CN108825125B - 一种动态变参数压井工艺方法 - Google Patents

一种动态变参数压井工艺方法 Download PDF

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Abstract

本发明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。

Description

一种动态变参数压井工艺方法
技术领域
本发明属于安全钻井领域，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。
背景技术
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。
发明内容
本发明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。
本发明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：
Figure BDA0001287036950000032
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：
Figure BDA0001287036950000041
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＝Q0 SPPi≥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＝0.00981(ρmudHmud，i+ρmix，iHmix，i+ρAHAa，i+ρBHBa，i)式中：Phi，i为ti时刻管内液柱压力，MPa；Pho，i为ti时刻环空液柱压力，MPa；ρmud为钻井液密度，g/cm3；Hmud，i为ti时刻钻柱内原钻井液所占钻柱段垂直长度，m；ρmix，i为ti时刻环空内气侵多相流段混相密度，g/cm3；Hmix，i为ti时刻混相流在环空内的垂直长度，m；
(b2),计算Qi+1，temp＝Qi+j×ΔQmin；Qi+1，temp为ti+1时刻的试算排量；Qi为ti时刻的排量；ΔQmin为试算步长；
(b3)，采用流量Qi+1，temp试算下一时刻的管内液柱压力和环空液柱压力；
(b4)，运用钻井水力学计算模型计算Qi+1时的环空压降、钻具内压降、钻头压降；
(b5)，将计算所得的管内液柱压力和环空液柱压力、环空压降钻具内压降、钻头压降代下式；
[(Phi，i+1-Phi，i)-(Phi，i+1-Phi，i)]-(ΔPfo，i+ΔPfi，i+ΔPbit，i)＝0
其中，ΔPfo，i、ΔPfi，i、ΔPbit，i分别为排量变化后的环空压降、钻具内压降、钻头压降的增量，MPa；
(b6)，判断式步骤(b5)中的式子的结果是否小于ε，如果否，则j＝j+1,然后返回步骤(b2)，如果是，则转入步骤(b7)；
(b7)，Qi+1＝Qi+1，temp。
所述步骤(d)是这样实现的：
最终循环排量Qfin满足如下条件，即高密度压井液B返至井口的立管压力与设定最高立管压力相等，由如下方程表示：
Figure BDA0001287036950000071
式中：为Qfin排量下高密度压井液B返至井口处的立管压力，MPa；、Pfi，A、Pfo，A分别为低密度压井液A在钻柱内及环空中的压降，MPa；Pfi，B、Pfo，B分别为高密度压井液B在钻柱内及环空中的压降，MPa；Pbit为钻头压降，MPa；
根据泵入的低密度压井液A、高密度压井液B在井筒内分布情况、结合井身结构、钻具结构、钻井液性能这些基础参数计算高密度压井液B返至井口时泵压达到SPPmax.s时的排量即为最终排量Qfin,通过迭代即可求取得到其值。
与现有技术相比，本发明的有益效果是：本发明所涉及的控制方法可以满足深井超深井气侵发生时的压井作业需求。该方法可以基于气侵特征参数、实时录井数据、井身结构、钻具结构等，通过计算分析，快速确定最有效的压井方法，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。
附图说明
图1本发明方法中动态调整排量的步骤框图
图2本发明实施例中的压力-时间图
图3本发明方法的步骤框图。
具体实施方式
下面结合附图对本发明作进一步详细描述：
本发明提出了一种动态变参数压井工艺方法，能够满足深井超深井气侵压井安全施工的技术需求。动态变参数压井方法首先根据关井套管压力确定地层压力系数，设计两种密度压井液，并确定不同密度压井液体积，分段连续泵入压井液进行压井作业，在压井过程中根据井口立压、套压变化情况实时调整压井排量，尽早压稳地层。实现方法如下：(1)首先获取钻井、气侵基础数据，根据基础数据计算地层压力、压井过程中最高允许套管压力；(2)根据气侵量大小，计算所得地层压力模拟计算设计压井过程中所需要的压井液密度、压井液体积、压井过程中的排量、立压、套管压力等数据；(3)根据前述计算分析进行压井作业，在压井过程中进行实时压力计算分析与压井参数控制，实现成功压井作业。
本发明的主要步骤如图3所示，包括：
(1)获取钻井过程中的基本参数。
根据钻井设计、钻井实钻数据获取地层破裂压力、地层坍塌压力、当前井身结构、钻具结构、钻井液性能(密度、流变性)、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、实时录井数据。
(2)计算地层压力系数及气侵速率
