何 淼, 柳貢慧,2, 李 軍, 熊 超, 游子衛(wèi)

(1.中國石油大學(xué)石油工程學(xué)院,北京 102249; 2.北京工業(yè)大學(xué),北京 100124;3.新疆油田公司工程技術(shù)研究院,新疆克拉瑪依 834000; 4.華北油田采油工程研究院,河北任丘 062552)

?

控壓鉆井井控過程中排量優(yōu)化設(shè)計(jì)

何 淼1, 柳貢慧1,2, 李 軍1, 熊 超3, 游子衛(wèi)4

(1.中國石油大學(xué)石油工程學(xué)院,北京 102249; 2.北京工業(yè)大學(xué),北京 100124;3.新疆油田公司工程技術(shù)研究院,新疆克拉瑪依 834000; 4.華北油田采油工程研究院,河北任丘 062552)

控壓鉆井井控是處理氣侵溢流問題的有效新方法,包括前期控制和循環(huán)排氣兩個(gè)階段?；诳焖偈┘泳诨貕嚎刂品椒?根據(jù)氣液固多相流理論,建立控壓鉆井井控?cái)?shù)學(xué)模型,并采用有限差分法迭代求解。在此基礎(chǔ)上,分析排量對(duì)最大井口回壓、最大套管鞋處壓力和最大立管壓力的影響,并提出基于井控安全目標(biāo)函數(shù)的排量優(yōu)化設(shè)計(jì)方法。模擬結(jié)果表明:在循環(huán)排氣階段,立管壓力維持不變且為最大值,井口回壓達(dá)到最大值與氣體前沿運(yùn)移到井口之間存在明顯的時(shí)間滯后性,氣體運(yùn)移到套管鞋處時(shí)套管鞋處壓力最大;驗(yàn)證了以出入口流量一致表征井底氣侵停止的合理性。模型計(jì)算得到的壓力值與實(shí)驗(yàn)測量值吻合較好。

控壓鉆井; 井控; 井口回壓; 循環(huán)排氣; 井控安全; 排量優(yōu)化

目前在油氣資源勘探開發(fā)過程中,復(fù)雜地層鉆井比例不斷加大,由于氣侵溢流引起的井控安全問題日益突出?？貕恒@井(managed pressure drilling, MPD)井控是解決該類問題的有效新手段,包括前期氣侵控制和循環(huán)排氣階段,較常規(guī)井控方法(司鉆法/工程師法),其借助旋轉(zhuǎn)控制頭、節(jié)流管匯和科里奧利質(zhì)量流量計(jì)等井口裝備,可以在不關(guān)井的條件下快速處理溢流,成功避免了由關(guān)井作業(yè)可能引起的壓漏地層和開關(guān)泵時(shí)壓力波動(dòng)等問題[1],大大減少了非生產(chǎn)作業(yè)時(shí)間,并提高了鉆井安全性。Das[2]、Guner[3]、Davoudi[4]和Smith[5]分別針對(duì)控壓鉆井井控過程中前期控制方法進(jìn)行了相關(guān)研究,主要分析了快速增加井口回壓、增加循環(huán)排量、MPD式動(dòng)態(tài)關(guān)井和常規(guī)關(guān)井4類前期氣侵控制方法的適用性,指出快速增加井口回壓是一種較理想的方法,并確定了出入口流量一致為井底氣侵停止的標(biāo)志,同時(shí)建議在循環(huán)排氣階段采用原鉆井液排量。但是現(xiàn)有研究僅限于前期控制方法,并未對(duì)循環(huán)排氣階段中的參數(shù)變化特性進(jìn)行分析,可能無法保證井控安全。筆者建立控壓鉆井井控模型,定量描述井控全過程的相關(guān)參數(shù)變化規(guī)律,并提出基于井控安全目標(biāo)函數(shù)的排量優(yōu)化設(shè)計(jì)方法。

