深水钻井气侵溢流发展规律及隔水管气侵监测优势

许玉强, 金 衍, 管志川, 刘永旺, 王晓慧, 张 波, 胜亚楠

(1.中国石油大学(华东)石油工程学院,山东青岛 266580; 2.中国石油大学(北京)石油工程学院,北京 102249)

深水油气资源是21世纪全球重点关注和勘探开发的主要能源接替领域[1-3]。与浅海钻井相比,深水钻井存在海底浅部地层破裂压力梯度低、安全钻井液密度窗口窄、浅层气和浅层流等一系列的问题[4-7]。这就导致深水钻井中更易发生气侵溢流等井下复杂情况,如何及时准确的发现气侵对于深水井控意义重大。为此,气侵早期监测成为深水钻井井控技术研究的热点之一[8-13]。近年来,随着超声波探测技术的发展,国内外学者针对深水钻井的特点,提出了在隔水管处进行气侵早期监测的设想[8-10,12],在保证隔水管完整性的基础上,通过在隔水管壁安装超声波传感器探测隔水管环空内的流体性质变化,进而对气侵进行提前监测。通过调研发现,目前针对该问题的研究主要集中在如何利用超声波定性或定量表征隔水管内的两相流特征,并通过实验的方法初步验证了其可行性[8-10]。而对于深水隔水管处监测气侵的具体优势以及不同工况下气侵气体到达隔水管时的井控风险(即监测方法的可行性)研究较少。因此有必要对深水钻井气侵溢流发展规律进行深入研究,揭示深水钻井中不同工况下气侵气体运移位置与溢流量的关系,分析隔水管气侵早期监测方法在不同工况下的具体优势及其可行性,为深水气侵早期监测技术的进一步发展提供理论依据。

1 深水钻井气侵井筒压力场计算模型

要提高深水钻井井筒压力场的计算精度,需要考虑深水低温环境对井筒温度场的影响。深水海洋段温度模型建立在大量实测数据拟合基础之上,且具有区域性特点。本文中采用文献[14]中建立的南海南部海域温度-水深模型作为海水段外界温度控制方程。

水深大于200 m的区间,温度计算式为

(1)

式中,a0=130.1,a1=39.4,a2=2.307,a3=402.7;Tsea为海水温度,℃;h为海水深度,m。

水深小于200 m的区间,根据海域的四季变化分别采用不同的计算公式。

春季:

(2)

夏季:

(3)

秋季:

(4)

冬季:

(5)

式中,Ts为海水表面温度,℃。

由于本文中关注气侵发生后井筒内气体运移和溢流量的变化情况,需要建立井筒气液两相流模型计算井筒压力场。通过调研分析,本文中采用文献[15]和[16]中介绍的模型作为深水钻井井筒气液两相流温压场计算模型。主要有温度场和气液两相流压力场控制方程。

钻柱内温度控制方程为

(6)

式中,Ta为环空处的温度,℃;Tp为钻杆处的温度,℃;dpi为钻杆内径,m;dpo为钻杆外径,m;hpi和hpo分别为钻杆内壁与环空、钻杆外壁与环空对流系数,W/(m2·K);λdp为钻杆导热系数,W/(m·℃);Sp为钻杆横截面积,m2;vp为钻杆内流体流速,m/s;ρp为钻杆钢材密度,kg/m3;cp为钻杆钢材比热容,J/(kg·℃);Qcp为钻杆处由摩擦产生的热量,J。

地层段温度控制方程为

(7)

其中

式中,Tf为地层处的温度,℃;dco为套管外径,m;dwb为水泥环外径,m;λf为地层导热系数,W/(m·℃);va为环空内流体流速,m/s;ca为环空流体比热容,J/(Kg·℃);ρa为环空流体密度,kg/m3;Qca为环空壁面由于摩擦产生的热量,J;Ua为环空流体与地层的总传热系数,W/(m2·K);Sa为环空横截面积,m2;ρf为地层密度,kg/m3;cf为地层比热容,J/(kg·℃)。

由于套管钢材的导热系数很大,可近似看做套管内外壁温度相同,忽略套管的影响:

(8)

海水段环空温度控制方程为

(9)

式中,dri为隔水管内径,m;dro为隔水管外径,m;dio为保温层外径,m;dii为保温层内径,m;λe、λr和λi分别为水泥、隔水管和保温层导热系数,W/(m·℃);hri和hio分别为隔水管内壁与环空、保温层外壁与海水的对流系数,W/(m2·K)。

边界条件:入口,Tp(z=0,t)为常数;井底,Tp(z=H,t)=Ta(z=H,t);地层,Tf(z,r→∞,t)=Tf(z,r→∞,t=0)。

气液两相流压力场控制方程。气相连续性方程为

(10)

液相连续性方程为

(11)

气液两相混合方程为

(12)

气体上升速度经验方程为

vg=C0(vgEg+vlEl)+vrg.

