深水井气侵在不同类型钻井液中运动特征

张玉山 赵维青 张星星 李双

中海油能源发展股份有限公司工程技术公司

深水井气侵在不同类型钻井液中运动特征

张玉山 赵维青 张星星 李双

中海油能源发展股份有限公司工程技术公司

深水井钻井液密度窗口一般小于0.06 g/cm3，压井过程中容易压漏地层，研究气体在不同钻井液类型中的运动规律有利于正确及时处理井控。通过对多相流的理论研究和计算，采用2口井的钻井液和实钻数据，结合Drillbench软件进行校核，得出了气体在不同钻井液类型中的运动特性；通过研究得出，天然气在水基钻井液中内部表现为气体滑脱和膨胀，长时间的关井会导致压破上层套管鞋；而在油基或者合成基钻井液中，则表现为气体溶解进其中，气体达到泡点压力后再次脱出；而在溢流发现难度上，水基钻井液相对容易发现，而油基钻井液由于气体溶解到钻井液内，溢流不易被发现。研究结果为深水井设计和现场安全处理井控事件奠定理论基础。

深水钻井；天然气侵；气体滑脱；溶解气；钻井液类型

随着深水油气田勘探开发区域及数量的增加，井控事件在最近10年内频繁出现，造成的灾难影响深远，其中较为严重的是墨西哥湾深水地平线井喷事故；事故后，各个石油作业者积极修改完善各自的技术标准，更有甚者加强国家的立法来确保钻井的安全；为什么作为国际高技术及管理水平的BP

1　气体在钻井液中的状态

State of gas in drilling fluid

1.1在水基钻井液中的状态

State of gas in water-base drilling fluid

（1）气体膨胀。气体进入井筒后体积膨胀变化规律直接影响井内压力分布［4］，导致井底压力减少，致使更多的溢流流体进入井筒，增加后续压井难度。

气体膨胀规律模型

式中，Vzi为求解点气体体积，m3；pzi为求解点压力，Pa；Tzi为求解点温度，K；pz0为已知点压力（井底），Pa；Tz0为已知点温度（井底），K；Vz0为已知气体体积（井底），m3；Zz0为已知点偏差因子（井底）；Tzi为求解点温度，K。

气体的膨胀与压力、温度和偏差因子息息相关，其中偏差因子受钻井液密度影响较大，钻井液密度越小，气体上升时体积膨胀越大［5］。

（2）气体滑脱。气体在水基钻井液体系中除有膨胀现象外，也存在气体的滑脱［6］，增加了井控的难度；①发现井涌关井后，关井立压和套压稳定后，由于气体滑脱，关井套压升高，与此同时，关井立压在“U”型管的作用下也在增加，对判断真实关井立压带来了困扰；②在等待关井立压稳定的过程中，逐渐升高的关井套管将压破上层套管鞋。

气体滑脱速度

其中

式中，Vm是气体滑脱速度，m/s；σ是气相与液相之间的界面张力，Pa；ρ1是液相密度，kg/m3；ρz气体密度，kg/m3；Eo，Em，Ew，Ec，Eh分别是产出油、水合物、钻井液、岩屑、产出水的体积分数，%；Bo是原油的体积系数。

影响气体滑脱的因素包括气相密度、液相密度、钻井液的黏度以及液相的组分；油藏气体密度决定于其组成组分，一般油藏气体组分较为复杂，文中假设为甲烷气体，钻井液黏度表现为抗剪切力，阻碍了气体的上移速度；液相组成包括钻井液、岩屑、溶解气、水等。

气体在上移过程中，部分气体滞留在钻井液内，气体以气泡形式存在于钻井液中［7］，使得溢流气体体积逐渐减小，同时增加了钻井液的可压缩性，关井套压达到稳定的时间增加；Ashley Johnson 和 Ian Rezmer-Cooper等人在斯伦贝谢剑桥研究中心进行了钻井液性能和井控过程中滞留气关系的实验［8］，实验结果表明，钻井液屈服值1.5～7.48 Pa，滞留气在钻井液的体积分数为0.5%～5%。