1 控壓鉆井井控全過程

針對(duì)控壓鉆井工藝特性,將控壓鉆井井控全過程具體分為3個(gè)階段:階段1,地面未監(jiān)測到溢流時(shí)井底氣體持續(xù)侵入階段,在該階段隨著鉆進(jìn)中打開儲(chǔ)層厚度的延長,氣侵量快速增加;階段2,地面監(jiān)測到溢流后,為避免繼續(xù)打開儲(chǔ)層停止鉆進(jìn)作業(yè),迅速調(diào)節(jié)節(jié)流閥以施加井口回壓,當(dāng)出入口流量近似相同時(shí),確認(rèn)井底氣侵停止,快速施加井口回壓階段結(jié)束,在該階段鉆井液排量維持不變;階段3,為保持井底恒壓,基于立壓控制法采用一定的鉆井液排量循環(huán)排氣階段,該階段包括氣體運(yùn)移至井口和氣體排出井筒階段。根據(jù)井控過程中井筒流體分布隨時(shí)間變化關(guān)系,同時(shí)由于快速施加井口回壓階段非常短暫,可以忽略此階段停鉆對(duì)巖屑產(chǎn)生速度的影響,將控壓鉆井井控全過程簡化為(a)、(b)、(c)類物理模型(圖1)。階段1和階段2統(tǒng)一表征為(a)類物理模型,此時(shí)井筒內(nèi)存在兩個(gè)區(qū)域,上部為鉆井液、巖屑液固兩相流區(qū)域,下部為氣、液、固三相流區(qū)域。階段3中的氣體運(yùn)移階段表征為(b)類物理模型,由于成功控制住井底溢流,井筒內(nèi)存在3個(gè)區(qū)域,上部為液固兩相流區(qū)域,中部為氣、液、固三相流區(qū)域,而下部為純液相的單相流區(qū)域。階段3中的氣體排出井筒階段表征為(c)類物理模型,此時(shí)井筒內(nèi)有著氣、液、固三相流和純液相兩個(gè)區(qū)域,且隨著時(shí)間的推移,單相流段不斷延長。

圖1 控壓鉆井井控全過程示意圖Fig.1 Schematic diagram of whole process of MPD well control

主要針對(duì)階段3(循環(huán)排氣階段)的鉆井液排量進(jìn)行優(yōu)化設(shè)計(jì)。控壓鉆井井控過程須滿足:①允許的最大井口回壓必須嚴(yán)格控制在旋轉(zhuǎn)控制頭額定工作壓力之內(nèi);②避免套管鞋處薄弱地層破裂;③最大立管壓力不超過泥漿泵額定作業(yè)壓力。

2 控壓鉆井井控?cái)?shù)學(xué)模型

為建立控壓鉆井井控?cái)?shù)學(xué)模型,假設(shè):井筒流體做一維軸向流動(dòng),忽略徑向變化,流體溫度按線性梯度計(jì)算;鉆井液為赫巴流體,且不可壓縮;不考慮氣體溶解的影響,忽略氣、液、固相間質(zhì)量傳遞。

2.1 氣、液、固多相流控制方程

氣相質(zhì)量守恒方程為

(1)

液相質(zhì)量守恒方程為

(2)

固相質(zhì)量守恒方程為

(3)

氣、液、固三相動(dòng)量守恒方程為

(4)

式中,A為環(huán)空流道面積,m2;ρg、ρl和ρs分別為氣相、鉆井液和巖屑的密度,kg/m3;αg、αl和αs分別為氣相、鉆井液和巖屑的體積分?jǐn)?shù);vg、vl和vs分別為氣相、鉆井液和巖屑的實(shí)際流速,m/s;qg為單位厚度氣體侵入速度,kg/(s·m);qs為單位厚度巖屑產(chǎn)生速度,kg/(s·m);g為重力加速度,取9.81 m/s2;θ為井眼方向與水平方向的夾角;pf為沿程壓耗,Pa。

2.2 壓耗模型

沿程壓耗pf僅包括摩阻壓降和加速度壓降兩部分,則井筒內(nèi)流體沿程壓耗的統(tǒng)一表達(dá)式為

(5)

其中

ρm=ρgαg+ρlαl+ρsαs,vm=vsg+vsl+vss.

