海上油田压回法压井参数变化规律及设计方法*

刘书杰 任美鹏 李相方 王元娇

(1. 中海油研究总院 北京 100028； 2. 中国石油大学(北京) 北京 102249)

海上油田压回法压井参数变化规律及设计方法*

刘书杰1任美鹏1李相方2王元娇1

(1. 中海油研究总院 北京 100028； 2. 中国石油大学(北京) 北京 102249)

刘书杰,任美鹏,李相方，等.海上油田压回法压井参数变化规律及设计方法[J].中国海上油气，2016,28(5)：71-77.

Liu Shujie,Ren Meipeng,Li Xiangfang,et al.Parameter-changing pattern in bullheading process during offshore drilling and workover operations and the parameter design[J].China Offshore Oil and Gas,2016,28(5):71-77.

在海上钻井、修井过程中，当钻头不在井底或者钻具堵塞、刺漏等无法建立循环时，特别是钻井时存在溢油风险、有些区块含H2S等有毒气体时，压回法压井是重要的压井方法。基于多相流理论建立了压回法压井模型，并以海上某油田B井为例，模拟分析了压回法压井参数变化规律，结果表明：压回法压井排量越大，压井时间越短；压井液黏度越大，气泡上升越慢，更快地压回地层；高密度压井液可以降低压井泵压，但不会降低初始的压井泵压；溢流体积越大，压井时间越长，压井泵压越大，但是最终压井泵压基本相同；漏失速度在一定程度上决定了压回法压井能否实施。在此基础上，提出了压回法压井参数设计方法，从而为海上钻井井喷压井参数设计提供了指导作用。

海上油田；钻修井压井；压回法；压井参数；变化规律；设计方法

在钻井、修井过程中，当井底压力小于地层压力时会发生溢流，须进行压井重新建立井筒压力与地层压力的平衡。常规压井方法有工程师法、司钻法和边循环边加重法，这些方法都是通过循环来建立平衡。但对于一些特殊情况，如钻头不在井底或者钻具因堵塞、刺漏等无法建立井底至井口的循环时，特别是海洋钻井存在溢油风险，有些区块钻遇H2S等有毒气体，此时压回法压井可以有效防止溢油和有毒气体到达地面。压回法又称硬顶法、平推法，目前国内外对其进行了一系列研究[1-10]，如：1999年，P.Oudeman[1]针对空井井筒内全为静止气体的情况，对压回法压井进行了研究，并进行了现场验证；2002年，U.V.Valiejo-Arrieta[2]针对气井生产，利用IPR曲线和压井曲线建立了压回法压井模型；2003年，雷宗明 等[5]考虑井筒全为气体的情况，考虑地层压力恢复速度对压回法压井参数进行了计算；2012年，张兴全 等[8]主要分析了储层渗透率对压回法实施的影响，并对压回法施工过程中井口套压的变化规律进行了分析；2013年，孙晓峰 等[9-10]考虑气体滑脱建立了压回法压井计算模型。以上研究都没有从多相流理论出发建立完整的多相流压回法计算模型，本文从多相流理论出发，建立了压回法压井模型，分析了压井参数变化规律，给出了压回法压井参数设计方法，从而为海上钻井井喷压井参数设计提供指导作用。

1 压回法压井模型的建立

1.1 物理模型建立

压回法压井是在溢流或井喷发生后，通过压井管汇或钻柱直接向井筒内泵入加重钻井液或原钻井液将气体和已受污染的钻井液压回地层，重新建立井底压力与地层压力的平衡。压回法压井过程中井筒可分为3个区域，即上部单相液体区、中间气液两相区和下部单相气体区(图1)。在高井口压力的条件下，首先将下部的单相气体压回地层，然后将气液两相压回地层，最后将单相液体压回地层，井筒流体压回地层可以将地层压裂，也可以通过地层孔隙漏失到地层。

1.2 压井液排量确定

压回法压井液排量是最重要的压井参数之一。从气液两相流理论可知，气体在液体中存在滑脱速度，压井过程中压井液垂直向下的速度大于气泡在钻井液中的滑脱上升速度时才能压井成功。压井液排量越大，压井时间越短，泵压也越大，但要受到地面设备及管线的限制[9]，即