1.2气体在油基钻井液中的状态

State of gas in oil-base drilling fluid

世界范围内深水海域所进行的钻井作业中，90%以上采用的钻井液为油基或者合成基，这是深水钻探环境特点以及油基钻井液特性决定的，但对于井控事件来说，如果是溢流流体为气体时，气体进入井筒内后溶解进油基钻井液中，地面很难检测到溢流，当溢流气体随着钻井液循环时，达到其泡点后，会再次脱出，此时气体的位置相对较浅，给井控处理带来很大的挑战，恶劣的情况会导致财产和人员的损失。

Patrick L.O’Bryan等人针对油基钻井液中气体溶解的研究［10］，并完成了相应的实验，结果表明油基钻井液溶解气体量由钻井液内成分的组成决定的。

气体在油基钻井液溶解方程

式中，Rgm、Rgo、Rgbr、Rge为气体在钻井液、基油、盐水、乳化剂中的溶解系数，m3/m3；fo、fbr、fe为基油、盐水、乳化剂在钻井液中的体积分数，%。

钻井液类型确定后，各组分比例基本稳定，因此决定了其溶解气体的能力，另外，外部压力和温度也影响着气体的融入程度。

气体在基油、乳化剂中溶解方程

式中，Rgo，e为气体在基油和乳化剂中的溶解系数；a、b、n为常数；p为压力，Pa；T为温度，℃。

气体溶解量与压力、气体密度、基油含量成正比，与温度、钻井液固体含量、盐水和乳化剂含量成反比。

2　深水井控设计案例

Case of deepwater well control design

2.1井基本数据（采用水基钻井液）

Basic well data （water-base drilling fluid）

以南中国海一口探井为例，基本参数如下：水深 607 m，井深 2 276 m，钻井液密度（水基） 1.174 g/cm3，钻井液屈服值 14 Pa，钻头直径 311.15 mm，BHA直径209.55 mm（250 m），钻杆直径139.7 mm，上层套管直径339.725 mm，阻流管线直径76.2 mm，地层压力 20.7 MPa，地层孔隙度 13%，地层渗透率5.2 mD，油藏为甲烷；地面温度 30℃，海底温度 7℃，地温梯度 4 ℃ /100 m。

钻井工况：钻进至1 700 m后发生井涌，井涌强度0.06 g/cm3， ROP 30 m/h，钻井排量4.55 m3/min，溢流检测显示溢流量为4.77 m3。

发现溢流关井后，钻井液池增量为6.36 m3，开始循环压井，保持井底压力不变，保证油藏流体不再继续进入井筒，随着气体上移，受到的静液柱压力减少，气开始膨胀，25 min后钻井液量增加，直至气体循环出井口，钻井液池液面供增加了1.59 m3，36 min后气体循环出井口，完成排气作业（见图1）。

实际压井过程中，检测钻井液池液面来判断是否有新的溢流进入井筒或者是发生井漏，但若气体发生膨胀后，钻井液池液面增长，此时并不是溢流进行进入井筒，因此不需要调节井口压力，只需按照计算的压力来操作井口压力。

气体进入井筒，关井后气体继续侵入，达到压力平衡后开始上行滑脱，导致套压一直增加，立压也在上升，见图2，管鞋处受到的压力随着升高，当关井立压到达2.8 MPa时，管鞋处受到的压力达到管鞋破裂压力（18.1 MPa），地层破裂，见图3。

图1　井控期间钻井液池液面变化及气体排出曲线Fig. 1 Liquid level in drilling fluid pit and gas discharge curve during well control

图2　关井立压和套压变化Fig. 2 Variation of standpipe pressure and casing pressure during shut in

图3　管鞋处压力Fig. 3 Pressure at casing shoe

因此，关井后及时准确读取关井立压至关重要；一方面准确读取立压时间，保证尽可能地求得地层压力，为后续制定压井液密度提供基础数据，确保压井作业顺利完成；另一方面保证尽快进行司钻法压井，开始循环防止地层破裂。

