CN109812236B - 一种确定异形井眼中的井眼清洁效果的方法 - Google Patents

一种确定异形井眼中的井眼清洁效果的方法 Download PDF

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Abstract

本发明提供了一种基于计算流体力学的异形井眼中的井眼清洁效果计算方法，属于石油天然气勘探开发钻井领域。该方法首先基于钻井基础参数建立异形井眼几何模型，然后通过数值计算得到稳定状态下井眼各个位置的岩屑浓度分布，最后通过岩屑浓度分布确定井眼清洁效果。利用本发明方法可以较准确的计算异形井眼中钻井液流动状态和岩屑浓度分布，判断可能发生岩屑堆积的位置，指导井眼清洁的合理措施，实现安全高效钻井。

Description

一种确定异形井眼中的井眼清洁效果的方法
技术领域
本发明属于石油天然气勘探开发钻井领域，具体涉及一种确定异形井眼中的井眼清洁效果的方法。
背景技术
钻井液作为钻井过程中的循环冲洗介质，是影响钻井成败和机械钻速快慢的重要因素之一，起着非常重要的作用。井眼清洁效果指的是钻井液循环过程中携带岩屑的状况。井眼清洁效果直接关系到井眼净化、钻井速度及井下安全等多个方面，是十分重要的钻井参数。
理想条件下井眼的形状为规则的圆筒形。但在实际钻井过程中，井眼形状常常出现扩径的异形现象。在异形井眼的位置附近，钻井液的流动状态和岩屑携带情况变得更加复杂，岩屑不容易被携带出井眼，容易产生岩屑堆积的现象，可能造成下钻困难、下钻不到位以及卡钻等井下复杂情况。因此异形井眼内的井眼清洁效果成为能否安全、快速钻进的重要问题。
目前，现场采用的井眼清洁效果的确定方法主要有：(1)仅凭经验根据岩屑类型、钻井液密度、流变性和排量等参数判断井眼清洁效果；(2)在井眼形状规则的假设下，基于环空水力学法计算井眼清洁效果。
目前的方法存在着一些不足，主要体现在：(1)仅凭经验判断井眼清洁效果的方法准确性差；(2)环空水力学法中的井眼形状规则的假定可能与实际异形井眼形状偏差较大，未采用最符合实际井眼形状计算岩屑携带效果，计算精度低，无法准确判断岩屑在井眼中的堆积位置。以上的不足可能导致井眼清洁效果判断不准确，易引起井下复杂情况的发生。
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，提供一种确定异形井眼中的井眼清洁效果的方法，解决钻井现场经验法或基于规则井眼的环空水力学法存在的准确性较差的问题，针对井眼异形形状特征，基于固液两相流原理，采用数值计算方法较准确的判断岩屑可能堆积的位置，分析得到井眼清洁效果。通过提高井眼清洁效果分析的准确性，有利于安全高效钻井。
本发明是通过以下技术方案实现的：
一种确定异形井眼中的井眼清洁效果的方法，首先基于钻井基础参数建立异形井眼几何模型，然后通过数值计算得到稳定状态下井眼各个位置的岩屑浓度分布，最后通过岩屑浓度分布确定井眼清洁效果。
所述方法包括以下步骤：
(1)基于钻井基础参数，建立异形井眼几何模型，以N倍钻具直径的长度为纵向范围，以井眼扩大的最大值为横向范围，确定xy二维计算区域；
(2)对异形井眼几何模型进行网格划分；
(3)取钻井液，用旋转粘度计测量钻井液在不同转速Φ下的读数θ，将旋转粘度计的读数转变为相应的一组剪切速率γ和剪切应力τ；根据剪切速率和剪切应力，回归拟合四种流变模型；
(4)计算各流变模型拟合的相关系数，确定相关系数最大的流变模型为拟合效果最佳的流变模型；
(5)设定边界条件：根据排量Q，设置钻井液流型的入口和出口的边界条件；
(6)设定初始条件：按照循环开始前环空可能出现的最高岩屑浓度设定岩屑浓度α2的初始值；
(7)基于连续方程、动量方程和能量方程计算得到的每个网格的两相混合流速
Figure GDA0002728651340000021