图1 压回法压井过程中井筒流体分布

v∞A

(1)

(2)

式(1)、(2)中：v∞为气体在钻井液中的滑脱上升速度，m/s；A为井筒截面积，m2；σ为气液之间表面张力，N/m；ρg为气体密度，kg/m3；ρL为液体密度，kg/m3；Q为压井液排量，m3/s；Q1为井口设备承压能力允许的最大压井液排量，m3/s；Q2为井底破裂压力允许的最大压井液排量，m3/s；Q3为套管鞋处破裂压力允许的最大压井液排量，m3/s；Q4为套管抗内压强度允许的最大压井液排量，m3/s；g为重力加速度，m/s2。

1.3 压井过程多相流模型建立

1) 质量守恒方程。

气体质量守恒方程

(3)

液体质量守恒方程

(4)

液滴模型

(5)

式(3)～(5)中：vg、vL、vD分别为气体、液体和液滴速度，m/s；Vg、VL、VD分别为气体、液体和液滴容积率，无量纲；Ψg、Ψe、Ψd分别为传质速率、夹带速率、沉积速率，kg/(m3·s)；G为质量源，kg/(s·m3)；A为截面积，m2。

2) 动量守恒方程。

气体动量守恒方程

Vgρggcosα+Ψgva-FD

(6)

液体动量守恒方程

(7)

液滴动量守恒方程

Ψevi-ΨdvD+FD

(8)

式(6)～(8)中：p为压力，Pa；Sg、SL和Si分别为气体、液体和界面的湿周，m；vr为滑脱速度，m/s；va为蒸汽速度，m/s，取值参考文献[11]；vi为界面速度，m/s；α为井筒斜率，rad；FD拽拉力，N/m。

3) 能量守恒方程。

(9)

式(9)中：mg、mL、mD分别为气体、液体和液滴的动量，kg·m/s；HS为质量源的焓，J/kg；Hg、HL、HD分别为气体、液体和液滴的焓，J/kg；U每个体积单位的传热，J/m3；Eg、EL、ED分别为气体、液体和液滴质量单元的能量交换，J/kg。

1.4 压井过程漏失模型建立

压回法压井施工过程中，井底压力大于地层压力时压井液漏失(滤失)到地层，其漏失量[8,12]可根据达西公式推导，而且要考虑有滤饼和无滤饼2种情况，即实施压回法之前等待了一段时间已经形成滤饼和发现溢流之后立即实施压回法则没有形成滤饼的情况。

有滤饼情况

(10)

无滤饼情况

(11)

式(10)、(11)中：ΔVf为钻井液的滤失量，m3；Q为漏失速度，m3/s；A′为过滤面积，m2；k为滤饼或地层的渗透率，mD；fsc为滤饼中固相的含量，%；fsm为钻井液中固相含量，%；Δp为压差，MPa；t为滤失时间，min；μL为钻井液黏度，mPa·s；h为储层厚度，m；re、rw分别为气井控制的外边缘半径和井筒半径，m。

2 压井参数变化规律模拟分析

2.1 压井液排量

气侵20 min后立即分别采用排量2 000 L/min和3 000 L/min的压井液进行压回法压井。从该井泵压模拟结果(图2)可以看出，压井液排量越大，压井所需的泵压越大，但是压井液下降速度越大，气体压回地层的速度越快，压井时间越短。这主要是因为在地层物性一定的情况下，单位压差的漏失速度是一定的，压井液排量越大，漏失量越大，这就需要增加井底压力或增大压差来增加总的漏失量，因此所需的泵压越大。

图2 海上某油田B井压回法压井过程泵压曲线(不同压井液排量条件下)

2.2 压井液黏度

其他压井参数一定，分别采用黏度5 mPa·s和20 mPa·s的压井液进行回压法压井。从该井泵压模拟结果(图3)可以看出，两者的泵压基本相同，高黏

图3 海上某油田B井压回法压井过程泵压曲线(不同压井液黏度条件下)

