中国石油大学研究生油气井流体力学.docx

油气井流体力学课程汇报 题 目：控压钻井技术应用研究 随着对更深更复杂地层的勘探开发活动的越发频繁，常常出现许多如井涌、井漏、有害气体泄漏、卡钻、起下钻时间过长等钻井复杂问题，窄密度窗口安全钻井问题是造成深井、高温高压井等钻井周期长、事故频繁、井下复杂的主要原因，目前国内外解决这些问题主要采用控压钻井技术。随着国内控压钻井技术的蓬勃发展，对控压钻井技术应用研究具有重要意义。 该技术关键是整个井下的循环体系作为一个承压的压力体进行操作，解决常规钻井中井底压力难以控制的弊病，通过提高钻井时效来优化常规钻井工艺措施。该技术主要是通过调整井口回压、钻井液密度、钻井液流变性能、环空摩阻，精确控制环空压力剖面和井底压力，使井底压力大于地层孔隙压力但是小于地层破裂压力，进行近平衡钻井，控制地层流体进入环空，减少发生井涌、井漏、卡钻的风险，对窄密度窗口作业具有较好地效果。 通过调研发现，国内外钻井技术正在向精确的压力控制方式转变，控压钻井技术具有较好地发展前景。据研究表明，精确的井筒压力控制能够克服80%的常规钻井遇到的复杂情况。钻井工作者已经意识到，控压钻井可以増加井控能力，增加机械转速，延长钻头寿命，减少非生产时间，下更少的套管柱，更少的泥浆损失和更安全的施工。 要想得到精确的压力控制方式，需要建立井筒压力控制模型并总结控压钻井井筒计算方法。 一 控压钻井压力控制理论模型 1.1 正常钻进与接单根压力控制理论模型 控压钻井过程中，钻完单根后一般先采用带泵划眼的方式拉划井壁一次，然后带泵将钻具提至坐卡位置后，司钻通知拉压钻井工程师后方可停泵接单根，故正常钻井时的理论模型为： 正常钻进时，井底压力控制模式为： ρmgH+Pfa+Pc=Pp+?C  上提钻具时，井底压力控制模式为： 带泵上提 ρmgH+Pfa+Pc+Psb=Pp+?C  接卸单根时，井底压力控制模式： ρmgH+Pc=Pp+?C 下放钻具时，井底压力控制模式为： 带泵下放单根： ρmgH+Pfa+Pc+Psb=Pp+?C 带泵划眼下钻； ρmgH+Pfa+Pc=Pp+?C 其中： Pc、Pp是井口套压、地层压力，MPa，?C是附加安全值，即允许井底压力控制有波动（IADC取值为±0.35，50psi），为确保波动后的环空压力剖面控制在安全窗口内，一般来讲?C取0.5-1MPa比较合适。 ρm是钻井液密度，Kg/m3； Pfa是环空循环压耗,MPa； H是井筒垂深，m； 注：符号下同。 1.2 起钻过程压力控制理论模型 控压钻井过程中重浆帽压井起钻工艺流程是：在原井浆中控制回压起钻至油层顶部以上的设计位置，打入一段高粘隔离液后再起钻至隔离液顶部，打入重浆替出原井浆至井口，压稳地层并确保井口控制套压自然降到零后，再起钻至井口。故起钻过程中建立的压力控制模型为： 控制井口回压原钻井液中起钻，控制模式为： 关泵上提起钻：ρmgH+Pc+Psb=Pp+?C 当起到设计井深H1时注入高粘隔离液，控制模式为： ρmgH-?H1+ρm1g?H1+Pfa双+Pc=Pp+?C Pfa双=Pfa高粘ρm1, ?H1+Pfaρm, H1-?H1 继续控压起钻至厲离液顶部H2（不能带泵起钻），控制模式为： ρmgH-?H1+ρm1g?H1+Psb+Pc=Pp+?C 在隔离液顶部H2处注入重浆帽时候，井筒压力控制模式为： ρmgH-?H1-?H2+ρm1g?H1+ρm2g?H2+P重浆+Pc=Pp+?C 重浆帽注完时，井筒压力控制模式为： ρmgH-?H1-?H2+ρm1g?H1+ρm2g?H2=Pp+?C 重浆帽注完起钻时候，井筒压力控制模式为： ρmgH-?H1-?H2+ρm1g?H1+ρm2g?H2=Pp+?C 起完钻时候，井筒压力控制模式为： ρmgH-?H1-?H2+ρm1g?H1+ρm2g?H2=Pp+?C 其中： ρm、ρm1、ρm2是正常钻进时钻井液密度、隔离液密度、重浆帽密度，Kg/m3； Pfa、Pfa双是环空摩擦压耗、环空双梯度摩擦压耗（隔离液与原密度钻井液、重浆帽和原密度钻井液在环空产生的双梯度循环摩擦压耗），MPa； H、?H1、?H2是井筒垂深、隔离液垂直高度、重浆帽垂直高度，m； 1.3 下钻过程压力控制理论模型 控压钻井中重浆帽足井方式下钻工艺流程是：在高密度泥浆帽中下钻至高粘隔离液底部，注入原浆替换出重浆至井口，井口套压从零逐渐恢复到起钻前控制套压，再带压下钻直至原井深。故下钻过程建立的理论模型为： 下钻前，井筒处于近平衡或微过平衡状态，井口套压为零，井底压力控制模式为：ρmgH-?H1-?H2+ρm1g?H1+ρm2g?H2=Pp+?C 在高密度泥浆帽中下钻过程中，井筒压力控制模式为： ρmgH-?H1-?H2+ρm1