实际作业中，及时准确读取关井立压是保障压井作业安全顺利完成的关键，根据溢流气体滑脱的内因以及现场作业的实际条件，可采取如下措施：关井后，使用秒表记录单位时间内压力上升值，同时记录关井立压和关井套压，初始在达到压力平衡前，套压上升速度较立压快，到达平衡后，2个压力值以相同的速度增加，此点即为气体开始滑脱点，记录原始关井立压和套压。

2.2井基本数据（采用油基钻井液）

Basic well data （oil-base drilling fluid）

以西非一口探井为例，基本参数如下：水深 902 m，井深 3 832 m，钻井液密度（油基） 1.126 g/cm3，钻井液屈服值 10 Pa，钻头直径311.15 mm，BHA直径209.55 mm（长度250 m），钻杆直径 139.7 mm，上层套管直径339.725 mm，阻流管线直径 76.2 mm，地层压力 34 MPa，地层孔隙度 14%，地层渗透率 6 mD，油藏为甲烷；地面温度 30 ℃，海底温度 4 ℃，地温梯度 4 ℃ /100 m。

钻井工况：钻井过程中出现放空现象，溢流检测显示溢流量为4.77 m3，关井，井涌强度0.06 g/cm3，ROP30 m/h，钻井排量4.55 m3/min。溢流发生后，气体进入井筒，并大部分溶解进钻井液中，钻井液达到饱和后，留有部分自由气体在井底，如图4和图5。

图4　井涌初期溶解气分布Fig. 4 Distribution of dissolved gas at early well kick

图5　井涌初期自由气分布Fig. 5 Distribution of free gas at early well kick

以0.91 m3/min的泵速开始压井循环，自由气随着钻井液上行，并逐渐溶解其中，继续循环，溶解气上移至273 m时自由气脱出，此时自由气气全量为1.5%，深度1 074 m；随着压井循环的进行，溶解气继续脱出，直至气体全部循环出井，通过软件模拟，自由气最大气全量为30%。

通过上述软件模拟，井涌初期探测到的井涌桶数只是未溶解至钻井液内的自由气的体积，实际气侵的量要比探测到的量大，后续压井过程中气体逐渐排出后，大量的气体在浅层和阻流管线形成，为了保证压井过程中井底压力恒定，这样对放喷阀的操作带来很大的挑战；必要的Choke 演习是需要的，通常是在钻开套管鞋前，通过关闭BOP，以一定排量的泵速模拟保持井底压力恒定来操作放喷阀，根据现实情况估算钻井液压力传播时间和放喷阀的开关度；保障紧急情况下人员对设备和井下情况的掌握，避免误操作带来的风险。

通过改变软件数据输入，将油基钻井液变更为水基钻井液，模拟结果显示了司钻法压井第1周循环过程中钻井液池液面的变化（见图6）：①气体全部排出井所需的时间水基钻井液更短，说明气体在循环上移期间发生了滑脱；②气体在水基钻井液中发生膨胀；③设定相同溢流报警值时，油基钻井液所需时间更长，说明气体溶解到了钻井液中。

图6　水基和油基钻井液对比Fig. 6 Comparison between water-base drilling fluid and oil-base drilling fluid

钻井过程中未及时发现溢流，继续钻进，井涌强度0.06 g/cm3， ROP 30 m/h，钻井排量4.55 m3/min。钻进过程中，溢流气体继续进入井筒，当溶解气上行至990 m时，自由气体从钻井液中脱出，自由气初始出现在1 298 m（水下BOP位于926 m），见图7和图8，自由气出现时气全量为0.22%，随着钻井液继续循环，气全量逐渐增加至70%，气体上升速度由1.2 m/s增加至54 m/s，按照气体平均上升速度计算，20 min后气体到达井口，与此同时，钻井液也随着气体喷出，见图9，正常钻进排量4.55 m3/min，伴随气体钻井液喷出速度90.92 m3/min以上。

