控压钻井井筒压力控制技术初探

王延民,唐继平,胥志雄,李 皋,阎 凯

(1.油气藏地质及开发工程国家重点实验室 西南石油大学,四川 成都 610500;2.中油塔里木油田公司,新疆 库尔勒 841000)

控压钻井井筒压力控制技术初探

王延民1,2,唐继平2,胥志雄2,李 皋1,阎 凯2

(1.油气藏地质及开发工程国家重点实验室 西南石油大学,四川 成都 610500;2.中油塔里木油田公司,新疆 库尔勒 841000)

常规钻井技术钻遇压力衰竭或复杂地层时,经常遇到钻井液安全密度窗口窄,并引起漏、喷、卡、塌等井下复杂问题。控压钻井 (MPD)通过控制井筒环空循环流体介质的流量与流态、井口施加压力等因素,结合环空压降模型计算,使环空压力保持在一定的范围,就可以降低甚至避免这些钻井问题,减少非钻井作业时间,提高钻井效率,降低作业成本。

控压钻井;压降;排量;地层压力;回压

引 言

伴随着各大油气田的长期开采,主力油气层目前大多进入开发的中后期,部分地层压力已开始衰竭,因此,在今后的油气勘探中,压力衰竭地层的开发将成为国内外各大油气田增产上储的主要手段[1]。然而由于地层压力衰竭,且可能伴随有多套压力体系的复杂裸眼井段,造成钻井液安全密度窗口窄,引发钻井液油气侵、压差卡钻、黏附卡钻、喷漏同层、上漏下喷和井壁垮塌等一系列钻井问题[2],甚至导致钻井作业无法正常进行。控压钻井—MPD(Managed Pressure Drilling)作为一种新的钻井技术,利用欠平衡设备和技术,改变钻井液排量、井口施加回压、地面注气量等参数[2-3],选择合适的两相流(Two Phase Gas Liquid Flow)数学模型,利用水力学的严格推理与计算,保证了井筒环空压力剖面的精确控制,方便快速调节环空钻井液当量循环密度;使井底压力恒定在一定范围之内[2],降低或避免上述钻井问题,减少非生产作业时间。这对进一步深化和完善控压钻井的理论研究及指导现场应用具有重要的现实意义。

1 控压钻井的定义及分类

MPD应用了较先进的欠平衡设备及方法使钻井液从立管到出口形成 1个闭合、承压的循环系统,从而实现钻井优化;国际钻井承包商协会(I

ADC)对控压钻井—MPD作了如下定义[4-6]。

MPD是一种经过改进的钻井程序,它可以较为精确的控制整个环空井筒的压力剖面,目的是确定井底压力,来控制环空的压力剖面。目前,根据所使用压力控制及作业方式的不同, IADC对MPD的分类主要包括以下 4种[7]。

(1)井底压力常数控压钻井—CBHP MPD。无论在何种工况下,通过控制地面设备,能够在窄安全压力窗口下安全钻进,实现有效的控制井底压力,安全钻进。

(2)泥浆帽控压钻井—PMCD。它属于钻井液失返的一种钻井技术,但符合条件的地层不多,发展与应用受到一定的限制。

(3)双压力梯度MPD。目前该技术主要在海上带有隔水导管的钻井平台及钻井浮船上应用。

(4)健康、安全、环保 MPD(HSE MPD)。该MPD钻井作业主要用于含 H2S地层,使用闭合承压钻井液循环系统更严格控制井底气体产出,通过专用的分离器处理 H2S等有害气体,降低地面危险等级。

在 CBHPMPD作业方式中,由于充气泥浆钻井的当量密度能方便、快速、大范围调整,使用更为灵活。笔者重点对充气控压钻井进行讨论和分析。

2 井筒环空压降模型建立

综合分析气液两相流模型主要包括均相流模型、分相流模型和漂移流动模型本论文采用漂移流动模型。

充气控压钻井井筒环空压降的推导,可根据Beggs-Brill的方法模型为基础,考虑了岩屑固相的影响,采用压降计算方法进行推导。假设外界没有对气液两相混合物作功,气液两相混合物也没有向外界作功,从稳定流动的多相流机械能守恒出发,得出单位质量的气液固多相混合物的计算公式如下[8-9]：

