深水鉆井司鉆法壓井過程中立管壓力和地層受力變化規(guī)律

張 艷 翟曉鵬（長江大學石油工程學院，湖北武漢 430100）

引用格式：張艷，翟曉鵬.深水鉆井司鉆法壓井過程中立管壓力和地層受力變化規(guī)律［J］.石油鉆采工藝，2015，37（5）：14-16，21.

深水鉆井司鉆法壓井過程中立管壓力和地層受力變化規(guī)律

張 艷 翟曉鵬
（長江大學石油工程學院，湖北武漢 430100）

引用格式：張艷，翟曉鵬.深水鉆井司鉆法壓井過程中立管壓力和地層受力變化規(guī)律［J］.石油鉆采工藝，2015，37（5）：14-16，21.

摘要：深水鉆井地層破裂壓力低、鉆井液密度窗口窄，溢流時采用司鉆法壓井，往往未控制溢流卻又誘發(fā)井漏事故。因此采用深水司鉆法壓井時地層受力顯得尤為重要。考慮節(jié)流管匯影響，利用流體動力學，建立了深水鉆井司鉆法壓井立管壓力和地層受力計算模型，分析了深水司鉆法壓井中立管壓力和地層壓力變化規(guī)律，給出了司鉆法壓井過程中累計泵入長度對應的立管壓力、套壓、地層受力變化曲線，結合地層破裂壓力極限值，確定壓井過程中最優(yōu)壓井排量。對于壓井排量和鉆具組合相同的情況，司鉆法壓井時，套管鞋越深，套管鞋處地層受力越大；深度大的套管鞋位置出現(xiàn)最大壓力時間要早于深度小的套管鞋位置；當天然氣柱頂部達到井深某處時，某處地層受力最大；當天然氣柱頂部達到井口時，套管壓力最大，并且地層受力最大值總是早于套管壓力最大值。

關鍵詞：鉆井；司鉆法；立管壓力；節(jié)流壓力；壓井

司鉆法壓井是目前常用的壓井方法。深水鉆井的防噴器組安裝在海底，防噴器與井口用節(jié)流管線連通。節(jié)流管線的管內壓耗直接影響壓井過程中立管壓力和套管鞋處地層受力。因此準確掌握立管壓力、套壓、套管鞋處地層受力變化，是深水壓井成功的關鍵。劉瑞文［1］（2007）研究深水司鉆法壓時沒有考慮液柱壓力對地層的影響；郝俊芳等［2］（1983）考慮司鉆法對地層受力的影響，卻沒有考慮深水環(huán)境。Kumar J M［3］（1996）、Patrick Isambourg［4］（2002）、Borre Fossil［5］（2004）等考慮深水壓井過程中的環(huán)空壓耗，沒有考慮壓井過程中的地層受力。Avignon B等［6-8］（Eamonn F，2002；Bertin D，1998；Avignon B，2003）介紹了深水鉆井中井口壓力的變化趨勢，沒有給出計算模型。孫寶江等［9］（2008）給出深水司鉆法循環(huán)流量和節(jié)流壓力的計算模型，卻沒有考慮壓井壓力對地層破裂壓力的影響。

事實上，深水油氣鉆井既應該考慮節(jié)流管匯的影響，又應該考慮深水環(huán)境下壓井壓力對地層破裂壓力的影響，只有建立考慮節(jié)流管匯摩擦阻力和地層壓力相結合的司鉆法壓井模型才能有效地指導鉆井施工。

本文先計算不同壓井周期的立管壓力，通過控制立管壓力，確定井底壓力，并根據井底壓力建立不同井深處的地層受力計算模型，最終確定壓井過程中不壓漏地層的安全排量。

1　壓井過程中壓力計算

司鉆法壓井需要2個循環(huán)周完成壓井作業(yè)。第1個循環(huán)周用原密度鉆井液循環(huán)排除井內氣侵的天然氣；第2個循環(huán)周用壓井液頂替原鉆井液，壓住地層。在壓井循環(huán)時，通過立管壓力控制井底壓力，通過調節(jié)節(jié)流閥的開啟程度控制初始立管壓力，其計算表達式pTab為