(13)

气相状态方程为

(14)

边界条件为

(15)

由于以上控制方程组较为复杂,很难通过解析算法计算,可采用数值方法对其进行离散化处理,得到如下数值方程组。

(1)温度场离散化方程组。

钻柱内温度场离散化方程为

(16)

地层段环空温度场离散化方程为

(17)

海水段环空温度场离散化方程为

(18)

(2)气液两相流压力场差分方程组。

气相连续性方程为

(19)

液相连续性方程为

(20)

气液两相混合方程为

(21)

由此,可根据各自边界条件分别对温度场和压力场的控制方程组进行数值求解。

为了验证该模型的适用性,利用该模型对南海某深水钻井的溢流过程进行模拟,并与实际结果对比。该深水井的井身结构参数见表1,其他参数如下:水深1 298 m、井深3 630 m、隔水管外径533.4 mm、隔水管内径482.6 mm、循环排量20 L/s、转速80 r/min、钻井液密度1.6 g/cm3、钻井液初始黏度55 Pa·s、储层压力68 MPa、地温梯度0.046 3 ℃/m、地层渗透率50×10-3μm2、地层孔隙度30%。

井涌过程描述:钻井过程中,钻至4 285.0 m处的时候,突遇钻速加快,钻时从最初的81 min/m变成46 min/m,到达4 285.38 m仅需17 min。立即停止钻进,循环观察,发现泥浆池增量1.5 m3;此时井口立压为14.3 MPa,马上关井并录得关井立压为9.8 MPa。

表1 井身结构

利用建立的模型计算该井井涌过程,泥浆池增量的模拟结果和现场数值分别为1.423和1.5 m3,偏差为5.1%;溢流时间的模拟结果和现场数值分别为7.23和7 min,偏差为4.57%。该模型用于模拟计算深水钻井溢流过程(溢流量)的误差约为5%,满足计算需要。

2 不同工况下气侵溢流发展规律及气体到达隔水管时的井控风险

深水钻井中影响井筒内气侵过程的环境因素主要有水深、泥线以下深度、地层孔隙压力、地层渗透率等。以中国南海某深水井为例,利用建立的深水钻井气侵时井筒环空压力场的计算模型,计算气体到达位置与溢流量的关系,同时计算气体到达海底井口时井筒环空内的截面含气率分布情况,如图1和2所示。该深水井的具体参数为:水深2 250 m,井深3 803 m,已固井段1 200 m,裸眼井段353 m,海水表面温度15 ℃,地温梯度0.027 ℃/m,隔水管外径508 mm,循环排量46 L/s,钻井液密度1.21 g/cm3,钻井液导热系数1.72 W/(m·℃),稠度系数0.25,流性指数0.38,地层孔隙度30%,渗透率10×10-3μm2,地层导热系数2.21 W/(m·℃),原始地层压力51.2 MPa。

由图1可以看出,气侵发生后,气体到达海底井口附近时的泥浆池增量还没有达到1 m3的预警值(泥浆池液面监测法是目前常用的气侵溢流监测手段),而当泥浆池增量达到1 m3时,气体已在隔水管内向上运移了近3 min,上升了234 m;当泥浆池增量达到2 m3时,气体已在隔水管内向上运移了近9 min,上升了558 m。可见若遵循1 m3的预警值进行井控作业,会增加井控的风险。同时由图2可知,当气体到达海底井口时,先期气体的截面含气率较小,说明早期侵入井筒的气体较少,若能够在此时发现气侵并进行压井操作,可减小井控的风险。

图1 气侵发生后井筒环空中气体到达位置及对应泥浆池增量Fig.1 Gas position in wellbore and increment of mud pool after gas cut

图2 气体到达海底井口时井筒内截面含气率分布Fig.2 Gas void fraction distribution in wellbore when gas cut reaches subsea wellhead

2.1 不同水深的影响

由于水深的改变会影响井底压力和地层压力,为了保证计算结果具有可比性,令不同水深条件下的井底压差维持恒定(1 MPa),即根据水深的变化对地层孔隙压力做出相应调整,其他参数均与图1所计算的实例井一致。计算不同水深条件下气侵发生后气体到达海底井口时的溢流量以及溢流量为1和2 m3时的气体到达位置,结果如图3、4所示。

