海上TCP射孔反循环压井计算分析与应用

王允海， 和鹏飞， 李君宝， 万 祥， 袁则名

(中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津 300452)

海上TCP射孔反循环压井计算分析与应用

王允海， 和鹏飞*， 李君宝， 万 祥， 袁则名

(中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津 300452)

在海上油管输送射孔(TCP)作业中，射孔后多采用反循环压井法，主要特点为迟到时间短，可为后期压井赢得宝贵的时间，地层流体不污染套管环空，可保持井筒干净。针对海上射孔管柱的特点，根据不同的作业情况推导出溢流物及压井液密度计算式，并进一步推导出压井过程中的关井压力和循环压力的计算公式，通过反循环压井实例进行了计算。结果表明： 套压在开始时最高，溢流全部进入钻具后由初始循环套压下降至稳定循环套压，并在溢流上升及排出钻具过程中保持不变；压井液进入环空到达负压阀时，套压下降至终了循环套压，并在压井液上升及排出井口过程中保持不变。

井控；反循环；关井压力；循环压力；油管输送射孔(TCP)

0 引 言

射孔作业是完井工程的一个关键作业环节，担负着建立地层与井筒流体流通通道的任务。油管输送射孔(TCP)是用油管(渤海油田一般采用钻杆)输送射孔枪到射孔层位进行射孔的一种作业方式，该方式输送能力强，可一次射孔数百米，且有能够使用大直径射孔枪等优点。渤海油田TCP射孔常采用平衡射孔负压返涌方式。反循环压井方式具有排除溢流时间短、地面泥浆池增量少以及套压低等优点。TCP射孔是渤海油田完井作业最常用的射孔方式，射孔常采用反循环洗压井。本文根据渤海油田射孔完井作业特点，介绍了反循环压井的原理，推导出溢流物密度、压井液密度、关井压力和循环压力的计算公式，并给出应用实例。

1 工艺现状分析

1.1 TCP射孔特点

TCP射孔作业时，钻杆送射孔枪至井底，在下钻、射孔过程中钻杆密闭，射孔后打开负压阀。TCP射孔作业中压井循环通道设有负压阀，在压井时循环通道距射孔层位有一定距离。TCP射孔作业程序为： (1)连接点火头及射孔枪、连接负压阀及服务工具；(2)下钻至井底，校深、点火；(3)坐封封隔器，投棒或打压打开负压阀、放喷；(4)解封封隔器，反循环洗压井至返出干净，起钻。

1.2 反循环压井基本原理

反循环压井法是指从环空泵入完井液将存在于环空或钻杆内的地层流体替入钻杆，再由钻杆排出井口并进行压井[1]。其基本原理为用套压监测井底压力，通过节流阀调节立管压力，利用U型管连通器压力平衡关系来控制井底压力的变化，从而达到井控的目的[2]。

1.3 TCP射孔管柱反循环压井步骤

TCP射孔作业中常在放喷或者返循环洗井后出现溢流，钻具内为地层流体和完井液，环空内同样为地层流体和完井液，两侧均无单一流体介质，压井计算相对复杂。

TCP射孔中出现溢流进行反循环压井，用两个循环周将压井液替入井筒： 第一个循环周用原完井液循环，把井内受侵完井液通过钻具排出；第二循环周替入压井液，将井压住[3]。主要步骤如下。

(1) 记录立管压力、套管压力及泥浆池增量，计算压井液密度。

(2) 在井内建立从环空泵入、沿钻柱上升、通过阻流器排出的反循环通路。

(3) 第一循环周： 开泵反循环原完井液，保持立压不变，达到压井排量，套压为初始循环压力；溢流全部进入钻具，套压降至最低值，即为稳定循环压力；保持套压等于稳定循环压力不变，替出钻具内地层流体；停泵关井，此时关井立压等于关井套压。

(4) 第二循环周： 开泵反循环压井液，保持关井立压不变，达到压井排量；压井液从井口到达负压阀，控制套管压力下降到终了循环压力；压井液沿钻杆上返，控制套压等于终了循环压力并保持不变；压井液返出井口后停泵关井，关井立压和套压均为零；开井，观察井口无溢流，漏失可控，压井成功[4]。

