一种动态变参数压井工艺方法技术

本发明专利技术提供了一种动态变参数压井工艺方法，属于安全钻井领域。该方法包括：(1)获取钻井过程中的基本参数；(2)根据所述基本参数计算地层压力及气侵速率；(3)根据步骤(2)的结果配置两种不同密度的压井液，并确定不同密度压井液体积；(4)进行正循环压井作业：采用两种不同密度的压井液进行压井作业，在压井过程中实时动态调整套管压力、立管压力和循环排量。该方法容易实现，压井效果好，可快速降低井口压力过高的风险，较常规压井方法成功率高，能够满足高温高压深井气侵压井安全作业的要求。

【技术实现步骤摘要】
一种动态变参数压井工艺方法
本专利技术属于安全钻井领域，具体涉及一种动态变参数压井工艺方法，用于高压气井钻井过程中发生气侵溢流时的压气侵安全控制与排溢。
技术介绍
随着我国经济社会对油气资源需求的不断提高，油气勘探开发逐步向深部复杂储层进军，如四川盆地、塔里木盆地深部地层均蕴含着丰富的油气资源。由于这些地区资源埋藏超深、井底压力、温度超高，导致了一系列的钻井难题，尤其是井控安全问题突出。对于埋藏深的海相碳酸盐岩储层，储集空间多为孔隙、裂缝为主，钻进过程中易发生气液置换，循环排气时间长，溢流时有发生。深井、超深井气侵压井作业与常规浅井相比，压井作业时间长、井口压力高、压井难度大。目前常用的压井方法主要有工程师法、司钻法、压回法等，它们存在如下问题：(1)超深井压井过程中采用司钻法压井第一循环周时井口压力高，失控风险大；(2)传统工程师法压井采用单一密度压井液进行作业，对于深井超深井窄密度窗口压井作业循环压井时间长，压井过程中易引起井下漏失、二次溢流等复杂情况；(3)压回法压井过程中通常采用过高密度的压井液进行压井，不利于储层保护，反复压回后易造成地层压力过高，后续钻进困难。随着深井超深井钻探的不断增多，特别是碳酸盐岩储层钻进过程中，气液置换频繁，溢流井控风险高，传统压井方法已经不能满足深井超深井安全压井的要求。
技术实现思路
本专利技术的目的在于解决上述现有技术中存在的难题，提供一种动态变参数压井工艺方法，通过采用多种密度压井液进行压井作业，压井作业过程中实时动态调整压井施工参数，达到及早降低套管压力，解除井口风险的压井工艺方法，确保深井超深井压井作业一次成功，提高压井成功率。本专利技术是通过以下技术方案实现的：一种动态变参数压井工艺方法，所述方法包括：(1)获取钻井过程中的基本参数；(2)根据所述基本参数计算地层压力及气侵速率；(3)根据步骤(2)的结果配置两种不同密度的压井液，并确定不同密度压井液体积；(4)进行正循环压井作业：采用两种不同密度的压井液进行压井作业，在压井过程中实时动态调整套管压力、立管压力和循环排量。所述步骤(1)是这样实现的：根据钻井设计、钻井实钻数据获取地层破裂压力、漏失压力、地层坍塌压力、当前井身结构、钻具结构、钻井液性能、套管强度数据；根据溢流关井情况获取关井套管压力、关井立管压力、池积变化量和实时录井数据。所述步骤(2)是这样实现的：利用下式计算地层压力：Pp＝Phi+Psp式中：Pp为地层压力，MPa；Phi为管内井底静液柱压力，MPa；Psp为关井立管压力，MPa。所述关井立管压力Psp是这样获得的：当钻具中没有装回压凡尔时，关井立管压力Psp直接通过井口立压表示值得到，当钻具中装有回压凡尔时则通过低泵速试验结合关井套管压力求取得到关井立管压力Psp。所述步骤(3)中的根据步骤(2)的结果配置两种不同密度的压井液是这样实现的：根据所述地层压力、地层破裂压力，配置两种密度的压井液，分别为低密度压井液A及高密度压井液B；所述低密度压井液A的密度如下：所述高密度压井液B的密度如下：ρB＝ρA+Δρ2式中：H为井筒垂深，m；Δρ1为附加安全系数，g/cm3；Δρ2为高密度压井液密度附加系数，g/cm3。所述Δρ1的取值范围为0.07-0.15g/cm3，Δρ2的取值范围为0.2-0.5g/cm3。