深水井精细控压下套管研究

2021-10-28童传新张海荣徐璧华

西南石油大学学报(自然科学版) 2021年4期

童传新，张海荣，徐璧华，赵琥，崔策

1.中国海洋石油湛江分公司，广东湛江 524057；2.南方海洋科学与工程广东省实验室（湛江），广东湛江 524088；3.油气藏地质及开发工程国家重点实验室·西南石油大学，四川成都 610500；4.中海油田服务股份有限公司油田化学研究院，河北廊坊065201

引言

近年来，随着海洋浅水区域油气勘探开发逐步成熟，深水区域油气资源成为勘探开发的重点[1-2]。尽管深水区域油气资源探明储量丰富，但深水油气资源开发存在巨大挑战，深水固井则是典型挑战之一[3-5]。深水固井过程中常常会遇到窄安全作业窗口地层（即地层破裂压力与孔隙压力的差值小），下套管时容易发生井漏[6-7]。深水井一旦发生井漏处理十分复杂，不但耗时耗力，处理不当还会引发严重的安全事故，因此，深水下套管作业中井漏的预防尤为重要[8-9]。

深水窄安全压力窗口地层下套管过程中的井漏是由于下套管过程中井筒静液柱压力与产生的波动压力之和超过了破裂压力所导致[10]。过去国内外主要是通过以下方式来减小波动压力，从而减小井漏风险[11-12]：（1）调整钻井液性能并适当降低其密度；（2）通过安装自动灌液浮箍和浮阀增大钻井液流动通道；（3）控制套管下放速度。但是，从目前的使用效果来看，上述方法仍然无法高效解决窄安全压力窗口下套管的问题，而且还会增加作业时间。

目前，精细控压固井技术已在陆上油田应用成功，解决了窄安全压力窗口地层固井难题[13-15]。精细控压固井是通过主动降低钻井液密度，使静液柱压力处于欠平衡，然后利用井口控压设备，在井口节流产生回压或施加井口补偿压力，实施井口控压，从而实时精细控制井筒压力，最终有效地降低了窄安全压力窗口地层固井漏失风险[16-17]。避免深水窄安全压力窗口地层下套管过程中井漏发生，可以借鉴陆上精细控压固井技术原理，利用海底泵实时调节隔水管内钻井液液面高度实时控制井筒压力，保证井筒压力处于安全窗口内的同时保证下套管速度节约下套管时间。要实现深水控压下套管，需要先建立井筒压力控制模型，然后建立井筒压力控制方法。然而，目前还没有关于深水控压下套管井筒压力控制模型及控制方法的研究报道。

1 安全压力窗口

由于深水井有很长的隔水管，确定安全压力窗口时，还应考虑隔水管脱落后是否能压稳地层的情况。因此，深水井的安全压力窗口与陆地井的安全压力窗口有所区别。深水井的安全压力窗口确定除了考虑地层孔隙压力、坍塌压力、破裂压力及漏失压力外，还应该考虑隔水管的安全余量。

根据上述分析，深水井的安全压力窗口为[18]

2 下套管过程井筒压力控制模型

2.1 下套过程动态波动压力

（1）控制方程

下套管过程中，井筒压力变化主要来自下套管时产生的波动压力。稳态波动压力法是计算波动压力的常用方法，但该方法计算所得的结果偏大[19-21]。此外，该方法也没有考虑扶正器产生的局部阻力影响，导致波动压力计算结果误差较大。因此，本文建立了考虑扶正器局部阻力影响的动态波动压力模型

（2）边界条件

尚未开始下套管时，全井段任意位置处的波动压力为0，钻井液流速为0，则有

不考虑大气压，则井口位置处的波动压力为0

不考虑钻井液渗入地层，则井底位置处流速为0

套管底部，环空和空井眼交汇处，套管排开的体积流量等于环空流量与空井眼段流量之和，且该点处环空波动压力与裸眼段波动压力相等。

2.2 井筒压力控制模型

下套管过程中，井筒压力由静液柱压力和波动压力组成，其表达式为

结合式（1），有

如果隔水管液面需要降低的深度小于隔水管长度hr（图1）时，其隔水管液面高度变化范围为

如果隔水管液面需要降低的深度大于隔水管长度hr（图1）时，可通过降低套管下入速度来减小波动压力，其表达式为

图1 隔水管内液面分布示意图Fig.1 Diagram of liquid level distribution in riser

3 井筒压力影响因素分析

某深水井水深520 m，补心高25 m，采用双梯度钻井，用φ215.6 mm 钻头钻至3 360.0 m的目的层后，下入φ177.8 mm 套管，上层套管下入深度为2 523.8 m。钻井所用的泥浆密度为2.02 g/cm3，其稠度系数为0.383 Pa·s0.806，流性指数为0.806，屈服值为6.50 Pa。该井在3 050 m 处的安全密度窗口下限为2.00 g/cm3，上限为2.05 g/cm3，窗口只有0.05 g/cm3。

3.1 套管下入深度的影响

套管最大下入速度为0.5 m/s 时，井筒产生的压力如图2 所示。从该图可以看出，随着套管下入深度增加，井筒压力增大。套管底部作为扰动源距离井底越近，引起的波动压力越强井筒压力越大。下套管时，套管底部产生的波动压力向井底传播过程中不断衰减，所以套管下入深度增加，井底波动压力越剧烈，井筒压力越大。此外，套管越靠近井底，产生的波动压力越大，传到井底的后越剧烈，井筒压力越大。

图2 套管下入深度对井筒压力的影响Fig.2 Influence of casing running depth on surge-swab pressure

3.2 最大下入速度的影响

套管下入深度为1 000 m 时，最大下入速度对井筒压力的影响如图3 所示。随着套管下入速度增大，井筒所产生的波动越剧烈，而且压力波的最大值并没出现在速度达到最大值时，而有一定的滞后性。套管下入速度越快产生的压力波越多，相互叠加后所产生的波动压力也就越大，因此，井筒的压力也就越大。