式中,f為范寧摩阻系數(shù);ρm為氣、液、固混合物密度,kg/m3;vm為氣、液、固混合物速度,m/s;D為當(dāng)量直徑,m;pac為加速度壓降,Pa;vsg、vsl和vss分別為氣相、鉆井液和巖屑的表觀流速,m/s。

根據(jù)非牛頓流體的廣義流性指數(shù)研究方法,將環(huán)空和圓管流的壓耗計(jì)算方法統(tǒng)一,用于計(jì)算鉆柱內(nèi)單相流、環(huán)空中單相流和液固兩相流的范寧摩阻系數(shù)f值,同時(shí)忽略加速度壓降的影響。當(dāng)廣義雷諾數(shù)Re≤2 100時(shí),流態(tài)為層流,f=16/Re;當(dāng)廣義雷諾數(shù)Re>2 100時(shí),流態(tài)為紊流,選用考慮粗糙度影響的Reed-Pilehvari[6]公式求取f。

環(huán)空多相流壓耗計(jì)算與流型息息相關(guān),基于前人的研究成果[7-10],將垂直環(huán)空管中的流型劃分為泡狀流、分散泡狀流、段塞流、攪動(dòng)流和環(huán)狀流。當(dāng)流型是泡狀流、分散泡狀流以及環(huán)狀流時(shí),加速度壓降非常小,可以忽略不計(jì)。當(dāng)流型是段塞流和攪動(dòng)流時(shí),加速度壓降不可忽略。文中段塞流采用機(jī)理模型[11]計(jì)算,根據(jù)泰勒氣泡長度的發(fā)展變化,段塞流分為發(fā)達(dá)的和發(fā)展中的段塞流,同時(shí)攪動(dòng)流中的氣液相分布與段塞流類似,因此選用段塞流模型計(jì)算攪動(dòng)流壓耗。多相流流態(tài)不分層流或紊流,f值一概選用Colebrook[12]公式求取。

2.3 漂移流模型

針對(duì)氣液兩相流復(fù)雜的流動(dòng)問題,Zuber和Findlay[13]提出了考慮氣液相間滑脫效應(yīng)的漂移流模型,比均相流和分流模型更加符合實(shí)際流動(dòng)規(guī)律,計(jì)算誤差更低。巖屑顆粒在環(huán)空內(nèi)鉆井液中運(yùn)動(dòng)因重力差有著相對(duì)運(yùn)動(dòng)速度,因此巖屑運(yùn)移同樣可用漂移流模型描述。從漂移流定義出發(fā),環(huán)空中氣相和固相的實(shí)際流速為

vg=c0vm+vgr,

(6)

vs=c1vef-vsr.

(7)

式中,c0為氣相分布系數(shù);vgr為氣相滑脫速度,m/s;c1為固相分布系數(shù);vef為有效返速,m/s;vsr為固相沉降速度,m/s。

在固相漂移流模型中,當(dāng)流型為泡狀流或分散泡狀流時(shí),有效返速vef=vm,當(dāng)流型為段塞流、攪動(dòng)流或環(huán)狀流時(shí),泰勒氣泡或氣芯中的氣體流速達(dá)不到攜巖要求,此時(shí)有效返速vef=vsl。Iyoho[14]推薦c1取1。參考Chien[15]總結(jié)的不規(guī)則巖屑顆粒的阻力系數(shù)表達(dá)式和環(huán)空中巖屑受力平衡原理,得出忽略顆粒加速過程的沉降速度,即

(8)

考慮傾斜角和氣泡群影響的泡狀流中氣泡滑脫速度為

(9)

段塞流或攪動(dòng)流的泰勒氣泡滑脫速度表達(dá)式為

(10)

泡狀流或段塞流向分散泡狀流的轉(zhuǎn)變條件為

(11)

環(huán)狀流的轉(zhuǎn)變須符合防止液滴回落所需要的最低氣速,即

(12)

其中

Dep=Do+Di,Dh=Do-Di.