所述步骤(3)中的确定不同密度压井液体积是这样实现的：其中，为了确保迅速降低套管压力，高密度压井液B体积下限应大于等于钻具内容积；根据确定的压井液密度确定不同密度压井液的体积，按薄弱地层的破裂压力计算所允许的高密度压井液B的最大环空液柱长度，采用如下方程组求取其值：式中：Pf为地层破裂压力，MPa；HB,max为高密度压井液B的环空液柱垂直长度最高允许值，m；HA为低密度压井液A在环空中的液柱垂直高度，若薄弱地层漏失压力小于地层破裂压力，则将上式中的地层破裂压力换为地层漏失压力计算即可；通过上式计算得到其环空液柱垂直长度之后，根据测斜数据确定高密度压井液B在井筒中的长度，结合环空几何尺寸求取得到高密度压井液B体积，若计算所得的体积小于钻具内容积，则对初步确定的高密度压井液B的密度进行优化，调低其值，确保其体积大于等于钻具内容积；高密度压井液B的体积范围确定后，根据现场重浆储备情况最终确定其使用体积，即最短时间内准备不少于钻具内容积的高密度压井液B；低密度压井液A的体积要满足一个循环周的用量。所述步骤(4)是这样实现的：(41)压井开始时首先泵入高密度压井液B，泵入完高密度压井液B后再泵入低密度压井液A；设T0时刻开始泵入高密度压井液B，T1时刻开始泵入低密度压井液A；(42)实时动态调整套管压力：开始压井时首先保持套管压力不变，根据实时泵入流量大小按时间积分求取泵入的压井液的体积，设定压井液循环至钻头时刻为T2，利用下式控制整个压井过程中的套管压力：式中：Pa为关井套管压力，MPa；ΔPia，i为ti时刻压井液进入环空后的环空压降与压井液未进入环空时的环空压降的差值引起的井底压力变化量，MPa；HAa，i为ti时刻低密度压井液在环空中所占环空垂直长度，当其未进入环空时则为0，m；HBa，i为ti时刻高密度钻井液在环空中所占的环空垂直长度，m；(43)实时动态调整立管压力与循环排量：(a)保持循环排量为初始压井排量不变，直至泵压下降至设定的最低安全值SPPmin,s，该阶段采用下式控制循环排量：Qi＝Q0SPPi≥SPPmin,s式中：Q0为初始压井排量，L/s；该阶段不对立管压力进行控制，立管压力在该阶段的动态变化由如下函数表示：SPPi＝SPP0-0.00981Δρ1HAp,i-0.00981(Δρ1+Δρ2)HBp,i式中：SPP0为T0时刻压井排量为Q0时的立管压力，MPa；HAp，i为ti时刻钻柱内压井液A的垂直长度，ti<T1时HAp，i为0，m；HBp，i为ti时刻压井液B在钻柱内垂直长度，m。(b)动态调整循环排量：不断调整循环排量Qi，保持立管压力恒定等于设定的最小允许立管压力SPPmin，s；(c)当压井液出钻头后，即ti>T2后，开始保持当前循环排量不变，此时立管压力用如下方程表示：SPPi+1-SPPi＝(Phi，i-Phi,i+1)+(Pho，i+1-Pho,i)+ΔPfi，i+ΔPfo，i+ΔPbit,i其中，Phi，i、Phi,i+1分别为ti、ti+1时刻钻柱内液柱压力，MPa；Pho，i、Pho,i+1分别为ti、ti+1时刻环空液柱压力，MPa；ΔPfo，i、ΔPfi，i、ΔPbit，i分别为ti+1时刻与ti时刻环空压降、钻具内压降、钻头压降的变化量，MPa；(d)确定最高允许排量Qfin；(e)缓慢动态降低循环排量，逐步降低至Qfin：当立管压力上升速度有增大趋势时，平稳调低循环排量，保持立管压力平稳上升甚至不变，直至排量降低至Qfin；(f)保持循环排量Qfin直至整个井筒中全部为低密度压井液A，压井结束。所述步骤(b)是这样实现的：(b1)，根据Qi和下面两个式子计算ti时刻的液柱压力Phi，i和Pho，i，设计数变量j＝1；Phi，i＝0.00981(ρmudHmud，i+ρAHAp，i+ρBHBp，i)Pho，i本文档来自技高网...