2 反循环压井法理论计算

2.1 关井状态下的压力平衡关系

为简化方程式，将射孔管柱设定为负压阀以下射孔枪和负压阀以上输送管柱两部分，忽略射孔后射孔枪本体的排代量。射孔作业中环空出现溢流，井内的平衡关系为[5]

Pa=Pd+0.00981ρm(ΔV/Aa-Hwd)
-0.00981ρw(ΔV/Aa-Hwd)，

(1)

式中：Pa为关井套管压力，MPa；Pd为关井立管压力，MPa； ΔV为泥浆池增量，m3；Aa为负压阀以上环空截面积，m2；Hwd为溢流前钻杆内已有地层流体长度，m；ρm为完井液密度，g/cm3；ρw为溢流物密度，g/cm3。溢流物密度在0.12～0.36g/cm3之间为气体溢流，在0.36～1.07g/cm3之间为油溢流或混合流体溢流，密度在1.07～1.20g/cm3之间则为盐水溢流。

2.2 压井液密度计算

压井液密度计算公式为

ρk=[Pd/0.00981+ρm(Va/Aa-Hwd)
+ρw×Hwd]/(Va/Aa)，

(2)

式中：Va为负压阀以上环空体积，m3。

2.3 循环摩阻及压井排量

首先，根据用于水力损失计算的Darcy-Weisbach公式可知

Pc=(f×l)/(d×v2)/2g，

(3)

即摩阻与流速的二次方成正比[6]。式(3)中：Pc为流动摩阻，MPa；f为水力损失系数；l为长度，m；d为内径，mm；v为流速，m/s。

低泵速泵压近似等于环空摩阻与钻杆摩阻之和：

PL=Pc=Pca+Pcd，

(4)

式中：PL为低泵速泵压，MPa；Pca为低泵速下环空摩阻，MPa；Pcd为低泵速下钻杆内摩阻，MPa。

其次，最低压井排量的计算公式为

Vq=Q/Aa，

(5)

式中：Vq为环空液体流速，m/min；Aa为钻杆与套管环空截面积，m2；Q为压井排量，m3/min。

2.4 立管压力计算

(1) 溢流物从环空进入钻杆内，立压逐渐上升，不同时刻的关井立管压力为变化值：

Pd1=Pa-0.00981(ρm-ρw)
×[ΔV/Aa-(Q×t1)/Ad]，

(6)

式中：Pd1为溢流从环空进入钻杆时立管压力，MPa；t1为溢流完全进入钻杆的时间，min，t1=ΔV/Q。

(2) 溢流物经钻杆循环至井口，不同时刻关井立管压力为恒定值：

Pd2=Pa-0.00981(ρm-ρw)
×(ΔV/Aa-ΔV/Ad)，

(7)

式中：Pd2为溢流从井底到井口时的立管压力，MPa。溢流从井底到井口的时间记作t2，单位为min，t2=(Vd-ΔV)/Q。

(3) 溢流物排出井口，立管压力逐步下降至初始关井立管压力：

Pd3=Pa-0.00981(ρm-ρw)×[ΔV/Aa
-ΔV/Ad+(Q×t3)/Ad]，

(8)

式中：Pd3为溢流排出井口时的立管压力，MPa；t3为溢流物排出井口的时间，min，t3=ΔV/Q。

(4) 压井液由环空到达负压阀，立管压力保持初始关井立管压力不变：

Pd4=Pa-0.00981(ρm-ρw)×ΔV/Aa，

(9)

式中：Pd4为压井液到达负压阀时的关井立管压力，MPa。压井液从井口到达负压阀的时间记作t4，单位为min，t4=Va/Q。

(5) 压井液井由负压阀循环至井口，立管压力逐渐下降至零：

Pd5=Pa+0.00981ρm×(Q×t5/Ad
-ΔV/Aa)+0.00981ρw×ΔV/Aa
-0.00981ρk×Q×t5/Ad，

(10)