式中,σ為表面張力,N/m;n為群效應(yīng)系數(shù),一般取值0.5;Dep為等邊緣直徑,m;Dh為水力直徑,m。

Taitel等[16]指出一旦小氣泡的滑脫速度大于泰勒氣泡的滑脫速度,小氣泡將聚集成大的泰勒氣泡而轉(zhuǎn)變成段塞流,因此泡狀流存在最小管徑。聯(lián)立式(9)和(10)求出的Dep即是最小管徑Dmin。

氣相漂移流模型中不同流型的判別條件以及分布系數(shù)和滑脫速度選取見表1。

表1 流型判別和漂移流模型的參數(shù)選取

2.4 地層滲流模型

在鉆遇氣藏時(shí),若井底壓力小于地層壓力,地層氣體將侵入井筒環(huán)空。氣體侵入過程符合非達(dá)西滲流,則流入井筒中的氣體體積流量可用二項(xiàng)式定理計(jì)算,即

(13)

其中

式中,qsc為標(biāo)準(zhǔn)狀況(0 ℃,101 325 Pa)氣體流量,m3/d;pe為地層壓力,MPa;pwf為井底氣體流壓,MPa;T為儲(chǔ)層溫度,K;re為氣藏供給半徑,m;rw為底部井筒半徑,m;β為紊流系數(shù);γg為氣體的相對(duì)密度;h(t)為打開氣藏厚度,m;k為地層滲透率,10-3μm2;S為表皮系數(shù)。

3 模型求解

針對(duì)環(huán)空氣、液、固多相流瞬態(tài)模型,采用氣液界面追蹤和有限差分法迭代求解[17],其中關(guān)于控制方程的顯式差分處理:一階空間導(dǎo)數(shù)采用一階迎風(fēng)格式,一階時(shí)間導(dǎo)數(shù)采用4點(diǎn)中心差分格式。以此原則將控制方程離散化,給出相應(yīng)的有限差分格式。

氣相:

(14)

液相:

(15)

固相:

(16)

動(dòng)量守恒方程為

(17)

其中

k=Aj-1/Aj,TS1=ρgαgvg+ρlαlvl+ρsαsvs,

4 模型驗(yàn)證

利用Tulsa大學(xué)的大尺寸試驗(yàn)井筒數(shù)據(jù)[18]進(jìn)行多相流模型驗(yàn)證。傾斜井筒長27.43 m,與垂直方向夾角15°,井筒內(nèi)徑203.2 mm,鉆桿外徑114.3 mm,鉆柱允許以0～150 r/min的速度旋轉(zhuǎn),氣相介質(zhì)選用空氣,液相介質(zhì)有清水和聚合物水溶液兩類。聚合物水溶液的鉆井液性能為:密度1 011 kg/m3,動(dòng)切力1.91 Pa,塑性黏度11 mPa·s。同時(shí)分別在距井筒中心11.58 m的兩端裝有傳感器,以此測量23.16 m高度的總壓降。Sunthankar[19]由測量結(jié)果得出鉆柱旋轉(zhuǎn)對(duì)于井筒壓力的影響非常小,因而采用鉆柱不旋轉(zhuǎn)、液相介質(zhì)為具有非牛頓特性的聚合物水溶液條件下的壓降測量值。

將不同液相表觀速度下的測量結(jié)果與模型計(jì)算值進(jìn)行對(duì)比,如圖2所示。由圖2可知,模擬值與實(shí)測值的變化規(guī)律基本一致:隨著氣相表觀速度的增加,總壓降逐漸降低,并且當(dāng)氣相表觀速度一定時(shí),液相表觀速度較大的一方總壓降值更大。圖3為絕對(duì)誤差分布?？梢钥闯?隨著氣相表觀速度的增加,絕對(duì)誤差基本呈上升趨勢。當(dāng)表觀液相速度分別為0.50和0.71 m/s時(shí),平均絕對(duì)誤差僅為4.17%和3.22%,表明本文模型的計(jì)算結(jié)果與測量數(shù)據(jù)吻合較好,擁有較高的精度,驗(yàn)證了模型的可靠性。