式中：下标 T、Hy、Fric、Acc分别代表总压降、重力压力梯度、摩阻压力梯度和加速压力梯度。总压力梯度是多相流。即摩阻压力梯度、重力压力梯度和加速压力梯度 3者之和。公式 (1)中,静液柱重力引起的压力梯度可具体表达如下：

式中：ρm为井筒气液混合物密度,g/cm3;ρL为井筒液相密度,g/cm3;ρg为井筒气相密度,g/cm3;HL为井筒液气比。

关于多相流的摩擦压力梯度的计算,前人在气液两相流基础上给出了比较准确的计算公式,将岩屑等固相含量对循环摩阻的影响增加到系数上,采用混合物的密度,提高计算精度,得出不同情况下环空压耗计算公式,即：

式中：f为范宁摩擦因子;μm为混合物黏度,mPa·s;Dh为井筒当量直径,m。

公式 (4)中摩擦系数的研究较多,但具有代表性的是范宁摩阻因子。该因子具有很好的准确性,而且相对简单,使用方便。

式中：K为速度相关量;Do为井筒直径,m;Di为钻具外径,m;Re为体积流量雷诺数。

假设多相流动的运动速度在一定区域内保持不变,由于运动速度引起的多相流加速压力梯度计算公式为：

式中：μSG为气相黏度,mPa·s;p为压力,MPa。

3 实例计算与分析

3.1 实例计算基础参数

以某井三开井身结构及钻具组合为例,ø0.178 m技术套管下深为 4 423 m,井深为 4 950 m,ø0.149 m牙轮钻头 ,ø0.121 m钻铤 90 m,ø0.088 9 m加重钻杆 420 m,其余为 ø0.089 m斜坡钻杆。地面温度为 20℃,地温梯度为 0.03℃/m,地层压力系数为 0.011 6 MPa/m,机械钻速为 2～4 m/h。氮气密度为 1.257 kg/m3,天然气密度为 0.713 kg/m3,钻井液密度为 1.15～1.17 g/cm3,塑性黏度为 10～25 mPa·s。

3.2 井口回压对环空流态的影响

泥浆排量为 12 L/s,气侵量为 10 L/s,注气量为 16 m3/min,其他参数同上。利用上述模型与流态的判断,对环空在不同井口回压下的流动规律进行计算与分析 (图 1)。可见,井口回压从 0.1～5.0 MPa逐渐增加,同一井深环空气液比呈逐渐下降的趋势,特别是在距井口 500 m范围内尤为突出,井口处气液比为 0.20～0.98,变化较明显。井口回压的变化,直接影响到环空流态的转变,其在满足环空与井底压力剖面的同时,可保证安全携岩。

图1 环空气液比与井口回压关系曲线

3.3 不同回压与注气量对井底压力的影响

井底压力是MPD设计的关注焦点。井口施加回压通过环空循环流体直接传播到裸眼井段,改变地层流体进入井筒的速度与相态,满足工程上的需要。表 1为注气量与回压变化对井底压力的影响。

表 1 不同注气量与回压下井底压力

所钻井段井底压力为 53.3 MPa。从表 1中分析来看,井底压力对注气量与回压的改变非常明显,井口回压为 0.1 MPa时,井底储层段的气侵量同样也会增加,井口可能会出现环雾流,这不但不能满足安全携岩,同样井控设备也可能出现失控,引发事故。而随着井口回压的增加,井底的压力随之增加,通过以上水力学计算分析,可选择与井底压力和地面井控设备最优的组合。