度压井液条件下套管鞋处的压力较低，并且气泡向下运移的速度快，压井时间较短。这主要是因为压井液黏度越大，气体上升的阻力越大，向上的滑脱速度相应减小，被压入地层时间就越短。从截面含气率模拟结果(图4)可以看出，高黏度的压井液截面含气率比较低，说明建立有效液柱压力的速度快，但是高黏度压井液的摩擦阻力较大，两者又相互抵消一部分，从而与低黏度压井液的泵压基本相同。

图4 海上某油田B井压回法压井10 min时井筒内截面含气率(不同压井液黏度条件下)

2.3 压井液密度

压井液排量2 000 L/min条件下，采用密度1.70 g/cm3原钻井液和地层压力当量密度1.84 g/cm3压井液进行回压法压井。从该井泵压模拟结果(图5)可以看出，在压回过程初始阶段，两者的泵压和套管鞋处压力基本相同，随着压井的进行，压井液密度越大，泵压越低，套管鞋处压力越大，但井筒内气体的下降速度基本相同。

图5 海上某油田B井压回法压井过程泵压曲线(不同压井液密度条件下)

2.4 溢流体积

通过溢流时间控制溢流体积，对溢流10 min和20 min进行对比分析。从该井模拟结果(图6、7)可以看出，在其他压井参数一定的情况下，溢流体积越大，所需初始泵压越大，压井时间也越长，但是最终的泵压基本相同。这主要是因为溢流体积越大，井筒内的气体越多，有效的静液柱压力越小，要将气体压回地层所需的泵压就越大，压回的时间也越长。

图6 海上某油田B井压回法压井过程泵压曲线(不同溢流时间条件下)

图7 海上某油田B井压井过程中井筒内截面含气率(不同溢流时间条件下)

2.5 漏失速度

从该井模拟结果(图8、9)可以看出，在其他压井参数一定的情况下，地层单位压差的漏失速度越大，泵压越小，但压井时间基本相同。这主要是因为在压井液排量一定的情况下，漏失速度越大，所需的井底压差就越小，从而泵压也越小。

图8 海上某油田B井压回法压井过程泵压曲线(不同漏失速度条件下)

图9 海上某油田B井回压法压井10 min时井筒内截面含气率(不同漏失速度条件下)

通过上述模拟分析，以压井泵压为参考对象，从发现溢流到压井成功，压回法压井过程可以划分为3个阶段(图10)。第1阶段为溢流阶段，此阶段井底压力小于地层压力，地层气体侵入井筒，非循环时泵压为零，循环钻进时泵压为正常钻进泵压。第2阶段为压缩阶段，此阶段泵压不断上升，地层压力随之上升，井筒流体还没有压回地层。第3阶段为压回阶段，此阶段泵压达到最大值，压裂地层，或者达到地层的漏失速度，井筒流体不断压回地层，泵压和地层压力不断降低，直至地层流体全部压回地层。

图10 海上某油田B井压回法压井过程阶段划分(以压井泵压为参考对象)

3 压井参数设计方法

海上某油田B井在钻井过程中发生井喷，利用司钻法压井时发现钻杆上部刺漏，无法建立井口到井底的循环，常规压井方法无法实施，只能实施置换法和压回法等非常规压井方法。仍以该井为例阐述压回法压井参数设计步骤，包括压回法压井可行性分析和压井参数设计。

3.1 压回法压井可行性分析

地层物性是决定压回法压井实施的关键因素，压回法压井过程中可以压裂地层将污染钻井液压回地层，也可以不压裂地层将压井液漏失到地层。对于前者，最容易压裂的位置是套管鞋处，一旦发生地层破裂，还需要其他处理方法；本文只对第二种情况进行分析，因此漏失速度的大小决定了压回法压井能否实施。

根据公式(2)计算最小的压井液注入速度，然后取大于此值的压井液排量，模拟不同漏失速度下的压井曲线，分析地层是否可以实施压回法压井。

根据B井井身结构和钻具组合数据，计算得到最小的注入速度为840 L/min，为节约压井时间取1 500 L/min压井液排量，模拟得到不同漏失速度下的压井参数(表1)。从表1可以看出，漏失速度越大，泵压越小，套管鞋处压力也越小；压井排量一定，则压井时间和压井液体积相同。如果漏失速度小于10 000 m3/(d·MPa)，则压回法压井无法实施。通过达西公式计算，B井的漏失速度大约为30 000 m3/(d·MPa)，因此可以实施压回法压井。