式中：Pd5为压井液到达井口时的立管压力，MPa；t5为压井液由井底到井口的时间，min，t5=Vd/Q。

2.5 反循环压井中的循环压力变化

为简化方程式，设完井液与压井液流动阻力相同且忽略溢流物的流动阻力。

(1) 溢流物从环空进入钻杆，环空侧：

PT1-Pca+0.00981ρm×Va/Aa
-0.00981(ρm-ρw)×(ΔV-Q
×t1)/Aa+0.00981ρw×hd=Pp；

(11)

钻杆侧：

Pd1+Pcd+0.00981ρm×(Va/Aa-Q×t1/Ad)
+0.00981ρw×Q×t1/Ad+0.00981ρw
×hd=Pp，

(12)

PT1=Pa-0.00981(ρm-ρw)×Q×t1/Aa+PL，

(13)

式中：Pp为地层压力，MPa；hd为完井液液柱高度，m；PT1为第一阶段循环套管总压力，MPa。

(2) 考虑溢流物经钻杆循环至井口的压力平衡关系，循环套压等于稳定循环套压并保持不变：

PT2=Pa-0.00981(ρm-ρw)ΔV/Aa+PL，

(14)

式中：PT2为第二阶段循环套管总压力，MPa。

(3) 考虑井口排出溢流压力平衡关系，循环套压等于稳定循环套压并保持不变：

PT3=PT2，

(15)

式中：PT3为第三阶段循环套管总压力，MPa。

(4) 压井液由环空到达负压阀，环空侧：

PT4-Pca+0.00981ρm(Va-Qt4)/Aa
+0.00981ρkQt4/Aa+0.00981ρwhd
=Pp；

(16)

钻杆侧：

Pd4+Pcd+0.00981ρm(Va/Aa)
+0.00981ρwhd=Pp，

(17)

PT4=Pa-0.00981ρm(ΔV-Qt4)/Aa
+0.00981ρwΔV/Aa-0.00981ρkQt4/Aa
+PL，

(18)

式中：PT4为第四阶段循环套管总压力，MPa。

(5) 压井液由钻杆循环至井口，环空侧：

PT5-Pca+0.00981ρkVd/Ad
+0.00981ρwhd=Pp；

(19)

钻杆侧：

Pd5+Pcd+0.00981ρm[(Vd-Qt5)/Ad]
+0.00981ρkQt5/Ad+0.00981ρwhd
=Pp，

(20)

PT5=Pa-0.00981ρm(ΔV/Aa-Vd/Ad)
+0.00981ρwΔV/Aa-0.00981ρkVd/Ad
+PL，

(21)

式中：PT5为第五阶段循环套管总压力，MPa。

3 反循环压井实例

某直井，射孔段垂深2000m，射孔段长50m，完井液密度1.03g/cm3，反循环压井时泵速500L/min，泵压5MPa，井筒无漏失。排出钻杆内地层流体，停泵观察，发生溢流。关井测立压1.5MPa，套压2.5MPa，泥浆池增量5m3。射孔管柱组合： 负压阀下部7英寸(1英寸≈2.54cm)射孔枪长50m，负压阀上部输送管柱为127mm 19.5#钻杆，长1950m。

试用反循环压井法进行压力控制计算，已知生产套管为244mm 47#； 12 7mm 19.5#钻杆容积9.262L/m； 127mm钻杆与244mm套管环空容积24.9L/m。

溢流物高度计算：

溢流物密度计算：

ρw=ρm-(Pa-Pd)/[0.00981(Hw-Hwd)]
=0.52g/cm3，

为油溢流或混合流体溢流。

压井液密度计算：

ρk=[Pd/0.00981+ρm(Va/Aa-Hwd)
+ρwHwd]/(Va/Aa)≈1.11g/cm3.