圖2 試驗(yàn)測量數(shù)據(jù)與模擬計(jì)算值對(duì)比Fig.2 Comparison of experimental measuring results and simulated results

圖3 絕對(duì)誤差分布Fig.3 Absolute error distribution

5 數(shù)值模擬

以塔中北部某口直預(yù)探井為例開展數(shù)值模擬研究,約束參數(shù)上限:①參考Hamoudi[19]推薦的RCD額定工作壓力6.14 MPa;②套管鞋處薄弱地層破裂壓力當(dāng)量密度為2.0 g/cm3;③現(xiàn)場采用FC 1600型泥漿泵,額定泵壓35 MPa。其余基礎(chǔ)數(shù)據(jù)如下:井深5 000 m,上層套管下深3 200 m,鉆頭直徑215.9 mm,鉆桿外徑127 mm,鉆桿內(nèi)徑108.6 mm,噴嘴面積721 mm,循環(huán)排量22 L/s,鉆井液密度1 650 kg/m3,塑性黏度28 mPa·s,稠度系數(shù)0.21 Pa·sn,流性指數(shù)0.74,動(dòng)切力2.85 Pa,地表溫度21.3 ℃,地溫梯度0.02 ℃/m,氣藏滲透率20×10-3μm2,氣藏供給半徑150 m,氣體相對(duì)密度0.62,表皮系數(shù)2,地層壓力73 MPa,初始井口回壓1.4 MPa,液面預(yù)警值0.636 m3,機(jī)械鉆速3.67 m/h,巖屑顆粒直徑5 mm,顆粒球形度0.792 4。

5.1 氣侵停止前參數(shù)變化特征

圖4為氣侵停止之前即(階段1+階段2)的泥漿池增量和氣侵速度隨時(shí)間變化曲線。由圖4可知,“0”時(shí)刻是井底氣侵開始點(diǎn),此時(shí)鉆頭恰好至氣藏頂部。此后隨著時(shí)間的推移,鉆進(jìn)引起的打開氣藏厚度不斷延長,導(dǎo)致氣侵速度逐漸增加,泥漿池液面也隨之上漲。t=16.3 min,為地面監(jiān)測溢流時(shí)間,此時(shí)泥漿池增量增至預(yù)警值0.636 m3。在隨后的快速增加井口回壓階段(16.3～18.1 min),氣侵速度快速下降至零,同時(shí)在1.8 min的控制階段額外的泥漿池增量僅為0.054 m3。

圖4 泥漿池增量、氣侵速度隨時(shí)間變化Fig.4 Variation of pit gain and gas kick rate with elapsed time

圖5為氣侵停止前出口流量和井底壓力隨時(shí)間變化曲線。隨著時(shí)間的推移,出口流量逐漸增加,直至地面監(jiān)測溢流時(shí)間后,由快速施加井口回壓引起出口流量迅速下降。井底壓力動(dòng)態(tài)變化規(guī)律與出口流量的變化正好相反,呈先降低后升高趨勢。在結(jié)束點(diǎn)t=18.1 min,出口流量近似等于入口流量,而且此時(shí)的井底壓力僅高于地層壓力0.2 MPa,井底處于微過平衡狀態(tài)。這也從數(shù)值模擬方面證明了出入口流量一致表征井底氣侵停止的合理性。

圖5 出口流量、井底壓力隨時(shí)間變化Fig.5 Variation of outlet flow and bottomhole pressure with elapsed time

