实现热岩能源开采。一种方法是将液体从一口井抽到另一口井；另一种方法是将液体注入一口井的裂缝中；第三种方法是将液体保持在某一特定的井筒内。

迄今欧美各国为开发包括热岩在内的地热能，采用的新技术各具特色。例如，美国热岩开采时普遍使用水力压裂法，但在美国加利福尼亚州则是唯一特例，不能采用水力压裂作业。欧洲国家则在热岩开采中不使用压裂工艺，其原因在于德国等欧洲国家法律规定，热岩开采必须避免对地层进行压裂作业，以造成环境破坏。

又比如，美国早期的大型热岩开发项目旨在为电网发电，并利用油井井筒的裂缝处储存热量。而在德国，最大的热岩开发目标是为区域供热系统提供热水。更简洁地说，美国在犹他州或内华达州，开采热岩时只做电力应用，而在欧洲，开采热岩更多的是直接获得热能，然后再转换成电力。

世界上较大的热岩能源开采技术公司，是总部位于加拿大卡尔加里的Eavor技术公司。

在美国，Eervor公司在犹他州的首个大型商业项目，是通过在井筒周边岩石压裂工艺，将水从注入井抽到生产井，从而对水进行加热。采出水的温度需要在华氏400度（摄氏204度）左右，以确保加州南部的消费者可以享受从热能到电力的高效转换。

此外，由于美国开采热岩项目地大都处于较为偏远的沙漠地区，这样，当能源公司进行钻井和压裂作业时，遭到公众反对的可能性降到了最低。

与此同时，德国技术专家也在研发新型地下热岩提取方法。原理是利用一种特殊流体在深井环路中采集热量；在工作时，这种流体只需抽取少量液体，就能将热能带到地表。

目前德国南部正在建造一组岩热开采工程。即在垂直井内，由12根垂直套管组成的流动环路；而这些套管通过一条很长的小直径管线连接起来。管线经过精心加工，以确保井筒内流体在指定范围内循环，并且得到有效加热。新型热岩开采工厂计划于2026年投入运营，预计在30年使用寿命内，每年可生产近65兆瓦的热能和超过8兆瓦的电力。

德国公司专家表示，虽然使用此法开采热岩不需要压裂，但仍需要石油技术人员的专业技能，以完成项目规划，岩层钻探与完井配制，最终完善热量开采作业。

经过几年努力，德国公司的地热井操作工艺越来越出色，地下水的出口温度越来越高。其中部分原因是公司装备了更大的钻机，因而可以将井眼钻得更深。至今德国公司的指标参数已达到新的高度。例如，地热井的最高出水温度为华氏320度（摄氏160度），井的总深度达到近20000英尺（6000米）。

阿塞拜疆处理钻井卡钻事故带来的启示

位于西亚的阿塞拜疆钻井现场人员认识到，钻井过程中最大风险之一是“钻井卡钻”事故。这类事故通常会给运营商造成数百万美元的经济损失。而现代钻井中的事故处理过程非常复杂，经常需要数天甚至数周的非生产时间（NPT）。

造成卡钻事故原因会来自多个方面。但是主要是两点，一是“压差”卡钻，二是套管内堵塞卡钻。前者为泥浆柱和地层流体之间的压力差，导致钻杆“粘附”在井壁上，在井筒内就会产生“卡点”，使钻杆无法移动。后者是钻杆周围大量积聚的钻屑、碎片或其他物质造成堵塞，即形成套管内堵塞，或称为卡钻。

以前阿塞拜疆钻井现场人员多数是采取“挤压钻杆”方式，处理钻杆卡钻事故。基本原理是现场人员使用机械或液压工具，突然向钻杆施以极高冲击力，以释放被卡住的钻杆。如果此解卡方式没有成功，现场人员则会进一步采取“爆炸解卡”方式。操作者以串联炸药连续引爆的方式，断开钻井管柱。

但是这种解卡方式需要将炸药运抵井场，参与施工，非常危险；再有由于“引爆点”必须安排在井筒内钻柱自由点以上位置，可能为后续钻井留下无法掌控的隐患，即形成未知的井底“落鱼”上部剖面；从而形成下步钻进的“危险点”，对整体工程进度与安全形成隐患。

最近，阿塞拜疆一个钻井项目，在8½×10¼英寸井段发生卡钻事故。作业者采用一种全新的钻井解卡方法，即在处理事故中采取创新泥浆循环技术工艺。

解卡作业操作者是美国Expro公司的Coretrax子公司。解卡装置包括：DAV MX（水中循环短节），HyPR Holesaver（循环短节座），HyPR打捞销钉，销钉应力释放槽，径向喷嘴组合等。