由图3可知,气体到达海底井口时的溢流量随水深的增加而减小,但变化幅度较小,且计算水深(800～2 975 m)条件下的溢流量均低于1 m3,这是因为在深水高静压环境下,气侵气体在未到达隔水管时的总体尺度较小,不易引起泥浆池增量的增加;水深越大,深水高静压对气体的压缩效应越大,但深水条件下气体总体尺度已有了较充分的压缩,所以气体到达海底井口时的溢流量随水深的增加而减小,但变化幅度较小。

图3 不同水深条件下气体到达海底井口时的溢流量Fig.3 Overflow value when gas cut reaches subsea wellhead under different water depths

图4 不同溢流量时的气体到达位置距泥线的距离Fig.4 Distance of gas position from mud line at different overflow value

由图4可知,溢流量为1 m3时的气体与海底泥线的距离(在泥线上方为正,下方为负)随水深的增加先增大再减小,而溢流量为2 m3时的气体与海底泥线的距离随水深的增加而减小,变化趋势并不一致,这是因为水深越深,深水高静压对气体的压持效应越大,气侵气体进入隔水管后由于井筒环空横向尺寸的变化更易发生流型的改变(由泡状流变为段塞流等),从而导致气侵气体在隔水管内的上升速度降低。

由此可见,深水钻井较大的水深会导致气体到达海底井口时的泥浆池增量小于1 m3,且通过泥浆池增量法发现气侵时隔水管内已集聚了大量气侵气体,导致井控风险增大。

2.2 不同泥线以下深度的影响

由于泥线以下深度(井深)的改变也会影响井底压力和地层压力,为了保证计算结果具有可比性,令不同泥线以下深度条件下的井底压差维持恒定(1 MPa),即根据井深的变化对地层孔隙压力做出相应调整,其他参数均与图1所计算的实例井一致。计算泥线以下不同深度条件下气侵发生后气体到达海底井口时的溢流量以及溢流量为1和2 m3时的气体到达位置,结果如图5、6所示。

由图5可知,气体到达海底井口时的溢流量随泥线以下深度的增加而增大,当泥线以下深度小于2 800 m时,溢流量小于1 m3。这是因为,当水深一定时,泥线以下深度越大,气侵气体在泥线以下的运移路程越长,井筒内所积聚的气体越多,虽然存在深水高静压环境的压缩效应,但积少成多的气体会导致泥浆池增量逐渐增大。

图5 不同井深(泥线以下深度)条件下气体到达海底井口时的溢流量Fig.5 Overflow value when gas cut reaches subseawellhead under different well depths below mud line

图6 不同井深(泥线以下深度)条件下不同溢流量时的气体到达位置距泥线的距离Fig.6 Distance of gas position from mud line under different overflow value and well depths

由图6可知,溢流量为1和2 m3时的气体与海底泥线的距离(在泥线上方为正,下方为负)都随井深的增大而减小,当泥线以下深度大于2 800 m时,溢流量为1 m3时的气体还未到达海底井口处,但溢流量为2 m3时的气体已在隔水管内向上运移了数百米。

由此可见,当水深为2 250 m时,对于泥线以下深度小于约2 800 m的深水钻井,泥线以下深度越小,越不利于现有泥浆池液面监测法对深水钻井气侵的监测。而浅层气一般埋藏于泥线以下1 500 m范围内,因此深水钻井中需对浅层气等引发的气侵井控风险进行有效预测和控制。

2.3 不同井底压差的影响

计算不同井底压差条件下气侵发生后气体到达海底井口时的溢流量以及溢流量为1和2 m3时的气体到达位置,其他参数均与图1所计算的实例井一致，结果如图7、8所示。

图7 不同井底压差条件下气体到达海底井口时的溢流量Fig.7 Overflow value when gas cut reaches subsea wellhead under different bottomhole pressure differential

图8 不同井底压差条件下不同溢流量时的气体到达位置距泥线的距离Fig.8 Distance of gas position from mud line under different overflow value and bottomhole pressure differential

由图7可知,气体到达海底井口时的溢流量随井底压差的增加而增大,当井底压差小于4.3 MPa时溢流量小于1 m3。这是因为井底压差越大,地层气体进入井筒环空的速度越快,导致气体到达海底井口时井筒内的气侵气体越多,从而更易引起泥浆池溢流量的增加。

由图8可知,溢流量为1和2 m3时的气体与海底泥线的距离(在泥线上方为正,下方为负)随井底压差的增大而减小。这是因为井底压差越小,地层气体进入井筒环空的速度越慢,从而使井筒环空内所积聚的气侵气体体积达到1和2 m3的时间越长,即气侵气体在隔水管内运移的时间越长。

