深水钻井司钻法压井过程中立管压力和地层受力变化规律

张 艳 翟晓鹏（长江大学石油工程学院，湖北武汉 430100）

引用格式：张艳，翟晓鹏.深水钻井司钻法压井过程中立管压力和地层受力变化规律［J］.石油钻采工艺，2015，37（5）：14-16，21.

深水钻井司钻法压井过程中立管压力和地层受力变化规律

张 艳 翟晓鹏
（长江大学石油工程学院，湖北武汉 430100）

引用格式：张艳，翟晓鹏.深水钻井司钻法压井过程中立管压力和地层受力变化规律［J］.石油钻采工艺，2015，37（5）：14-16，21.

摘要：深水钻井地层破裂压力低、钻井液密度窗口窄，溢流时采用司钻法压井，往往未控制溢流却又诱发井漏事故。因此采用深水司钻法压井时地层受力显得尤为重要。考虑节流管汇影响，利用流体动力学，建立了深水钻井司钻法压井立管压力和地层受力计算模型，分析了深水司钻法压井中立管压力和地层压力变化规律，给出了司钻法压井过程中累计泵入长度对应的立管压力、套压、地层受力变化曲线，结合地层破裂压力极限值，确定压井过程中最优压井排量。对于压井排量和钻具组合相同的情况，司钻法压井时，套管鞋越深，套管鞋处地层受力越大；深度大的套管鞋位置出现最大压力时间要早于深度小的套管鞋位置；当天然气柱顶部达到井深某处时，某处地层受力最大；当天然气柱顶部达到井口时，套管压力最大，并且地层受力最大值总是早于套管压力最大值。

关键词：钻井；司钻法；立管压力；节流压力；压井

司钻法压井是目前常用的压井方法。深水钻井的防喷器组安装在海底，防喷器与井口用节流管线连通。节流管线的管内压耗直接影响压井过程中立管压力和套管鞋处地层受力。因此准确掌握立管压力、套压、套管鞋处地层受力变化，是深水压井成功的关键。刘瑞文［1］（2007）研究深水司钻法压时没有考虑液柱压力对地层的影响；郝俊芳等［2］（1983）考虑司钻法对地层受力的影响，却没有考虑深水环境。Kumar J M［3］（1996）、Patrick Isambourg［4］（2002）、Borre Fossil［5］（2004）等考虑深水压井过程中的环空压耗，没有考虑压井过程中的地层受力。Avignon B等［6-8］（Eamonn F，2002；Bertin D，1998；Avignon B，2003）介绍了深水钻井中井口压力的变化趋势，没有给出计算模型。孙宝江等［9］（2008）给出深水司钻法循环流量和节流压力的计算模型，却没有考虑压井压力对地层破裂压力的影响。

事实上，深水油气钻井既应该考虑节流管汇的影响，又应该考虑深水环境下压井压力对地层破裂压力的影响，只有建立考虑节流管汇摩擦阻力和地层压力相结合的司钻法压井模型才能有效地指导钻井施工。

本文先计算不同压井周期的立管压力，通过控制立管压力，确定井底压力，并根据井底压力建立不同井深处的地层受力计算模型，最终确定压井过程中不压漏地层的安全排量。

1　压井过程中压力计算

司钻法压井需要2个循环周完成压井作业。第1个循环周用原密度钻井液循环排除井内气侵的天然气；第2个循环周用压井液顶替原钻井液，压住地层。在压井循环时，通过立管压力控制井底压力，通过调节节流阀的开启程度控制初始立管压力，其计算表达式pTab为

pTab=pd+pci（1）

式中，pd为关井立管压力，MPa；pci为压井排量下的循环压力，MPa。

然后通过调节节流阀，用压井液循环，压井液压力由管柱内下行到井底前任一点处的立管压力pTab由式（2）计算。

其中

式中，pb为井底压力，MPa；ρm分别为压井液和钻井液密度，g/cm3；Gk、Gm为压井液和钻井液压力梯度，MPa/m；pLc为管柱内压耗，MPa，ρave为管内流平均密度，g/cm3；H为井深，m；y1为地层受力最大时环空钻井液上返高度，m；hw为溢流天然气在井底环空所占高度，m；Zb、Zx分别为天然气在井底和井深x处的压缩系数，无量纲；Tb、Tx分别为天然气在井底和井深x处的温度，K。

压井液进入环空后，管柱内始终是压井液，管柱内静液柱压力不发生变化，所以立管压力不发生变化。压井液由环空上返至防喷器的立管压力和由防喷器上返至井口任一点处的立管压力，其计算方法可参考文献［1］。

在得到不同压井周期的立管压力后，通过控制节流管汇压力，确定井底压力，并根据“U”型管连通原理建立不同井深处的地层受力计算模型。

2　任意井深处地层受力计算模型

深水环境中地层破裂压力低，使得司钻法压井在排除溢流过程中，由于压井液密度的影响，诱发井漏复杂事故。因此在司钻法压井中需要考虑不同井深或套管鞋处地层受力，以便更好地控制溢流。

