高压气井钻进过程中控制回压值研究

刘刚，黄亮，金业权，常鑫

（1.中国石油大学（华东）石油工程学院，山东 青岛 266580；2.中海石油（中国）有限公司湛江分公司，广东 湛江 524057）

高压气井钻进过程中控制回压值研究

刘刚1，黄亮2，金业权1，常鑫1

（1.中国石油大学（华东）石油工程学院，山东 青岛 266580；2.中海石油（中国）有限公司湛江分公司，广东 湛江 524057）

对于高压气井特别是含硫气井安全钻井的控制回压值确定，目前还没有明确结论。文中以漂移流动理论为基础，建立了高压气井带回压井筒气液两相流动计算模型，并结合算例采用数值方法分析了不同井口回压对气体膨胀抑制效果及井底压力的影响。在综合考虑抑制气体膨胀、控制井底压力降低幅度、井控装备工作安全和不同回压下井控人员心理压力等因素的前提下，给出了保持高压气井钻井安全宜施加2～5 MPa井口回压的建议。

高压气井；含硫气井；控压钻井；气液两相流；井口回压值

高压气井钻进过程中，由于气体的膨胀和滑脱特性，一旦发生气侵，井底压力将不断降低，井控风险随之增大，严重的可导致井喷失控［1-2］。与常规钻井技术相比，控制压力钻井技术可以通过快速调节井口回压值，改变整个井筒的压力剖面，抑制地层流体进一步侵入，实现安全、快速、低风险制服气侵，并维持钻进。此外，控压钻井采用密闭循环系统，循环出的含气（硫）钻井液通过分离器等设备进行分离处理，从而减轻了有毒有害气体对人员、设备的伤害［3-4］。

但是，如何确定带压钻进过程中的回压值，采用多大的回压既有利于安全，又利于施工，目前还没有具体的理论解释。本文分析了不同井口回压对气体膨胀的抑制作用，并对高压气井钻进过程中回压值的确定进行了探讨。

1 带回压钻井井筒气液两相流模型

1.1 井筒气液两相流方程

对于高压气井带回压钻进来说，钻进过程中合理的井口回压值是影响带回压钻井安全、高效的重要因素。本文首先建立带回压钻井中的环空流动模型，并作以下假设［5-8］：1）井筒横截面是与钻柱同心的圆形；2）不考虑钻井液的压缩性及气相在其中的溶解，且忽略两相间的化学反应；3）由于井筒横截面尺寸远小于纵向尺寸，故只讨论沿流动方向的一维非定常流动，并采用气液漂移流动模型，即用截面的平均特性和分布系数修正方法来表征过流断面的流动参数分布；4）环空内两相段在同一深度处气液两相温度相同，且忽略彼此间的热量交换。根据以上假设条件，建立漂移流的基本流动方程：

1）气相连续性方程

2）钻井液相连续性方程

3）动量守恒方程

式中：A为环空横截面积，m2；ρg，ρm分别为气相、钻井液相的密度，kg/m3；Eg，Em分别为气相、钻井液相的体积分数，无量纲；vg，vm分别为气相、钻井液相的速度，m/s；qg为单位时间单位厚度产出气的质量，kg/（s·m）；为液柱压降为沿程摩阻压降，Pa/m；p为压力，Pa。

1.2 方程组定解条件

气侵后采取带压钻井的初始条件为

气侵后采取带压钻井的边界条件为

式中：Eiq，Eim分别为调整回压前、后环空各相在某一截面的体积分数，无量纲；viq，vim分别为调整回压前、后环空各相在某一截面的速度，m/s；pf为地层压力，Pa；pe为带压排出溢流过程中的附加压力，Pa；j为环空中的各个节点；下标i为环空内的气相或钻井液。

1.3 方程组求解

直接求解控制方程的解析解比较困难，通常采用有限差分法。其空间域为整个环空，时间域为从计算初始时刻起到计算结束的整个时间段。利用有限差分法对数学模型进行离散, 进而将原数学模型在定解域上的解转化为在定解域中网格节点上的离散解，然后依次求得空间域上各节点的解，直至覆盖整个时间域，便可求得控制方程的解［9］。

2 井口回压对钻井安全的影响

利用建立的钻井井筒气液两相流模型，对钻进过程中井口施加不同回压的相关参数进行计算。模拟井的基本数据如下：井深4 320 m，φ244 mm套管，φ215.9 mm钻头，φ127 mm钻杆，φ159 mm钻铤162.12 m，钻井液密度1.6 g/cm3，钻井液排量26 L/s，塑性黏度0.03 Pa·s，井口温度25°C，地温梯度3°C/100 m，井底气侵速度1 L/s，井筒侵入1 m3气体，井口回压分别为0，3，6 MPa，保持钻井液排量不变将侵入气体排出井筒，分析了不同回压条件下气体沿井筒上升过程中泥浆池体积增量及井底压力随时间的变化情况（见图1、图2）。