根据关井套管压力、立管压力、池积变化量、实时录井数据计算地层压力，相关如下方程计算地层压力。
Pp＝Phi+Psp (1)
式中：Pp—地层压力，MPa；Phi—管内井底静液柱压力，MPa；Psp—关井立管压力，MPa。当钻具中没有装回压凡尔时关井立管压力可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需要通过低泵速试验结合关井套管压力求取得到。
(3)配置不同密度的钻井液
本发明与常规工程师法压井的区别在于首先需配置一高一低两种密度的压井液，也是该发明的核心之一。根据计算所得地层压力、地层破裂压力等相关参数，配置两种密度的压井液准备压井，分别为低密度压井液A及高密度压井液B。低密度压井液A按正常工程师法压井所需钻井液密度确定方法确定，高密度压井液B可按低密度钻井液A密度再提高0.2-0.5g/cm3。
Figure BDA0001287036950000091
ρB＝ρA+Δρ2 (3)
式中：H—井筒垂深，m；Δρ1—附加安全系数，g/cm3,根据气井井控安全要求,取值范围在0.07-0.15g/cm3之间；Δρ2—高密度压井液密度附加系数，g/cm3。
在初步确定了压井液密度之后根据确定的压井液密度确定不同密度压井液体积，主要是重密度压井液体积的确定，为了确保迅速降低套管压力，其体积应高于整个钻具内容积。按薄弱地层的破裂压力(漏失压力)计算所允许的重浆B的最大环空液柱长度，可采用如下方程组求取其值：
Figure BDA0001287036950000101
式中：Pf—地层破裂压力，MPa；HB,max—压井液B环空液柱垂直长度最高允许值，m；HA—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长度之后，根据测斜数据确定压井液B在井筒中的长度，结合环空几何尺寸求取得到其体积，若计算所得体积小于最小体积(钻具内容积)，则需对初步确定的压井液B密度进行优化，适当调低其值，确保其最大体积大于等于钻柱容积。
压井液B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(最短时间内准备不少于其体积下限的压井液B)；压井液A的体积要满足一个循环周的用量。
(4)进行正循环压井作业
本发明的重点不仅在于采用高、低两种密度压井液进行压井作业，为了压井过程中及早降低井口风险、降低套压，在压井过程中还需要实时动态调整套循环排量、立管压力、套管压力等参数。正循环压井作业过程参数动态调整方法如下：
①压井液泵入顺序
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。
②套压控制原则
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体积，，当压井液出钻头后，按正常情况随着压井液B(压井液密度>井筒钻井液密度)在井筒内不断增多，需要通过实时计算分析降低井口套管压力，迅速降低井口风险。设定压井液循环至钻头时刻为T2，则可得整个压井过程中的套压控制函数如下所示：
式中：Pa—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。
③立管压力与压井排量控制原则
(a)保持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。在压井顶替过程中由于首先注入高密度压井液B，随泵入高密度压井液的持续泵入，受重力作用，整个循环系统循环阻力下降，在压井作业初期立管压力不断降低。
该阶段循环排量控制如下方程所示：
Qi＝Q0 SPPi≥SPPmin,s (6)
式中：Q0—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-Δρ1HAp,i-(Δρ1+Δρ2)HBp,i
SPPi＝SPP0-0.00981Δρ1HAp,i-0.00981(Δρ1+Δρ2)HBp,i
(7)
式中：SPP0为T0时刻压井排量为Q0时的立管压力，MPa；HAp，i—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，保持立管压力等于安全设定立管压力SPPmin，s。随着压井液不断进入钻柱内(压井液密度>环空钻井液密度)，由于受重力作用抵消了部分循环摩阻，导致立管压力降低，且随着压井液B不断泵入，降低幅度越来越大，为了保持立管压力恒定，必须不断对循环排量Qi进行调整。
首先根据如下方程计算管内、环空的液柱压力：
Phi，i＝0.00981(ρmudHmud，i+ρAHAp，i+ρBHBp，i) (8)
Pho，i＝0.00981(ρmudHmud，i+ρmix，iHmix，i+ρAHAa，i+ρBHBa，i) (9)
式中：Phi，i为ti时刻钻柱内液柱压力，MPa；Pho，i为ti时刻环空液柱压力，MPa；ρmud为钻井液密度，g/cm3；Hmud，i为ti时刻钻柱内原钻井液所占钻柱段垂直长度，m；ρmix，i为ti时刻环空内气侵多相流段混相密度，g/cm3；Hmix，i为ti时刻混相流在环空内的垂直长度，m；ti<T1时HAp，i为0，m；在ti<T1阶段压井液还没有泵入环空，HBa,i＝0因此式(9)可简化为下式：
Pho，i＝0.00981(ρmudHmud，i+ρmix，iHmix，i) (10)
在此过程根据U型管原理在该阶段有如下等式：
SPPi＝(WHP+Pho，i+Pfo，i)-(Phi，i-Pfi，i) (11)