5.2 井控全過程的參數(shù)變化特征

圖6、7為井控全過程中泥漿池增量、井口回壓以及套管鞋處壓力、立管壓力隨時(shí)間變化曲線。首先得出控壓鉆井井控全過程中各階段的時(shí)間分布,氣體持續(xù)侵入階段(0～16.3 min),快速施加井口回壓階段(16.3～18.1 min),基于立壓控制法循環(huán)排氣階段(18.1～94.9 min),其中包括氣體運(yùn)移至井口階段(18.1～78.2 min)和氣體排出井筒階段(78.2～94.9 min)。

圖6 泥漿池增量、井口回壓隨時(shí)間變化Fig.6 Variation of pit gain and wellhead back pressure with elapsed time

由圖6可以看出,在快速施加井口回壓階段,井口回壓由初始?jí)毫χ?.4 MPa迅速上升至4.9 MPa。在循環(huán)排氣階段,井口回壓和泥漿池增量的變化規(guī)律基本相同,隨著時(shí)間的推移,兩者均先增加后減小,并且在85.2 min左右同時(shí)達(dá)到最大值。這是因?yàn)樵诰讐毫σ欢l件下,井口回壓是為了補(bǔ)償氣體上升膨脹過程中液柱壓力的降低值,因而井口回壓和泥漿池增量呈正相關(guān)性。該極大值時(shí)間點(diǎn)(85.2 min)與氣體剛運(yùn)移至井口時(shí)間點(diǎn)(78.2 min)有著明顯的時(shí)間滯后性,這是因?yàn)闅馇炙俣葟牧阒甸_始逐漸增加,前沿氣體的速度和體積分?jǐn)?shù)相對(duì)較小,氣體剛好抵達(dá)井口時(shí),泥漿池增量并未達(dá)到最大值,受氣體運(yùn)移膨脹的影響,直至85.2 min,泥漿池增量最大為2.15 m3,同時(shí)井口回壓達(dá)到最大值5.57 MPa。

圖7 套管鞋壓力、立管壓力隨時(shí)間變化Fig.7 Variation of casing shoe pressure and standpipe pressure with elapsed time

由圖7可以看出,隨著時(shí)間的推移,立管壓力先不斷降低后快速增加,最終在循環(huán)排氣過程中保持不變且為最大值。在循環(huán)排氣階段,當(dāng)氣體運(yùn)移至套管鞋處之前,套管鞋處壓力隨著時(shí)間的推移而緩慢增加,以致圖中藍(lán)線觀察不明顯。原因是該階段基于井底恒壓原則,在氣體運(yùn)移至套管鞋處之前,此處壓力相應(yīng)補(bǔ)償氣體膨脹效應(yīng),同時(shí)在套管鞋3 200 m以下,氣體膨脹并不明顯,因而套管鞋處壓力緩慢增加。前沿氣體運(yùn)移到套管鞋處以后的過程可以近似看作套管鞋至井底井段的氣體排出過程,套管鞋處壓力逐漸降低,最終氣體全部排出后,該處壓力恢復(fù)平衡，因此氣體恰好運(yùn)移至套管鞋處時(shí),套管鞋處壓力達(dá)到最大值。

5.3 約束參數(shù)隨排量的變化

基于對(duì)圖6和圖7的分析,定量確定了井口回壓、套管鞋處壓力和立管壓力的最大值,在此基礎(chǔ)上給出三者隨排量變化規(guī)律。此外,出于井控安全考慮,RCD額定壓力、薄弱地層破裂壓力和額定泵壓還須選用合適的安全系數(shù)(SF)。

井筒壓力主要分為靜液柱壓力和摩阻壓力兩部分,而摩阻壓力與排量直接相關(guān)聯(lián),這樣構(gòu)建了排量與井筒壓力的關(guān)系。首先考察純鉆井液條件下排量對(duì)環(huán)空摩阻的影響(圖8)。總的來說,環(huán)空摩阻隨著排量的增加而增大。但是針對(duì)不同的鉆井液流態(tài),摩阻變化存在著差異。相比層流,環(huán)空內(nèi)完全紊流時(shí)的摩阻壓力隨排量的增加速率相對(duì)較快。同時(shí)由于裸眼井段環(huán)空截面積較小,當(dāng)裸眼井段達(dá)到紊流時(shí),上層套管環(huán)空可能仍然處于層流。當(dāng)排量為28～34 L/s時(shí),環(huán)空內(nèi)為局部紊流狀態(tài),此時(shí)摩阻壓力變化小幅波動(dòng)。