表1 海上某油田B井压井参数计算结果(压井液排量为1 500 L/min条件下)

3.2 压井液排量设计

压井液排量是压回法压井过程中非常重要的压井参数。压井液排量不能太小，否则不能保证气体压回地层；压井液排量也不能过大，否则将对压井设备提出很高的要求，并威胁到井口设备和套管的安全。

模拟得到的该井漏失速度为30 000 m3/(d·MPa)时，不同压井液排量下压回法压井参数变化规律见表2。从表2可以看出，压井液排量为500 L/min时，压井速度低于气泡的滑脱速度，无法将气体压入地层，这也进一步验证了公式(2)的正确性。压井液排量为3 000 L/min时，地层不能承受如此大的压井速度，所需的泵压非常大，压井模拟失败。然后对1 000 L/min和2 000 L/min压井液排量下的压井参数进行分析，结果表明泵压不是很高，固井泵或压裂车都可以提供稳定的压力，套管鞋处的压力也没超过地层的破裂压力，对地层和套管不会构成威胁。综合考虑压井参数，建议该井采用压井液排量为1 000～2 000 L/min。

表2 海上某油田B井压井参数计算结果(气体漏失速度为30 000 m3/(d·MPa)条件下)

4 结论

1) 利用多相流理论建立了压回法压井模型,并以海上某油田B井为例模拟分析了压回法压井参数变化规律，结果表明：压回法压井可分为溢流、流体压缩和流体压回等3个阶段；压井液排量越大，压井泵压越大，但是压井时间越短；压井液黏度越大，气泡上升越慢，利于压回法压井；压井液密度可以降低压井泵压，但不会降低初始的压井泵压；溢流体积越大，压井时间越长，压井泵压越大，但最终压井泵压基本相同；漏失速度在一定程度上决定了压回法压井能否实施。

2) 压回法压井参数设计方法是首先根据多相流理论和地层物性对压回法压井可行性进行分析，然后模拟分析不同压井液排量下压回法压井参数，最后根据井口设备、压井设备和套管强度确定最终的压井液排量和泵压等压井参数。

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(编辑：孙丰成)

Parameter-changing pattern and design method of bullheading killing method in offshore oilfield

Liu Shujie1Ren Meipeng1Li Xiangfang2Wang Yuanjiao1

(1.CNOOCResearchInstitute,Beijing100028,China; 2.ChinaUniversityofPetroleum,Beijing102249,China)

For offshore drilling and workover operations, when the drill bit is off-bottom, or the drilling tool is plugged or washed-out, it is impossible to circulate drilling fluid. Then the bullheading killing method is essential, especially, when there are risks of oil spill and/or release of poisonous gas such as H2S. Based on the multiphase flow theory and taking the case of Well B in an oilfield as an example, the bullheading killing model was established, and the parameter-changing pattern was analyzed. The results show that the higher the killing flow rate, the shorter the killing time; the higher the viscosity of killing fluid, the slower the bubbles rise up, so they can be more easily squeezed back into the formation. Heavy fluid can decrease the pump pressure, but not at the initial stage. The greater the overflow volume, the longer the killing time, and the higher the pump pressure; but the final pump pressure is the same. To some extent, the leakoff velocity will determine whether the bullheading can be implemented or not. Based on these findings, the design method for well killing parameters is proposed which can be a guiding rule in the design of the parameters for offshore drilling.

offshore oilfield; well killing during drilling and workover; bullheading; well killing parameters; changing pattern; design method

*中海石油(中国)有限公司综合科研项目“中海油井的完整性技术体系研究(编号：YXKY-2015-ZY-09)”部分研究成果。

刘书杰，男，教授级高级工程师，中国海洋石油总公司钻完井专家，1989年毕业于中国石油大学(华东)钻井工程专业，2016年获得中国石油大学(北京)博士学位，现主要从事海洋石油钻完井方面的设计研究工作。地址：北京市朝阳区太阳宫南街6号院(邮编：100028)。E-mail：liushj@cnooc.com.cn。

1673-1506(2016)05-0071-07

10.11935/j.issn.1673-1506.2016.05.012

TE28+3

A

2015-11-01 改回日期：2016-05-05