【技术保护点】
1.一种动态变参数压井工艺方法，其特征在于：所述方法包括：(1)获取钻井过程中的基本参数；(2)根据所述基本参数计算地层压力及气侵速率；(3)根据步骤(2)的结果配置两种不同密度的压井液，并确定不同密度压井液体积；(4)进行正循环压井作业：采用两种不同密度的压井液进行压井作业，在压井过程中实时动态调整套管压力、立管压力和循环排量。

【技术特征摘要】
1.一种动态变参数压井工艺方法，其特征在于：所述方法包括：(1)获取钻井过程中的基本参数；(2)根据所述基本参数计算地层压力及气侵速率；(3)根据步骤(2)的结果配置两种不同密度的压井液，并确定不同密度压井液体积；(4)进行正循环压井作业：采用两种不同密度的压井液进行压井作业，在压井过程中实时动态调整套管压力、立管压力和循环排量。2.根据权利要求1所述的动态变参数压井工艺方法，其特征在于：所述步骤(1)是这样实现的：根据钻井设计、钻井实钻数据获取地层破裂压力、漏失压力、地层坍塌压力、当前井身结构、钻具结构、钻井液性能、套管强度数据；根据溢流关井情况获取关井套管压力、关井立管压力、池积变化量和实时录井数据。3.根据权利要求1所述的动态变参数压井工艺方法，其特征在于：所述步骤(2)是这样实现的：利用下式计算地层压力：Pp＝Phi+Psp式中：Pp为地层压力，MPa；Phi为管内井底静液柱压力，MPa；Psp为关井立管压力，MPa。4.根据权利要求3所述的动态变参数压井工艺方法，其特征在于：所述关井立管压力Psp是这样获得的：当钻具中没有装回压凡尔时，关井立管压力Psp直接通过井口立压表示值得到，当钻具中装有回压凡尔时则通过低泵速试验结合关井套管压力求取得到关井立管压力Psp。5.根据权利要求1所述的动态变参数压井工艺方法，其特征在于：所述步骤(3)中的根据步骤(2)的结果配置两种不同密度的压井液是这样实现的：根据所述地层压力、地层破裂压力，配置两种密度的压井液，分别为低密度压井液A及高密度压井液B；所述低密度压井液A的密度如下：所述高密度压井液B的密度如下：ρB＝ρA+Δρ2式中：H为井筒垂深，m；Δρ1为附加安全系数，g/cm3；Δρ2为高密度压井液密度附加系数，g/cm3。6.根据权利要求5所述的动态变参数压井工艺方法，其特征在于：所述Δρ1的取值范围为0.07-0.15g/cm3，Δρ2的取值范围为0.2-0.5g/cm3。7.根据权利要求6所述的动态变参数压井工艺方法，其特征在于：所述步骤(3)中的确定不同密度压井液体积是这样实现的：根据确定的压井液密度确定不同密度压井液的体积，按薄弱地层的破裂压力计算所允许的高密度压井液B的最大环空液柱长度，采用如下方程组求取其值：式中：Pf为地层破裂压力，MPa；HB,max为高密度压井液B的环空液柱垂直长度最高允许值，m；HA为低密度压井液A在环空中的液柱垂直高度,m；若薄弱地层漏失压力小于地层破裂压力，则将上式中的地层破裂压力换为地层漏失压力计算即可；通过上式计算得到其环空液柱垂直长度之后，根据测斜数据确定高密度压井液B在井筒中的长度，结合环空几何尺寸求取得到高密度压井液B体积，若计算所得的体积小于钻具内容积，则对初步确定的高密度压井液B的密度进行优化，调低其值，确保其体积大于等于钻具内容积；高密度压井液B的体积范围确定后，根据现场重浆储备情况最终确定其使用体积，即最短时间内准备不少于钻具内容积的高密度压井液B；低密度压井液A的体积要满足一个循环周的用量。8.根据权利要求7所述的动态变参数压井工艺方法，其特征在于：所述步骤(4)是这样实现的：(41)压井开始时首先泵入高密度压井液B，泵入完高密度压井液B后再泵入低密度压井液A；设T0时刻开始泵入高密度压井液B，T1时刻开始泵入低密度压井液A；(42)实时动态调整套管压力：开始压井时首先保持套管压力不变，根据实时泵入流量大小按时间积分求取泵入的压井液的体积，设定压井液循环至钻头时刻为T2，利用下式控制整个压井过程中的套管压力：式中：Pa为关井套管压力，MPa；ΔPla，i为ti时刻压井液进入环空后的环空压降与压井液未进入环空时的环空压降的差值所引起的井底压力变化量，MPa；HAa，i为ti时刻低密度压井液在环空中所占环空垂直长度，当其未进入环空时则为0，m；HBa，i为ti时刻高密度钻井液在环空中所占的环空垂直长度，m；(43)实时动态调整立管压力与循环排量：(a)保持循环排量为初始压井排量不变，直至泵压下降至设定的最低安全值SPPmin,s，该阶段采用下式控制...

【专利技术属性】
技术研发人员：牛新明，周号博，王果，张进双，范红康，孙连忠，陈小锋，张建龙，刘卫东，刘建华，
申请(专利权)人：中国石油化工股份有限公司，中国石油化工股份有限公司石油工程技术研究院，
类型：发明
国别省市：北京,11