由圖8(b)可以看出,隨著排量的增加,最大井口回壓逐漸降低。最大井口回壓變化受環(huán)空流態(tài)影響明顯,完全紊流時(shí)的最大井口回壓隨排量變化速率較層流加快,同樣在局部紊流區(qū)域存在小幅波動(dòng)現(xiàn)象。取安全系數(shù)SF=1.2,校正后的RCD額定壓力為5.11 MPa。如果按照原鉆井液排量(22 L/s)進(jìn)行循環(huán)排氣,則最大井口回壓為5.57 MPa,顯然高于RCD額定壓力,導(dǎo)致井口裝備失效。這也進(jìn)一步表明控壓鉆井井控過程中進(jìn)行排量優(yōu)化的必要性。

圖8(c)中取安全系數(shù)SF=1.05,校正后的薄弱地層破裂壓力為59.73 MPa。在原鉆井液排量條件下,最大套管鞋處壓力為58.4 MPa,低于地層破裂壓力,因此不存在地層破裂的風(fēng)險(xiǎn)。隨著排量的增加,最大套管鞋處壓力逐漸降低,該壓力與破裂壓力的差值也隨之變大。

圖8(d)中取安全系數(shù)SF=1.1,校正后的額定泵壓為31.82 MPa。最大立管壓力隨著排量的增加而增大,直至排量達(dá)到44.3 L/s,最大立管壓力等于額定泵壓。

圖8 環(huán)空摩阻、最大井口回壓、最大套管鞋處壓力和最大立管壓力隨排量變化Fig.8 Variation of annular friction, the maximum wellhead back pressure, the maximum casing shoe pressure and the maximum standpipe pressure with pumping rate

6 排量優(yōu)化設(shè)計(jì)方法

利用建立的控壓鉆井井控模型,結(jié)合現(xiàn)場控壓鉆井井控作業(yè)方案,提出排量優(yōu)化設(shè)計(jì)方法,具體步驟如下:

(1)根據(jù)科里奧利流量計(jì)記錄的出口流量動(dòng)態(tài)曲線,確定氣侵“0”時(shí)刻,并記錄此時(shí)的立管壓力ps0,根據(jù)鉆柱內(nèi)單相流水力計(jì)算,得到井底壓力pb0。

(2)地面監(jiān)測到溢流后,通過調(diào)節(jié)井口節(jié)流閥快速施加井口回壓,一旦出口流量近似等于入口流量,記錄此時(shí)的立管壓力ps,由于排量不變,確定“0”時(shí)刻的井底壓差p=ps-ps0,進(jìn)而得到地層壓力pp=pb0+p。

(3)參考鄰井地層參數(shù),利用建立的井控模型,作出最大井口回壓、最大套管鞋處壓力和最大立管壓力隨排量變化曲線。結(jié)合安全系數(shù)校核后的RCD額定壓力,薄弱地層破裂壓力和額定泵壓,分別確定約束參數(shù)與上限的排量交點(diǎn)Q1、Q2和Q3。原鉆井液排量Q0為最小值,如果約束參數(shù)與上限值不相交,則交點(diǎn)取值Q0。

(4)確定優(yōu)化排量Q范圍:max[Q1,Q2]≤Q≤Q3。如果max[Q1,Q2]≤Q3,則排量取與原鉆井液排量Q0的相近值,即Q=max[Q1,Q2]。反之如果max[Q1,Q2]>Q3,則說明不論怎樣調(diào)節(jié)排量,均不能保障井控安全,只能選擇常規(guī)井控作業(yè)。