在钻井作业开始之前，现场人员预先将2个重要解卡组件，即外径为7英寸的水中循环短节和外径为2.405英寸的循环短节座分段安装在钻柱上。钻进中，如果不发生卡钻事故，则这些组件作为钻柱的一部分，在井底处于“休眠状态”。

一旦钻井过程发生卡钻事故，作业者根据操作程序，在适当的钻井深度，“唤醒”某个深度正处于“休眠状态”的解卡组件。作业者会向井底投掷HyPR球，从而激活循环短节座。而循环泥浆流经DAV MX短节时，从径向喷嘴中射出高速泥浆，再利用泥浆中的研磨性固体，去磨蚀HyPR销钉邻近的“机械应力释放槽”。

经过30分钟，HyPR销钉到达循环短节座位置，作业人员应用液压系统，切断钻柱，再使用HyPR销钉等部件，快速接近井筒下部的“落鱼”顶部，提升下部钻具组合（BHA）以上部分钻柱到地面，完成解卡任务。

阿塞拜疆作业人员实施切割钻柱的处理事故过程，共用了10个小时；而如果使用传统切断钻柱的工艺过程，需要2天时间。

解卡技术的关键点，是装置内的径向喷嘴与HyPR销钉“应力释放槽”应精确对齐，并且按照要求同步安装HyPR打捞销钉与循环短节座，以实现切断钻柱的工艺目标。

挪威公司规范固井材料测试标准

挪威能源公司近期委托挪威Stavanger大学能源与石油系开展系列研究，更新、规范与扩充油气田固井作业材料的实验室测试标准，达到预想目标。

挪威大学教授认为当前世界石油业普遍应用OPC（普通硅酸盐水泥），作业中施加的添加剂，目的是建立井筒“环形隔离层”和井筒内封堵物。而实验室人员对普通硅酸盐水泥的测试中，“定位”和“水力密封性”是OPC最重要两个参数。一般来说，“定位”是将水泥牢固地固定在适当位置，而“水力密封性”则是阻止流体流过密封的水泥层。

所以，研究固井作业中的“水力密封性”，对于防止流体流过普通硅酸盐水泥及周围介质（例如套管）至关重要。同时也是保障固井成功的关键一环。为实现作业目的，保持油井完整性，实验室人员应对水泥和邻近介质之间的剪切粘结，进行深入测试、研究和鉴定。

目前全球石油固井界，尽管对固化水泥的剪切粘结性和水密封性进行全面研究和实践，但还是缺乏标准化的测试规程。原因是研究方法不一致，存在影响性能测试最终效果的各种因素。

挪威大学专家制订的长远目标，是在目前的API（美国石油学会标准）10B条款的基础上，开发更多标准化测试规程。其中包括各种固井作业实验装置和测试协议，从而揭示固井作业时阻碍建立标准化测试规程的障碍。

挪威大学教授特别强调，国际学界固井测试人员认为，由于普通硅酸盐水泥及多种新材料性能进步，包括机械强度、流变性能等改进与加强，使得固井材料的实验室测试转到封堵材料与其相邻介质之间界面的密封能力。

简言之，当前石油行业的固井界，对于固井作业材料测试，由原来关注的固井材料性能，转移到固井施工的界面分析。归纳起来，有3个特点。

一是关注固井工程的重点参数。审查当前测试和鉴定分区隔离材料的标准和程序表明，重点应在水泥的体积与性能参数上，如膨胀/收缩、渗透性和机械强度。关注这些参数的标准，可以为现场作业人员提供可重复的结果，以及前后一致的测试程序，并防止在实验室和现场操作中对硬化水泥的进程产生误读。然而，由于水泥与介质的界面很复杂，无法用现行标准进行测试，这意味着仅靠机械性能，无法揭示液压机构的密封性。

二是关注各种新式固井井型，以及由此带来的非传统固井材料与新型测试参数。例如当前固井作业现场新引入的井类型，CCS（Carbon Capture and Storage，二氧化碳捕获和封存技术）井，储氢井，地热井，都会连带出现各种新型技术参数。

三是有待标准化相关因素。现场观察表明，除了凝固材料释放的热量外，标准化的可能考虑因素还包括尺寸尺度的影响，程序中的顺序，测试时长，套管钢或岩石的类型，以及侵入流体的类型。

（编译：郭永峰 编译自美国《JPT（石油技术报道）》杂志）