初始循环压力计算：

PTi=PL+Pa=5+2.5=7.5MPa。

反循环压井不同阶段套管压力计算如下。

(1) 溢流物进入钻杆(变化值)：

t1=(0～ΔV/Q)=(0～10)min,

PT1=Pa-0.00981(ρm-ρw)Qt1/Aa
+Pcd+Pca=(7.5↘6.50)MPa.

(2) 溢流从井底循环至井口(恒定值)：

t2=(Vd-ΔV)/Q=(1950×0.009262-5)/0.5
=26.12min,

PT2=Pa-0.00981(ρm-ρw)ΔV/Aa+Pcd+Pca
≈6.50MPa.

(3) 溢流从井口排出(恒定值)：

t3=ΔV/Q=10min,

PT3=PT2=Pa-0.00981(ρm-ρw)ΔV/Aa
+Pcd+Pca≈6.50MPa.

(4) 压井液由井口循环至负压阀(变化值)：

t4=Va/Q=1950×0.0249/0.5=97.11min,

PT4=Pa-0.00981ρm(ΔV-Qt4)/Aa
+0.00981ρwΔV/Aa-0.00981ρkQt4/Aa
+PL=(6.50↘4.5)MPa.

(5) 压井液由井底循环至井口(恒定值)：

t5=Vd/Q=1950×0.009262/0.5=36.12min，

PT5=Pa-0.00981ρm(ΔV/Aa-Vd/Ad)
+0.00981ρwΔV/Aa-0.00981ρkVd/Ad
+PL=4.5MPa.

如图1所示，套压在开始时最高，溢流全部进入钻具后由初始循环套压下降至稳定循环套压。在溢流上升及排出钻具过程中，套压保持稳定循环套压不变。压井液进入环空到达负压阀时套压下降至终了循环套压，在压井液上升及排出井口过程中，套压保持终了循环套压不变。

图1 压井过程压力变化曲线Fig.1 Variation of pressure during the well killing process

4 结 语

反循环压井具备排除溢流快、溢流和污染物处于油管柱内、套管压力较低等特点。反循环时，井底压力是油管内液柱压力、地面回压和摩擦阻力的函数，如果压井过程中不考虑摩阻，井底压力将过高，反循环考虑油管内摩阻而忽略环空摩阻，就像正循环时考虑环空摩阻而忽略油管内摩阻，不同的是正循环时忽略的环空摩阻是一个安全系数。在正循环时忽略环空摩阻对井底的影响是安全的，而反循环时忽略它则较危险。反循环也考虑了油管柱摩阻对井底的影响，如果不考虑这个影响，井底压力将过高。考虑到这些因素，开泵时应在套压上加部分压力，安全系数应足以弥补环空压耗同时不致引起漏失。

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CalculationandApplicationofReverseCirculationWellKillingMethodinOffshoreTCPPerforation

WANG Yun-hai, HE Peng-fei, LI Jun-bao, WAN Xiang, YUAN Ze-ming

(CNOOCEnerTech-Drilling&ProductionCo.,Tianjin300452,China)

Reverse circulation well killing method is commonly used in offshore tubing conveyed perforating (TCP). With this method, the lag time is short, so that the time for killing well can be saved; the formation fluid does not pollute the casing annulus, so that the wellbore can be kept clean. According to the characteristics of offshore perforating string, we deduce the formula for calculating the densities of overflow and well killing fluid, as well as the calculation formula of shut-in pressure and circulating pressure in the well killing process. Calculation is carried out for a reverse circulation killing example. The results show that the casing pressure is the highest at the beginning, and after the overflow all goes into the drilling tool, the initial circulating pressure is lowered to the stable circulating pressure. When the well killing fluid enters the annular vacuum and reaches the negative pressure valve, the casing pressure drops to the terminal circulating pressure. During the rising and discharging of the overflow or the well killing fluid, the casing pressure remains unchanged.

well control; reverse circulation; shut-in pressure; circulating pressure; tubing conveyed perforating (TCP)

2017-06-09

王允海(1984—)，男，学士，工程师，主要从事海洋石油完井技术监督与管理工作。

*通信作者

TE52

A

2095-7297(2017)05-0266-05