pTab=pd+pci（1）

式中，pd為關井立管壓力，MPa；pci為壓井排量下的循環(huán)壓力，MPa。

然后通過調節(jié)節(jié)流閥，用壓井液循環(huán)，壓井液壓力由管柱內下行到井底前任一點處的立管壓力pTab由式（2）計算。

其中

式中，pb為井底壓力，MPa；ρm分別為壓井液和鉆井液密度，g/cm3；Gk、Gm為壓井液和鉆井液壓力梯度，MPa/m；pLc為管柱內壓耗，MPa，ρave為管內流平均密度，g/cm3；H為井深，m；y1為地層受力最大時環(huán)空鉆井液上返高度，m；hw為溢流天然氣在井底環(huán)空所占高度，m；Zb、Zx分別為天然氣在井底和井深x處的壓縮系數(shù)，無量綱；Tb、Tx分別為天然氣在井底和井深x處的溫度，K。

壓井液進入環(huán)空后，管柱內始終是壓井液，管柱內靜液柱壓力不發(fā)生變化，所以立管壓力不發(fā)生變化。壓井液由環(huán)空上返至防噴器的立管壓力和由防噴器上返至井口任一點處的立管壓力，其計算方法可參考文獻［1］。

在得到不同壓井周期的立管壓力后，通過控制節(jié)流管匯壓力，確定井底壓力，并根據“U”型管連通原理建立不同井深處的地層受力計算模型。

2　任意井深處地層受力計算模型

深水環(huán)境中地層破裂壓力低，使得司鉆法壓井在排除溢流過程中，由于壓井液密度的影響，誘發(fā)井漏復雜事故。因此在司鉆法壓井中需要考慮不同井深或套管鞋處地層受力，以便更好地控制溢流。

氣柱頂部被頂替到任意井深處，地層受力可由式（3）求得。

式中， p

hab

為氣柱頂部被頂替到任意井深處地層受力，MPa；p

w

為天然氣重量壓力，MPa；h

c

為溢流天然氣在環(huán)空所占高度，m。

氣柱底部被頂替到任意井深處以及被頂替到井口，地層受力可由式（4）、（5）分別求得。

phcd=pd+hcGm(H ?hc≤y ≤y1)（5）

式中， phbc為氣柱底部被頂替到任意井深處地層受力，MPa； phcb為氣柱底部被頂替到井口地層受力，MPa。

壓井液在管柱內從井底到任意井深處及被頂替到井口，地層受力可由式（6）、（7）分別求得。

phfg= pd+( Gk?Gm) y +hcGm(0≤y ≤H ?hc)（6）

壓井液頂部上返到井口的地層受力phgh

phgh=hcGk(H ?hc≤y ≤H) （7）

式中， phfg為壓井液在管柱內從井底到任意井深處地層受力，MPa；phgh為壓井液頂部上返到井口的地層受力，MPa。

3　壓井過程中安全排量計算

深水司鉆法壓井過程中，如果排量過大，容易壓漏套管鞋處地層，因此在壓井時必須保證套管鞋處受力pb2小于套管鞋處地層破裂壓力pf

pb2=pa+ph+pci+pLc

式（8）中pci和pLc都可表示為排量Q的函數(shù)［1-2］

將公式（9）、（10）代入式（8）則

式中，pa為關井套壓，可從壓力表讀取，MPa；ph為流體靜液柱壓力，MPa； f為管路水力摩阻因數(shù)；λ為環(huán)空水力摩阻因數(shù)；din為管路內徑，m；daout為環(huán)空外徑，m；dain為環(huán)空內徑，m。

若已知地層破裂壓力，可以通過式（11）確定司鉆法壓井時的安全排量Q。

4　工程實例

WL井位于中國南海區(qū)域，離香港東南330 km，井深2 500 m，水深500 m，套管鞋深度1 500 m，節(jié)流管線510 m，海底溫度為2.37℃，地溫梯度2.35 ℃/100 m。鉆桿外徑127 mm，鉆桿內徑110 mm，套管外徑244.5 mm，套管內徑226.16 mm，忽略鉆鋌與鉆桿的截面差異，初始鉆井液密度1.3 g/cm3，關井套管壓力3.8 MPa。