3.4 钻井液排量对井底压力的影响

其他工程参数不变,假设井口不加回压,只改变地面泥浆泵排量,泥浆泵排量为 9～16 L/s,井底压力的变化见图 2。将图 2曲线进行简单的线性回归,可得到当前井深泥浆泵排量与井底压力关系如方程 (6)所示：

式中：Q为泥浆泵排量,L/s。

图2 当前井深泥浆排量与井底压力关系

从图 2可以明显看出,井底压力与泥浆泵排量呈线性关系增加,泥浆泵排量从 9～16 L/s增加的过程中,井底压力从 50.41 MPa增至 55.19 MPa。可见,泥浆泵排量引起的环空摩阻与加速压降对井底的压力影响相当敏感。

4 结 论

(1)MPD是近几年才开始应用,相关理论相对匮乏,而且都是在深井、复杂地层中钻进;钻前建立合理的数学模型,进行环空水力学模拟与井底压力的评价,对实际钻井有重要的指导意义。

(2)立管注入参数与井口回压对井底压力影响相对敏感,合理的井筒环空压力剖面设计,可满足井底压力趋于恒定,降低井下复杂情况发生率。

[1]王延民,孟英峰,李皋,等 .超深井气体钻井环空流动研究[J].钻采工艺,2008,31(5)：10-12.

[2]Vieira P,AmoneM,RusselB,et al.Constant bottom hole pressure：Managed-pressure drilling technique applied in an exploratory well in saudi arabia[C]. IADC/SPE 113679,2008：1-14.

[3]Johnson Chydi Njoku,Alex Husser,Robert Clyde.New generation rotary steerable system and pressure while drilling tool extends the benetifits of managed pressured drilling in the gaulf of mexico[C]. IADC/SPE113491,2008：1-11.

[4]Olve S,Sigbjon S.Evaluation ofMPD methods for compensation of surge-and–s wab pressure in floating drilling operations[C].SPE/ IADC108346,2007：1-11.

[5]Don M Hannegan,P E.Managed pressure drilling in marine environments-case studies[C].SPE/ IADC92600,2005：1-5.

[6]Hannegan D,Fisher K.Managed pressure drilling in marine environments[C].IPTC 10173,2005：1-9.

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[8]Antonio C V M Lage,Petrobras,RuneW T ime.An experimental and theoretical investigation of upward two-phase flow in Annuli[C].SPE64525,2000：1-14.

[9]Pérez-Téllez C,Smith J R,Edwards J K.A new comprehensive,mechanistic model for underbalanced drilling improves wellbore pressure predictions[C].SPE 74426,2002：1-13.

An approach to annular pressure control by managed pressure drilling

WANG Yan-min1,2,TANG Ji-ping2,XU Zhi-xiong2,L I Gao1,YAN Kai2
(1.State Key Laboratory of O il&Gas Reservoir Geology and Exploitation,Southwest Petroleum University,Chengdu,Sichuan610500,China;2.Tarim O ilfield Com pany,PetroChina,Korla,Xinjiang841000,China)

Narrow operation window is quite common in conventional drillingwhile encountering pressure depletion or complex formation,leading to downhole problems such as leaking,sticking,blowout,and hole collapse,etc.Managed pressure drilling(MPD)can mitigate or even avert these drilling problems bymanipulating annular pressure through controlling the flow rate and regime of annulus circulating media and the pressure applied at wellhead in conjunction with model calculation of annular pressure drop.This technology can reduce non-production t ime,enhance drilling efficiency,and reduce operation cost.

managed pressure drilling;pressure drop;flow rate;formation pressure;back pressure

TE242.9

A

1006-6535(2011)01-0132-03

20100515;改回日期：20100918

受国家高技术研究发展计划 (“863”计划)资助 (2006AA06A104)

王延民 (1977-),男,1999年毕业于重庆石油高等专科学校钻井专业,2009年毕业于西南石油大学油气井工程专业,获工学博士学位,主要从事控压钻井、欠平衡钻井及气体钻井过程的井壁稳定、携岩和压力控制等方面的研究工作。

编辑王 昱