图7　溶解气分布Fig. 7 Distribution of dissolved gas

图8　自由气脱出Fig. 8 Evolution of free gas

在大量气体和液体高速喷出的情况下，造成灾难性的井控事故是必然的，因此及时发现溢流至关重要；但气体在油基钻井液中溢流监控较为困难，影响因素很多，通过软件模拟结果可以看出。加强现场平台溢流检测设备敏度的提升，必要时增加额外设备，比如EKD（早期溢流监控系统）等，另外，人员井控意识和井下溢流理论知识也是提高井控事件安全顺利处理的保障。

图9　钻井液返出速度Fig. 9 Return velocity of drilling fluid

3　结论

Conclusions

（1）气体溢流后在水基钻井液和油基钻井液中表现出的现象有很大不同，需要从井控设计的风险识别和措施制定到现场实施的风险控制进行全面考虑，以保障整个井控预防策略顺利实施。

（2）气体在水基钻井液中发生滑脱，对关井后求取关井立压和套压以及后续压井作业带来困难，根据气体特点和井控经验，采取秒表记录时间的方式来确定关井立压和套管是一个比较可靠的方法。

（3）相对于气体滑脱，气体的膨胀发生在压井循环过程中，循环池液面增加，此时并不是地面压力控制不当，不需进一步调整压力，因此准确认识气体的膨胀现象至关重要。

（4）深水油藏埋藏浅、不易检测溢流，气体到达泡点压力后脱出时，此时气体已经到达水下BOP附近，甚至已经上返到了隔水管内；怎么及时发现井涌是问题的根本，一方面加强认识气体在油基钻井液的表现，从根本上理解气体的规律特征，加强人员对井控的理解，另外，利用外部工具协助人员识别溢流，利用井下工具及时识别进入钻井液中的气体也是解决溢流检测的一种方法，未来可以继续关注此方向的发展。

References:

［1］ Interal BP Incident Investigation Team. Deepwater horizon accident investigation report［R］.Houston BP， 2010.

［2］ 谢仁军，刘书杰，文敏，吴怡. 深水钻井溢流井控期间水合物生成主控因素［J］.石油钻采工艺，2015，37（1）：64-67.

XIE Renjun， LIU Shujie， WEN Min， WU Yi. Main control factor of hydrate generation during overflow well control period of deepwater drilling［J］. Oil Drilling & Production Technology， 2015， 37（1）: 64-67.

［3］ MONTEIRO EN， UNICAMP. Study of methane solubility in organic emulsions applied to drilling fluid formulation and well control［R］. SPE 101518-STU， 2005.

［4］ 路继臣，任美鹏，李相方，孙宝江，张兴全，徐大融.深水钻井气体沿井筒上升的膨胀规律［J］.石油钻探技术，2011，39（2）：35-39.

LU Jichen， REN Meipeng， LI Xiangfang， SUN Baojiang，ZHANG Xingquan， XU Darong. Expansion charateristics of uprising gas along wellbore in deepwater［J］. Petroleum Drilling Techniques， 2011， 39（2）: 35-39.

［5］ JOHNNY P， ROLY R， BRIAN A T. Kick with lost circulation simulator， a tool for design of complex well control［R］.SPE 49956， 1998.

［6］ 高永海，孙宝江，赵欣欣，王志远.深水钻井井涌动态模拟［J］.中国石油大学学报：自然科学版，2010，34（6）：66-70.

GAO Yonghai， SUN Baojiang， ZHAO Xinxin， WANG Zhiyuan. Dynamic simulation of kicks in deepwater drilling［J］. Journal of China University of Petroleum，2010， 34（6）: 66-70.

［7］ ROLY R， KJELL K， BJARNE A， NORMAN F D. HPHT well control: an integrated approach［R］. OTC 15322， 2003.

［8］ ASHLEY J， IAN R C， TIM B， SEDCO F， DOMINIC M.Gas migration: fast， slow or stopped［R］. SPE/IADC 29342， 1995.