由此可见,对于深水钻井,井底压差直接影响到气体到达海底井口时的溢流量及泥浆池增量到达1和2 m3时气体在隔水管内运移的距离,因此精确的地层压力预测以及合理的水力学参数控制对于深水钻井气侵井控十分重要。

2.4 不同地层渗透率的影响

通过调研,深水钻井中储层上部的地层以泥页岩为主,高压气藏的地层渗透率一般小于50×10-3μm2,因此计算不同地层渗透率条件下气侵发生后气体到达海底井口时的溢流量以及溢流量为1和2 m3时的气体到达位置,其他参数均与图1所计算的实例井一致,结果如图9、10所示。

图9 不同地层渗透率条件下气体到达海底井口时的溢流量Fig.9 Overflow value when gas cut reaches subsea wellhead under different formation permeability

图10 不同地层渗透率条件下不同溢流量时的气体到达位置距泥线的距离Fig.10 Distance of gas position from mud line underdifferent overflow value and formation permeability

由图9可知,气体到达海底井口时的溢流量随地层渗透率的增大而增大,当渗透率小于44×10-3μm2时溢流量均保持在1 m3以下。这是因为地层渗透率越小,地层气体侵入井筒中的速率越慢,相同时间内井筒内积聚的气体越少,导致气体到达海底井口时的溢流量越小。

由图10可知,溢流量为1和2 m3时的气体与海底泥线的距离(在泥线上方为正,下方为负)随地层渗透率的减小而增大。这是因为,地层渗透率越小,地层气体侵入井筒中的速率越慢,井筒内气体积聚到1和2 m3所用的时间越长,从而导致气体在隔水管中运移时间增大。

由此可见,地层渗透率对深水钻井气侵的影响较大,地层渗透率越小,越不利于泥浆池液面监测法对深水钻井气侵的监测。

3 隔水管气侵监测技术优势

分析可以得到如下认识:

(1)对于深水钻井(水深大于800 m),深水的高静压环境会导致气体到达海底井口时的泥浆池增量较小,多数情况达不到海洋钻井手册中规定的1 m3预警值。这意味着常规的泥浆池液面监测法对于深水钻井的气侵早期监测来说较为滞后。相反,由于多数情况下气侵气体到达泥线附近(隔水管底部)时,溢流量均未超过1 m3,因此在隔水管处对气侵进行监测能比常规方法更早的监测到气侵。

(2)泥线以下深度越小,越不利于现有泥浆池液面监测法对深水钻井气侵的监测,深水钻井中若钻遇浅层气(埋藏于泥线以下1 500 m范围内)等浅部气藏,利用现有的泥浆池液面监测法难以及时监测到气侵。相反,由于泥线以下深度越小,气体到达隔水管底部所用的时间越少,虽然此时泥浆池增量远未到达预警值,但已可在隔水管处监测到。

(3)对于深水钻井,井底压差直接影响到气体到达海底井口时的溢流量及泥浆池增量到达1和2 m3时气体在隔水管内运移的距离,压差越小越不利于泥浆池液面法监测到气侵。相反的,井底压差对气侵气体到达隔水管的时间(气体运移速度)影响不大,因此井底压差越小,在隔水管处监测气侵较常规方法的优势越明显。

(4)地层渗透率对深水钻井气侵的影响较大,地层渗透率越小,越不利于泥浆池液面监测法对深水钻井气侵的监测。相反,地层渗透率对气侵气体到达隔水管的时间(气体运移速度)影响不大,因此地层渗透率越小,在隔水管处监测气侵较常规方法的优势越明显。

总的来说,对于水深大于800 m、泥线以下深度小于2 800 m、地层渗透率小于50×10-3μm2的地层,在隔水管底部对气侵进行监测比常规的泥浆池液面监测法更具时效性优势,且水深越深、泥线以下深度越小,地层渗透率越小,井底压差越小,该优势越明显。

4 结束语

建立了深水钻井井筒气液两相流计算模型,计算分析了不同工况下气侵气体在井筒中的运移规律及其与溢流量的变化规律。从井筒多相流运移规律和井控风险角度分析了隔水管超声波监测气侵方法的可行性和优势,确定了该气侵监测方法的适用工况条件。水深越深、泥线以下深度越小、地层渗透率越小、井底压差越小,利用超声波在隔水管处监测气侵的优势越明显。目前钻井多采用近平衡甚至平衡钻井,井底压差控制在较小范围内,且浅层气等危害性较大的高压气藏埋藏深度较浅、地层渗透率不高,这些因素都使隔水管气侵监测方法较常规方法具有更大的优势。