图1 泥浆池体积增量随时间的变化

图2 井底压力随时间的变化

从图1可以看出：增大井口回压，能有效抑制气体的体积膨胀。保持其他条件不变，溢流1 m3后，假设井底恒压且保持平衡，则井口未采取节流措施时（井口回压为0），受侵钻井液上返过程中的井口最大溢流量为6.17 m3；井口回压为3 MPa时，井口最大溢流量减小到2.88 m3；井口回压为6 MPa时，井口最大溢流量减小到2.05 m3。

从图2可以看出：溢流1 m3后，较大的井口回压，能够有效地降低因气侵导致的井底压力降低幅度。保持其他条件不变，井口未采取节流措施时（井口回压为0），井底最大压降幅度为2.28 MPa；当井口回压为3 MPa时，井底最大压降幅度为0.76 MPa；当井口回压为6 MPa时，井底最大压降幅度为0.23 MPa。

从表1可以看出：井口回压增大到一定值后，其对气体膨胀的抑制作用和降低井底压降幅度的作用明显减弱。当井口回压由0增大到2 MPa时，最大溢流量减少2.74 m3，井底压降幅度减少1.26 MPa；但是当井口压力由4 MPa增大到6 MPa时，最大溢流量仅减少0.50 m3，井底压力压降幅度也仅减少0.35 MPa。

表1 不同井口回压下的最大溢流量及井底最大压降幅度

例如，7100型旋转控制头（RCH）的额定工作压力为17.5 MPa，但是考虑到RCH的胶芯寿命，要求RCH在不超过额定工作压力50%的压力下工作。若井口施加回压过高的话，会增加压力控制设备、套管和地面处理设备的负担。因此，在气井钻井，特别是含硫地区气井钻井时，建议在井口施加2～5 MPa的回压值。这样既能有效抑制进入气体的膨胀，减小气体直接排出井口可能造成的恐惧和伤害，又避免给井控设备及现场人员增加过大的负担。

3 结论

1）以漂移流动理论为基础，建立高压气井带回压井筒气液两相流动计算模型，并用数值方法对模型进行求解。

2）气井钻井中，采用一定的控制回压，能有效地抑制气体膨胀和滑脱，降低井控风险。

3）采用一定的控制回压，能够有效控制因气体膨胀带来的井底压力降低幅度，从而抑制了气体的进一步侵入。

4）井口回压增大到一定值后，其对气体膨胀的抑制作用和降低井底压降幅度的作用明显减弱。综合考虑各种影响因素，建议钻进过程中的回压值控制在2～5 MPa。

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（编辑 赵卫红）

Research on values of managed back pressure during drilling of high pressure gas well

Liu Gang1,Huang Liang2,Jin Yequan1,Chang Xin1
(1.College of Petroleum Engineering,China University of Petroleum,Qingdao 266580,China;2.Zhanjiang Company of CNOOC, Zhanjiang 524057,China)

No accurate conclusion has been reached so far for the determination of wellhead back pressure values during the drilling of high pressure gas well,especially for the sulphur gas well.Based on the theory of drift flow,the computational models of gas-liquid flow are established under the condition of drilling with back pressure in high pressure gas well zone and computed by using finite difference approach.Combined with the examples,the effects of different back pressure on gas expansion and bottom-hole pressure have been analyzed.The results show that values of wellhead back pressure is suitable to be controlled under 2-5 MPa during drilling.This can not only inhibit the invasion of gas expansion and effectively control the bottom-hole pressure reduction,but also can ensure the safety of well control equipment and relieve the psychological burden of operation personnel.

high pressure gas well;sulphur gas well;managed pressure drilling;gas-liquid flow;wellhead back pressure value

国家科技支撑计划课题“三高气井井筒压力控制技术”（2008BAB37B02）

TE21

：A

1005-8907（2012）03-0370-03

2011-09-30；改回日期：2012-03-13。

刘刚，男，1960年生，教授，1982年毕业于华东石油学院钻井工程专业，获工学学士，1995年获工学硕士，2000年获工学博士，多年来一直从事石油工程方面的教学、科研工作。电话：（0532）86981152，E-mail：lg87323@126.com。

刘刚，黄亮，金业权，等.高压气井钻进过程中控制回压值研究［J］.断块油气田，2012，19（3）：370-372. Liu Gang，Huang Liang，Jin Yequan，et al.Research on values of managed back pressure during drilling of high pressure gas well［J］.Fault-Block Oil&Gas Field，2012，19（3）：370-372.