为了使式(11)立管压力值等于设定最低安全立管压力值，则需要通过迭代计算求取下一时刻所应调整的排量值，即Qi+1＝Qi+ΔQi，求取满足如下方程的排量Q：
[(Phi，i+1-Phi，i)-(Phi，i+1-Phi，i)]-(ΔPfo，i+ΔPfi，i+ΔPbit，i)＝0 (12)
其中，Phi，i、Phi,i+1为ti、ti+1时刻钻柱内液柱压力，MPa；Pho，i、Pho,i+1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；。
根据上述方法逐步动态调整循环排量保持立管压力恒定直至压井液由出钻头进入环空。可根据图1流程进行动态排量调整，具体如下：
(b1)，根据Qi、式(8)、式(9)计算ti时刻的液柱压力Phi，i和Pho，i，设计数变量j＝1；
(b2),计算Qi+1，temp＝Qi+j×ΔQmin；Qi+1，temp为ti+1时刻的试算排量；Qi为ti时刻的排量；ΔQmin为试算步长，j为试算次数；
(b3)，采用流量Qi+1，temp试算下一时刻的管内液柱压力和环空液柱压力；
(b4)，运用钻井水力学计算模型计算计算Qi+1时的循环阻力；
(b5)，将计算所得的管内液柱压力和环空液柱压力、循环阻力、钻头压降代入式(12)；
(b6)，判断式(12)的结果是否小于ε(设定的允许误差值，可自行设定，0.1MPa，0.01MPa，0.001MPa均可)，如果否，则j＝j+1,然后返回步骤(b2)，如果是，则转入步骤(b7)；
(b7)，Qi+1＝Qi+1，temp。
(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，观察立管压力变化情况，此时立管压力有缓慢上升趋势，此时立管压力可表示为如下方程：
SPPi+1-SPPi＝(Phi,i-Phi,i+1)+(Pho,i+1-Pho,i)+ΔPfi,i+ΔPfo,i+ΔPbit,i (13)
(d)确定最高允许排量。如阶段(c)所述，随着继续泵入压井液，压井立管压力开始缓慢上升，为了避免整个压井过程中立管压力极值超过允许最高立管压力，需要确定最高允许排量。整个压井过程中泵压极值出现在压井液B循环返至井口瞬间，需要迭代计算获取泵排量为，此时需要根据泵入各压井液体积准确计算压井液B、压井液A在环空内、钻柱内的长度。随后迭代计算求取当立管压力达到最大允许立管压力的Qfin。即当采用排量Qfin循环压井，压井液B返至井口的立管压力与设定最高立管压力相等。即得如下方程：
式中：
Figure BDA0001287036950000142
为Qfin排量下压井液B返至井口处的立管压力，MPa；、Pfi，A、Pfo，A分别为压井液A在钻柱内及环空中的压降，MPa；Pfi，B、Pfo，B分别为压井液B在钻柱内及环空中的压降，MPa；Pbit为钻头压降，MPa。
根据泵入的压井液A、压井液B在井筒内分布情况、结合井身结构、钻具结构、钻井液性能等基础参数计算压井液B返至井口时泵压达到SPPmax.s时的排量即为最终排量Qfin,通过迭代即可求取得到其值。
(e)缓慢动态降低压井排量，逐步降低至Qfin。当立管压力上升速度有增大趋势时，平稳调低循环压井排量，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压井液A，压井结束。
本发明的一个实施例如下：
某井10 3/4”套管下至6200m，7 5/8”套管悬挂于6000m，下至7660m，采用165.1mm钻头、1.50g/cm3密度钻井液钻进至7861m时发生气侵，总溢流量11.65m3。关井立管压力0MPa，立管压力26.2MPa，折算地层压力系数1.71g/cm3。该井地层破裂压力系数2.2g/cm3采用6 1/2”PDC钻头+4 3/4”钻铤×220m+4”钻杆×1920m+5”钻杆×2300m+5 1/2”钻杆×3220m。
设定压井液A密度为1.8g/cm3、压井液B密度为1.95g/cm3，计算压井液B体积最低值为70方，由于该井地破压力系数高于压井液B密度，因此压井液B体积不存在最大值约束，即全部采用压井液B也不会压破/压漏地层。因此，根据现场备浆情况，计算了采用1.95g/cm3(131方)+1.8g/cm3(260方)压井的压力及排量控制效果，效果如图2所示，由图2中可以看出通过不同阶段的实时动态调整排量、压力等参数进行压井可比常规工程师压井法更早的降低套管压力风险，更早压稳地层。
本发明较传统压井方法能够更早的降低井口风险，及早压稳地层。首先获取钻井基础参数，根据基础参数计算地层压力系数、气侵强度，随后确定两种不同密度的压井液。配置好压井液后，首先泵入高密度压井液B、随后泵入低密度压井液A，在压井施工过程中进行实时计算分析与参数控制，根据实时计算分析结果判断压井液A、压井液B、气侵流体等在钻柱内、井筒中的运移状态，进而实时动态调整压井排量、套管压力、立管压力等参数从而将溢流流体循环出井筒，实现快速安全压井作业。
本方法所涉及的压井方法可以满足超深高温高压气井发生气侵时的压井作业需求。该方法可以基于实钻数据、井身结构、钻具结构及气侵强度等，合理确定压井施工方案，快速准确地实施压井作业，该方法压井效果好，能够满足深井气侵压井作业需求。
上述技术方案只是本发明的一种实施方式，对于本领域内的技术人员而言，在本发明公开了应用方法和原理的基础上，很容易做出各种类型的改进或变形，而不仅限于本发明上述具体实施方式所描述的方法，因此前面描述的方式只是优选的，而并不具有限制性的意义。