套管鞋處地層破裂壓力為23.54 MPa，根據上述安全排量計算公式，確定不同排量下的地層受力，計算結果表明，保證套管鞋處壓力小于套管鞋地層破裂壓力的排量應小于18 L/s。

若套管鞋位置在500 m、1 000 m井深位置處，其他計算參數(shù)一致。根據上述模型建立不同套管鞋處地層受力變化趨勢，如圖1。

圖1　 不同套管鞋位置地層受力變化曲線

從圖1中可以看出套管鞋深度越深，受到地層作用力就越大；深度大的套管鞋出現(xiàn)最大地層受力時間（累積泵入長度）要早于深度小套管鞋出現(xiàn)最大地層受力時間。

根據立管壓力、套壓、地層受力計算模型，確定WL井司鉆法壓井過程中的壓力變化，如圖2所示。

圖2　 司鉆法壓井中壓力變化曲線

從圖2中可以看出，立管壓力最大值出現(xiàn)在第1循環(huán)周結束時，即井內的溢流天然氣排出井口時間段，以后立管壓力逐漸降低并趨于穩(wěn)定，在壓井液通過節(jié)流管匯返出井口時，立管壓力有所增加。

5　結論

（1）深水司鉆法考慮節(jié)流管匯的影響，立管壓力最大值出現(xiàn)溢流天然氣排出井口時間段，以后立管壓力逐漸降低并趨于穩(wěn)定。

（2）在壓井排量和鉆具組合相同條件下，套管鞋深度越深，受到的地層受力越大；深度大的套管鞋處出現(xiàn)最大地層受力時間要早于深度小的套管鞋處。

（3）司鉆法壓井時，當天然氣柱頂部達到井深某處時，某處地層受力最大；當天然氣柱頂部達到井口時，套管壓力最大；而且地層受力最大值總是早于套管壓力最大值。

參考文獻：

［1］ 劉瑞文，張曙輝，于鐵軍.深水井控司鉆法壓井模擬［J］.鉆采工藝，2007，30（3）：23-26.

Change law of standpipe pressure and formation stress during well killing by driller method in deepwater drilling

ZHANG Yan, ZHAI Xiangpeng
（Petroleum Engineering School of Yangtze University, Wuhan 430100, China）

Abstract:During deepwater drilling, the formation breakdown pressure is low and the window of drilling fluid density is narrow, so when driller’s method is used to kill a well for well kicks, the result is that the kick is not controlled but lost circulation incident may be induced. Hence, formation stress seems particularly important when driller’s method is used for well killing in deepwater drilling. This paper takes into account the effect of choke manifold, uses fluid dynamics to build a model to calculate standpipe pressure and formation stress when driller’s method is used to kill a well in deepwater drilling. Also, this paper analyzes the varying pattern of standpipe pressure and formation stress during well killing by driller’s method in deepwater drilling, provides the changing curves of standpipe pressure, casing pressure and formation stress relative to cumulative pumping length during well killing by driller’s method, and determines the optimal kill rate during well killing in conjunction with the limit of formation breakdown pressure. When the kill rate and BHA are the same, the deeper the casing shoe is, the greater the formation stress is at the casing shoe during well killing by driller’s method. The occurrence of maximum pressure at the casing shoe of great depth is earlier than that smaller depth. When the top of gas column reaches certain point in the hole, that point shall be under the maximum pressure. When the top of gas column reaches the wellhead, the casing pressure is the greatest, and the maximum value of formation stress is always earlier than that of casing pressure.

Key words:drilling; driller method; standpipe pressure; throttling pressure; well killing

作者簡介：張艷，1983年生。博士研究生，主要從事鉆完井研究，講師。電話：027-69111046。E-mail： yanzhang1018@163.com。

基金項目：國家自然科學基金“腐蝕-沖蝕耦合作用下套管柱可靠性研究”（編號：51274047）；國家科技重大專項“深水鉆完井及其救援井應用技術研究”（編號：2011ZX05026-001-04）。

doi:10.13639/j.odpt.2015.05.004

文章編號：1000 – 7393（2015）05 – 0014 – 03

文獻標識碼：A

中圖分類號：TE52