的值绘制钻井液异形井眼处的流速分布图，根据每个网格的固相流动速度差计算得到的每个网格的岩屑浓度α2的值绘制钻井液异形井眼处的岩屑浓度分布图；其中，α2＝α2，原+v2，流进-v2，流出，其中α2，原是迭代上一步的岩屑浓度，v2，流进是每个网格岩屑的流进速度，v2，流出是每个网格岩屑的流出速度；
(8)在岩屑浓度分布图中找到岩屑浓度的最高值，判断该最高值是否小于最高限值，如果小于或等于，则满足井眼清洁效果，如果大于，则不满足井眼清洁效果。
所述步骤(1)中的N取5-20。
所述步骤(1)中的钻井基础参数包括：
钻头直径Db，单位为m；钻杆外径Dp，单位为m；钻井液密度ρm，单位为kg/m3；岩屑密度ρd，单位为kg/m3；岩屑等效直径Dd，单位为m；异形井眼井径扩大率、井径扩大处初始岩屑浓度，单位为％。
所述步骤(2)是这样实现的：
将井眼的轴对称问题简化为二维平面计算问题，并对异形井眼位置处的网格进行加密。
所述步骤(3)中的四种流变模型为：
宾汉流型：τ＝τYP+μPV×γ；
幂律流型：τ＝K×γn；
卡森模式：τ1/2＝τc1/2+η∞ 1/2×γ1/2；
赫-巴流型：τ＝τHB+K×γn
其中，τYP、μPV、K、n、τc、η∞、τHB分别通过数据拟合计算得到，K为稠度系数,单位是Pa·sn，n为流性指数，γ为剪切速率,单位是s-1，η∞是卡森粘度,单位是mPa·s，τ是剪切应力,单位是Pa，τc是卡森屈服值,单位是Pa，τYP是屈服值,单位是Pa，μPV是塑性粘度,单位是mPa·s，τHB是赫巴切力。
所述步骤(5)是这样实现的：
将入口的边界条件取为流入速度边界条件；
将出口的边界条件取为流出速度边界条件；
井壁和钻具外壁处采用无滑移边界条件，设定边界处的流动速度为0。
所述步骤(7)中的流速分布图的绘制区域为步骤(1)中设置的xy二维计算区域，流速为z值，用颜色深度表示；
所述步骤(7)中的岩屑浓度分布图的绘制区域为步骤(1)设置的xy二维计算区域，岩屑浓度为z值，用颜色深度表示。
与现有技术相比，本发明的有益效果是：利用本发明可以克服现有经验法准确度不足，以及克服现有的基于规则圆筒形井眼的环空流体力学法无法计算不规则异形井眼的流动问题，解决钻井时计算异形井眼中井眼清洁效果的问题。本发明可以较准确的计算异形井眼中钻井液流动状态和岩屑浓度分布，判断可能发生岩屑堆积的位置，指导井眼清洁的合理措施，实现安全高效钻井。
附图说明
图1本发明方法的步骤框图
图2实施例1中的异形井眼形状示意图
图3实施例1中异形井眼计算网格图
图4实施例1中钻井液赫巴流变模型拟合结果图
图5实施例1中钻井液排量为40L/s时环空流速分布图
图6实施例1中钻井液排量为40L/s时稳定循环状态下岩屑浓度分布图
图7实施例1中钻井液排量为10L/s时环空流速分布图
图8实施例1中钻井液排量为10L/s时稳定循环状态下的岩屑浓度分布图
图9实施例2中的异形井眼计算网格图
图10实施例2中的钻井液卡森流变模型拟合结果图
图11实施例2中的钻井液排量为40L/s时环空流速分布图
图12实施例2中的钻井液排量为40L/s时稳定循环状态下的岩屑浓度分布图
图13实施例2中的钻井液排量为10L/s时环空流速分布图
图14实施例2中的钻井液排量为10L/s时稳定循环状态下的岩屑浓度分布图。
具体实施方式
下面结合附图对本发明作进一步详细描述：
本发明可以根据实际井眼异形的形状建立井眼几何模型，并基于已有的钻井液密度、排量、流变参数、岩屑大小和密度等参数建立井眼计算流体力学固液两相流模型，通过精确的数值计算方法，得到稳定状态下井眼各个位置的岩屑浓度分布，从而判断岩屑携带的效果。
为实现上述目的，本发明的一种基于计算流体力学的扩径井眼中的岩屑携带效果分析方法，可以根据实际井眼异形状态和钻井液的密度、排量、流变参数分析井眼清洁效果，提高分析准确性，有利于安全高效钻井。