參考本文算例,利用提出的排量優(yōu)化設(shè)計(jì)方法優(yōu)選井控過程中的循環(huán)排量。分別根據(jù)圖9、10和11的變化曲線,確定Q1=27.9 L/s,Q2=22 L/s,Q3=44.3 L/s。由于max[Q1,Q2]≤Q3,因此優(yōu)化排量Q=max[Q1,Q2],即27.9 L/s。這說明當(dāng)循環(huán)排氣過程中的排量取27.9 L/s時(shí),可以滿足現(xiàn)場井控作業(yè)需要。

7 結(jié) 論

(1)在快速施加井口回壓階段,當(dāng)出口流量降至入口流量附近,井底壓力恰好高于地層壓力,確定了以出入口流量一致表征井底氣侵停止的可行性。

(2)在循環(huán)排氣階段,井口回壓達(dá)到最大值與氣體前沿運(yùn)移到井口存在明顯的時(shí)間滯后性,氣體運(yùn)移到套管鞋處時(shí)套管鞋處壓力最大,而立管壓力維持不變且為最大值。

(3)隨著排量的增加,最大井口回壓和最大套管鞋處壓力逐漸降低,而最大立管壓力逐漸增加。基于以上約束參數(shù)的承壓能力,提出了井控過程中排量優(yōu)化設(shè)計(jì)方案,對(duì)現(xiàn)場溢流控制和保障井控安全具有積極的意義。

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(編輯 李志芬)

Optimization of pumping rate for well control during managed pressure drilling

HE Miao1, LIU Gonghui1,2, LI Jun1, XIONG Chao3, YOU Ziwei4

(1.CollegeofPetroleumEngineeringinChinaUniversityofPetroleum,Beijing102249,China; 2.BeijingUniversityofTechnology,Beijing100124,China; 3.ResearchInstituteofEngineeringTechnologyofXinjiangOilfield,Karamay834000,China; 4.ResearchInstituteofPetroleumProductionEngineeringofHuabeiOilfield,Renqiu062552,China)

Well control via managed pressure drilling (MPD) is a new and effective method to deal with gas kicks and overflow problems, which includes two stages: initial control response and circulating out of gases. According to the gas-liquid-solid multiphase flow theory, a MPD well control model based on rapidly applying wellhead back pressure method was established, and a finite difference method was used to iteratively solve the model. The effects of pumping rate on the maximum wellhead back pressure, maximum casing shoe pressure and maximum standpipe pressure were analyzed using the model, and an optimized design method for the pumping rate as the objective function for well control safety was proposed. The simulation results show that, in the stage of gas circulating out, the standpipe pressure remains unchanged with its maximum value, and the peak value of the wellhead back pressure appears before the gas front migrates to the wellhead, while the maximum value of the casing shoe pressure appears when the gas front migrates to the casing shoe. The reasonability of using the consistence of outlet flow and inlet flow to indicate the stoppage of bottom hole influx can be verified using the model. The calculated pressure values using the model agree well with the experimental results.

managed pressure drilling; well control; wellhead back pressure; circulating out of gas; well control safety; pumping rate optimization

2015-09-10

國家自然科學(xué)基金項(xiàng)目(51334003，51274221，51274045，51374223)

何淼(1989-)，男，博士研究生，研究方向?yàn)榭貕恒@井、欠平衡鉆井和井筒多相流計(jì)算。E-mail：18810459934@163.com。

1673-5005(2016)04-0096-08

10.3969/j.issn.1673-5005.2016.04.012

TE 242

A

何淼，柳貢慧，李軍，等. 控壓鉆井井控過程中排量優(yōu)化設(shè)計(jì)[J].中國石油大學(xué)學(xué)報(bào)(自然科學(xué)版)，2016,40(4)：96-103.

HE Miao, LIU Gonghui, LI Jun, et al. Optimization of pumping rate for well control during managed pressure drilling[J].Journal of China University of Petroleum(Edition of Natural Science)，2016,40(4)：96-103.