Claims (10)

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，分别为低密度压井液A及高密度压井液B，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(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；
(43)实时动态调整立管压力与循环排量。
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；
所述低密度压井液A的密度如下：
Figure FDA0002192055710000021
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(42)包括：
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：
Figure FDA0002192055710000041
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；
所述步骤(43)包括：
(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＝Q0 SPPi≥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。
9.根据权利要求8所述的动态变参数压井工艺方法，其特征在于：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＝0.00981(ρmudHmud，i+ρmix，iHmix，i+ρAHAa，i+ρBHBa，i)
式中：Phi，i为ti时刻管内液柱压力，MPa；Pho，i为ti时刻环空液柱压力，MPa；ρmud为钻井液密度，g/cm3；Hmud，i为ti时刻钻柱内原钻井液所占钻柱段垂直长度，m；ρmix，i为ti时刻环空内气侵多相流段混相密度，g/cm3；Hmix，i为ti时刻混相流在环空内的垂直长度，m；
(b2)，计算Qi+1，temp＝Qi+j×ΔQmin；Qi+1，temp为ti+1时刻的试算排量；Qi为ti时刻的排量；ΔQmin为试算步长；
(b3)，采用流量Qi+1，temp试算下一时刻的管内液柱压力和环空液柱压力；
(b4)，运用钻井水力学计算模型计算Qi+1时的环空压降、钻具内压降、钻头压降；
(b5)，将计算所得的管内液柱压力和环空液柱压力、环空压降钻具内压降、钻头压降代下式；
[(Phi，i+1-Phi，i)-(Phi，i+1-Phi，i)]-(ΔPfo，i+ΔPfi，i+ΔPbit，i)＝0
其中，ΔPfo，i、ΔPfi，i、ΔPbit，i分别为排量变化后的环空压降、钻具内压降、钻头压降的增量，MPa；
(b6)，判断式步骤(b5)中的式子的结果是否小于ε，如果否，则j＝j+1，然后返回步骤(b2)，如果是，则转入步骤(b7)；
(b7)，Qi+1＝Qi+1，temp。
10.根据权利要求9所述的动态变参数压井工艺方法，其特征在于：所述步骤(d)是这样实现的：
最终循环排量Qfin满足如下条件，即高密度压井液B返至井口的立管压力与设定最高立管压力相等，由如下方程表示：
Figure FDA0002192055710000071
式中：为Qfin排量下压井液B返至井口处的立管压力，MPa；、Pfi，A、Pfo，A分别为低密度压井液A在钻柱内及环空中的压降，MPa；Pfi，B、Pfo，B分别为高密度压井液B在钻柱内及环空中的压降，MPa；Pbit为钻头压降，MPa；
根据泵入的低密度压井液A、高密度压井液B在井筒内分布情况、结合井身结构、钻具结构、钻井液性能这些基础参数计算高密度压井液B返至井口时泵压达到SPPmax.s时的排量即为最终排量Qfin，通过迭代即可求取得到其值。
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