图3 套管下入速度对井筒压力的影响Fig.3 Influence of casing running speed on surge-swab pressure

3.3 钻井液密度的影响

套管下入深度为1 000 m，最大下入速度为0.5 m/s 时，井筒产生的压力如图4 所示。

由图4 可以看出，钻井液密度越大，井筒压力越大。钻井液密度越大，压力波传播速度越快，相互叠加的压力波越多，所以在井底产生的波动压力越大，因此，井筒的压力也就越大。钻井液密度越大，压力波越早到达峰值，且产生的波动压力越大，井筒压力越大。

图4 钻井液密度对井筒压力的影响Fig.4 Influence of drilling fluid density on surge-swab pressure

3.4 钻井液流变性的影响

设套管下入深度为1 000 m，最大下入速度为0.5 m/s，分析钻井液的屈服值和黏度对井筒压力的影响，结果如图5 和图6 所示。

图5 钻井液屈服值对井筒压力的影响Fig.5 Influence of yield value of drilling fluid on surge-swab pressure

图6 钻井液黏度对井筒压力的影响Fig.6 Influence of drilling fluid viscosity on surge-swab pressure

可以看出，井筒压力随着钻井液的屈服值和黏度增加而增大。钻井液的屈服值增加，增大了井筒产生的波动压力；而黏度增加就增大了摩擦阻力产生的波动压力，增大了井筒压力。因此，在下套管前需要降低钻井液的屈服值和黏度，减小波动压力的影响，从而减小井底压力。

4 精细控压下套管方法

深水井精细控压下套管是利用海底泥浆泵和井口增压泵调节隔水管中钻井液液面高度来实现的。根据下套管速度计算关注点产生的波动压力，实时调节隔水管中钻井液液面高度。从波动压力影响因素分析可知，下套管前通过调节钻井液性能可实现预先降低波动压力的影响。

图7 为深水精细控压下套管施工步骤及需要用到的主要设备，包括海底泵、增压泵、泥浆回流管线及施工控制平台等。精细控压下套管借用精细控压钻井的设备，不需要额外增加设备。

图7 深水精细控压下套管流程图及所需主要设备Fig.7 Flow chart and main equipment required for precisely managed pressure running during casing in deep water

深水井精细控压下套管具体步骤为：

（1）确定目的层的压力窗口。

（2）计算出当前密度下，整个下套管过程中可能产生最大抽吸压力时压稳地层所需的静液柱压力对应的当量密度ρl。

（3）调节钻井液性能，降低其屈服值、黏度及密度，将钻井液密度降至密度ρl。

（4）根据套管下入速度计算关注点外的压力变化，并计算出下单根套管需要隔水管液面降低最大深度hd。

（5）判断隔水管需要降低的最大深度hd是否大于隔水管长度hr。是，则通过降低套管下入速度控制井筒压力；否，则根据套管下入速度实时调节隔水管液面高度控制井筒压力。

（6）当单根套管下到位后，开始向套管内灌入泥浆。

（7）判断套管是否下至目的层。是，下套管结束；否，重复步骤（4）～（6）下入下一段套管。

5 算例

下套管前将钻井液密度降至2.01 g/cm3，将其稠度系数、流性指数及屈服值分别调整为0.311 Pa·s0.835、0.835 及1.32 Pa，最大下入速度为0.5 m/s，井筒中最大压力当量密度如图8 所示。

可以看出，将在下入第61 根套管时（即3 050 m处，图8 红线与黄线的交点），井筒内的当量密度大于安全窗口上限当量密度，将造成井漏。当套管进入裸眼段后由于考虑了井眼扩大率，环空间隙增大，所以井筒最大压力当量密度突然减小；而且当观察点处于环空时比其位于空井眼段最大压力当量密度增速有所降低。

图8 下套管过程中井筒最大、最小压力当量密度Fig.8 Maximum and minimum equivalent density of wellbore pressure during casing running

从图8 还可以看出，下套管过程中井筒压力始终大于安全压力窗口下限，因此，下套管过程中应以防止压漏地层为主，而且从下入第61 根套管至319 根套管才需要通过调节隔水管液面高度来控制井筒压力。

为保证安全下入套管，将窄安全窗口处的井筒当量密度控制在安全压力窗口上限以下，即当量密度为2.048 g/cm3。下套管过程中，全井段每下入单根套管所对应的隔水管液面最大深度如图9 所示，整个下套管过程中隔水管液面最大深度为139.9 m，出现在下入第250 根套管时。隔水管液面最大深度小于隔水管长度，因此，整个下套管过程不需要降低套管下入速度来控制井筒压力。

图9 采用控压下套管隔水管液面最大降低深度Fig.9 Maximum level drop depth under managed running casing

不考虑接套管和灌浆所需时间，仅仅考虑单根套管下入所需时间，比较两种下套管方式所需时间，结果如图10 所示。

图10 精细控压下套管和传统下套管所用时间比较Fig.10 Time comparison between precisely managed pressure casing running and traditional casing running

精细控压下套管过程采用同一速度下套管，最大速度为0.5 m/s，整个过程中单根套管所需时间相同，最终总共耗时3.55 h。从前面的分析可知，随着套管下入深度增加波动压力增大，采用传统下套管时，为了防止压漏地层，只有不断地降低下套管速度（图11），单根套管的下入速度在逐渐减小，最终总共耗时6.85 h。精细控压下套管仅仅只考虑套管下入时间就可节约3.30 h。因此，精细控压下套管不但能保证下套管安全，还节约了时间，这对海上油气作业来说降低了作业成本。