［9］ OBRYAN P L，BOURGOYNE A T， MONGER T G，KOPCSO D P. An experimental study of gas solubility in oil-based drilling fluids［R］. SPE 15414， 1988.

（修改稿收到日期 2016-03-23）

〔编辑 薛改珍〕

Movement features of gas in different types of drilling fluid during kicking in deepwater wells

ZHANG Yushan， ZHAO Weiqing， ZHANG Xingxing， LI Shuang
Engineering Technology Company of CNOOC Energy Technology & Serνices Limited， Shenzhen， Guangdong 518606， China

The drilling fluids for deepwater drilling can break down the formations easily during well killing for its density window is generally less than 0.06 g/cm3. In order to perform well control accurately in time， it is necessary to study the movement features of gas in different types of drilling fluid. After multiphase flow was theoretically analyzed and calculated， the results were checked by using the Drillbench Software based on drilling fluid and actual drilling data of two wells. In this way， the movement features of gas in different types of drilling fluid were identified. The gas in water-base drilling fluid is presented in the form of slippage and expansion， and it can break the upper casing shoe after long-term well shut in. In oil-base or synthetic-base drilling fluids， the gas is dissolved and then migrates out when the bubble point pressure is reached. It is easier to detect the kick in water-base drilling fluid than in oil-base drilling fluid， for the gas is dissolved into the latter one. This paper strengthens the understanding on the deepwater well control and provides the theoretical basis for deepwater well design and safe well control operation.

deepwater drilling； gas invasion； gas slippage； dissolved gas； type of drilling fluid

张玉山（1982-），2007年毕业于中国地质大学（北京）石油工程专业，现主要从事深水现场钻井监督和深水钻井工艺技术的研究工作，工程师。通讯地址：（518606）广东省深圳市南山区蛇口兴华路海滨商业中心三楼。电话：0755-26023856。E-mail：zhangysh3@cnooc.com.cn会出现如此巨大的事故，深水井控有哪些难点？结合国外和国内深水井控的经验和认识［1］，总结影响深水井控因素如下，（1）浮式平台升沉加大对井涌进行监控的难度；（2）深水压力窗口窄，井涌余量较窄，不易检测；溢流量超过设计井涌余量后，不易于循环出井筒；（3）深水井控存在低温高压特点，易形成水合物［2］，对井控作业存在影响；（4）阻流管线较长，摩阻大，压井过程中摩阻反向施加给地层，易发生井漏； （5）深水平台井控设备配置较为先进，但存在一定程度的功能不稳定性。深水溢流检测难度大，除了自然环境和平台类型的因素外，钻井液类型和溢流流体性质也很大程度上影响了溢流的判断；对于水基钻井液，地面溢流监控较为明显，但溢流关井后，气体开始滑脱，导致关井套压逐渐增加，直到压破上层套管鞋；而在油基或者合成基钻井液中，则表现为气体溶解进其中［3］，随着压井过程中钻井液的循环而上移，静液柱压力的减少，达到气体的泡点压力，致使气体再次脱出；如若未及时关井，而是进行钻进时，当溢流气体上升到其泡点压力深度后，气体脱出，此时气体已经到达上部井段，对平台设备人员以及后续关井压井作业带来巨大的挑战。笔者通过引用他人三相流推导的公式，从理论上说明气体在不同钻井液类型井控过程中的表现，以2口深水井为实例，通过计算软件模拟井控过程，给深水井设计和现场作业的井控工作提供了参考。

TE28

A

1000 - 7393（ 2016 ） 03 - 0310- 05

10.13639/j.odpt.2016.03.007

ZHANG Yushan， ZHAO Weiqing， ZHANG Xingxing， LI Shuang. Movement features of gas in different types of drilling fluid during kicking in deepwater wells［J］. Oil Drilling &Production Technology， 2016， 38（3）: 310-314.

“十二五”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）。

引用格式：张玉山，赵维青，张星星，李双. 深水井气侵在不同类型钻井液中运动特征［J］.石油钻采工艺，2016，38（3）：310-314.