如图1所示，本发明方法的步骤如下：
(1)基于钻井基础参数(包括钻头直径Db(m)、钻杆外径Dp(m)、钻井液密度ρm(kg/m3)、岩屑密度ρd(kg/m3)、岩屑等效直径Dd(m)、异形井眼井径扩大率、井径扩大处初始岩屑浓度(％))，利用现有的Fluent软件建立异形井眼的几何模型，以10倍钻具直径的长度为纵向范围，以井眼扩大的最大值为横向范围，确定计算区域；
(2)根据井眼几何模型划分网格，为提高计算精度并节约计算时间，将井眼的轴对称问题简化为2维平面计算问题，并对异形井眼位置加密网格；
(3)从振动筛前的高架槽内取钻井液样，用旋转粘度计测量钻井液在不同转速Φ下的读数θ，即θ3，θ6，θ100，θ200，θ300，θ600(角标对应旋转粘度计转速)。将旋转粘度计读数转变为相应的一组剪切速率γ和剪切应力τ；根据剪切速率和剪切应力，回归拟合4种流变模式，并计算各模型拟合的相关系数：宾汉流型(τ＝τYP+μPV×γ)、幂律流型(τ＝K×γn)、卡森模式(τ1/2＝τc1/2+η∞ 1/2×γ1/2))和赫-巴流型(τ＝τHB+K×γn)，这4个公式中，除开剪切速率γ和剪切应力τ是已知一组数据，τYP、μPV、K、n、τc、η∞、τHB分别通过数据拟合计算得到。式中：K—稠度系数,Pa·sn，n—流性指数，γ—剪切速率,s-1；；η∞—卡森粘度(接近钻头喷嘴粘度),mPa·s；τ—剪切应力,Pa；τc—卡森屈服值,Pa，τYP-屈服值(动切力),Pa；μPV—塑性粘度,mPa·s；τHB—赫巴切力；
(4)根据数值回归拟合的方法计算流变模型的相关系数大小，确定相关系数最大的流变模式为拟合效果最佳的钻井液流型；该钻井液流型用在步骤7中固液两相混合物粘度的计算中；
(5)设定边界条件：根据排量Q(例如30L/s)，设置模型的入口和出口的边界条件。将入口的边界条件取为速度边界条件，计算方法为：4Q/π/(Db 2-Dp 2)；出口边界条件设为流出边界条件(outflow)，计算方法为：4Q/π/(Db 2-Dp 2)。井壁和钻具外壁处常采用无滑移边界条件，设定边界处的流动速度为0；
(6)设定初始条件：按照循环开始前环空可能出现的最高岩屑浓度设定初始岩屑浓度α2，0，以这个浓度值作为初始值进行后续迭代计算，每迭代计算一次更新一次环空中的岩屑浓度分布；
(7)基于计算流体力学的固液两相流的数值方法(即下面的连续方程、动量方程和能量方程)(其中，
Figure GDA0002728651340000061
为两相混合流速，αk从第k相的浓度，α2为岩屑的浓度)，根据数值计算得到的每个网格的
Figure GDA0002728651340000062
值绘制钻井液异形井眼处的流速分布图(绘制区域为步骤(1)中设置的xy二维计算区域，流速为z值，用颜色深度表示)，根据数值计算中每个网格的固相流动速度差计算得到的每个网格的α2值(α2＝α2，原+v2，流进-v2，流出)绘制钻井液异形井眼处的岩屑浓度分布图(绘制区域为步骤(1)设置的xy二维计算区域，岩屑浓度为z值，用颜色深度表示)。
固液两相流数值计算的控制方程如下：
①连续方程：
Figure GDA0002728651340000071
其中：
Figure GDA0002728651340000072
Figure GDA0002728651340000073
ρk为第k相的密度，αk为第k相的密度体积分数，
Figure GDA0002728651340000079
为第k相的速度；
②动量方程，由固液两相的动量叠加而成：
Figure GDA0002728651340000074
其中μm是固液两相混合物粘度，
Figure GDA0002728651340000075