气柱顶部被顶替到任意井深处，地层受力可由式（3）求得。

式中， p

hab

为气柱顶部被顶替到任意井深处地层受力，MPa；p

w

为天然气重量压力，MPa；h

c

为溢流天然气在环空所占高度，m。

气柱底部被顶替到任意井深处以及被顶替到井口，地层受力可由式（4）、（5）分别求得。

phcd=pd+hcGm(H −hc≤y ≤y1)（5）

式中， phbc为气柱底部被顶替到任意井深处地层受力，MPa； phcb为气柱底部被顶替到井口地层受力，MPa。

压井液在管柱内从井底到任意井深处及被顶替到井口，地层受力可由式（6）、（7）分别求得。

phfg= pd+( Gk−Gm) y +hcGm(0≤y ≤H −hc)（6）

压井液顶部上返到井口的地层受力phgh

phgh=hcGk(H −hc≤y ≤H) （7）

式中， phfg为压井液在管柱内从井底到任意井深处地层受力，MPa；phgh为压井液顶部上返到井口的地层受力，MPa。

3　压井过程中安全排量计算

深水司钻法压井过程中，如果排量过大，容易压漏套管鞋处地层，因此在压井时必须保证套管鞋处受力pb2小于套管鞋处地层破裂压力pf

pb2=pa+ph+pci+pLc

式（8）中pci和pLc都可表示为排量Q的函数［1-2］

将公式（9）、（10）代入式（8）则

式中，pa为关井套压，可从压力表读取，MPa；ph为流体静液柱压力，MPa； f为管路水力摩阻因数；λ为环空水力摩阻因数；din为管路内径，m；daout为环空外径，m；dain为环空内径，m。

若已知地层破裂压力，可以通过式（11）确定司钻法压井时的安全排量Q。

4　工程实例

WL井位于中国南海区域，离香港东南330 km，井深2 500 m，水深500 m，套管鞋深度1 500 m，节流管线510 m，海底温度为2.37℃，地温梯度2.35 ℃/100 m。钻杆外径127 mm，钻杆内径110 mm，套管外径244.5 mm，套管内径226.16 mm，忽略钻铤与钻杆的截面差异，初始钻井液密度1.3 g/cm3，关井套管压力3.8 MPa。

套管鞋处地层破裂压力为23.54 MPa，根据上述安全排量计算公式，确定不同排量下的地层受力，计算结果表明，保证套管鞋处压力小于套管鞋地层破裂压力的排量应小于18 L/s。

若套管鞋位置在500 m、1 000 m井深位置处，其他计算参数一致。根据上述模型建立不同套管鞋处地层受力变化趋势，如图1。

图1　 不同套管鞋位置地层受力变化曲线

从图1中可以看出套管鞋深度越深，受到地层作用力就越大；深度大的套管鞋出现最大地层受力时间（累积泵入长度）要早于深度小套管鞋出现最大地层受力时间。

根据立管压力、套压、地层受力计算模型，确定WL井司钻法压井过程中的压力变化，如图2所示。

图2　 司钻法压井中压力变化曲线

从图2中可以看出，立管压力最大值出现在第1循环周结束时，即井内的溢流天然气排出井口时间段，以后立管压力逐渐降低并趋于稳定，在压井液通过节流管汇返出井口时，立管压力有所增加。

5　结论

（1）深水司钻法考虑节流管汇的影响，立管压力最大值出现溢流天然气排出井口时间段，以后立管压力逐渐降低并趋于稳定。

（2）在压井排量和钻具组合相同条件下，套管鞋深度越深，受到的地层受力越大；深度大的套管鞋处出现最大地层受力时间要早于深度小的套管鞋处。

（3）司钻法压井时，当天然气柱顶部达到井深某处时，某处地层受力最大；当天然气柱顶部达到井口时，套管压力最大；而且地层受力最大值总是早于套管压力最大值。

参考文献：

［1］ 刘瑞文，张曙辉，于铁军.深水井控司钻法压井模拟［J］.钻采工艺，2007，30（3）：23-26.

Change law of standpipe pressure and formation stress during well killing by driller method in deepwater drilling

ZHANG Yan, ZHAI Xiangpeng
（Petroleum Engineering School of Yangtze University, Wuhan 430100, China）

Abstract:During deepwater drilling, the formation breakdown pressure is low and the window of drilling fluid density is narrow, so when driller’s method is used to kill a well for well kicks, the result is that the kick is not controlled but lost circulation incident may be induced. Hence, formation stress seems particularly important when driller’s method is used for well killing in deepwater drilling. This paper takes into account the effect of choke manifold, uses fluid dynamics to build a model to calculate standpipe pressure and formation stress when driller’s method is used to kill a well in deepwater drilling. Also, this paper analyzes the varying pattern of standpipe pressure and formation stress during well killing by driller’s method in deepwater drilling, provides the changing curves of standpipe pressure, casing pressure and formation stress relative to cumulative pumping length during well killing by driller’s method, and determines the optimal kill rate during well killing in conjunction with the limit of formation breakdown pressure. When the kill rate and BHA are the same, the deeper the casing shoe is, the greater the formation stress is at the casing shoe during well killing by driller’s method. The occurrence of maximum pressure at the casing shoe of great depth is earlier than that smaller depth. When the top of gas column reaches certain point in the hole, that point shall be under the maximum pressure. When the top of gas column reaches the wellhead, the casing pressure is the greatest, and the maximum value of formation stress is always earlier than that of casing pressure.

Key words:drilling; driller method; standpipe pressure; throttling pressure; well killing

作者简介：张艳，1983年生。博士研究生，主要从事钻完井研究，讲师。电话：027-69111046。E-mail： yanzhang1018@163.com。

基金项目：国家自然科学基金“腐蚀-冲蚀耦合作用下套管柱可靠性研究”（编号：51274047）；国家科技重大专项“深水钻完井及其救援井应用技术研究”（编号：2011ZX05026-001-04）。

doi:10.13639/j.odpt.2015.05.004

文章编号：1000 – 7393（2015）05 – 0014 – 03

文献标识码：A

中图分类号：TE52