Figure GDA0002728651340000076
是两相流中的第k相(固相)的漂移速度：
Figure GDA0002728651340000077
③能量方程：
Figure GDA0002728651340000078
其中：
Figure GDA0002728651340000081
Ek为第k相的机械能，hk为第k的重力势能，p为压力，ρk为第k相的密度，vk是第k相的速度。
(8)基于(7)中方程，通过计算流体力学数值计算得到的就是稳定循环状态下的浓度分布图，并在图中找到岩屑浓度最高值，判断最高岩屑浓度是否在合理的范围(例如3％)，如果是，则转入步骤(9)，如果不在合理范围内，调整计算参数，包括：钻井液的排量、密度或流变参数(例如τYP、μPV)，按照新设置的参数再进行(1)到(7)的计算，直至最高岩屑浓度小于3％为止；
(9)结束。
本发明方法的实施例如下：
实施例1：
(1)基于钻井基础参数，建立异形井眼的几何模型，并确定计算区域。
获取钻井基础参数如表1所示：
参数名称 数值
钻头直径D<sub>b</sub>，m 0.216
钻杆外径D<sub>p</sub>,m 0.127
钻井液密度ρ<sub>m</sub>,，kg/m<sup>3</sup> 1800
岩屑密度ρ<sub>d</sub>,kg/m<sup>3</sup> 2800
岩屑等效直径Dd,m 0.005
异形井眼井径扩大率 100％
井径扩大处初始岩屑浓度 10％
表1
异形井眼形状如图2所示。
(2)根据异形井眼几何模型划分网格，并在井眼形状变化处加密网格，如图3所示。
(3)从振动筛前的高架槽内取钻井液样，用旋转粘度计测量钻井液在不同转速Φ下的读数θ，如表2所示。
旋转粘度计转速，r/min 600 300 200 100 6 3
剪切速率，/s 1022 511 340.7 170.3 10.2 5.11
旋转粘度计读数θ 166 125 96 68 36 25
剪切应力τ,Pa 84.8 63.9 49.1 34.7 18.4 12.8
表2
根据剪切速率和剪切应力，回归拟合4种流变模式，并计算各模型的相关系数：宾汉流型(τ＝τYP+μPV×γ)、幂律流型(τ＝K×γn)、卡森模式
Figure GDA0002728651340000091
和赫-巴流型(τ＝τHB+Kγn)。
(4)确定相关系数最大的赫-巴模型作为计算用的流变类型，如表3和图4所示。
流变模式类型 拟合的公式 相关系数
宾汉流型 τ＝20.09+0.074*γ 0.945
幂律流型 τ＝7.64*γ^0.33 0.957
卡森模式 τ<sup>1/2</sup>＝12.08<sup>1/2</sup>+0.035<sup>1/2</sup>*γ<sup>1/2</sup> 0.986
赫-巴流型 τ＝9.58+1.74*γ^0.54 0.992
表3
(5)设定边界条件：钻井液排量为40L/s，设置模型的入口边界条件为速度边界条件1.66m/s，出口边界条件设为流出边界条件(outflow)。井壁和钻具外壁处常采用无滑移边界条件；
(6)设定初始条件：按照循环开始前环空可能出现的最高岩屑浓度设定初始岩屑浓度为10％；
(7)基于计算流体力学的固液两相流的数值方法计算稳定状态下钻井液在异形井眼处的流速分布图和岩屑浓度分布图，如图5、图6。
(8)分析得到稳定循环状态下流速图可知在异形井眼的扩径处，钻井液的流动存在涡流，流速相对较低；分析岩屑浓度的分布图可知异形井眼扩径处岩屑浓度较高，岩屑浓度在3％以上，最高岩屑浓度值5.4％，判断容易产生岩屑堆积的位置为井径扩大处的下边沿；且岩屑携带效果不理想，即需要调整钻井液的排量或流变参数。
(9)设定边界条件为：钻井液排量为10L/s，设置模型的入口边界条件为速度边界条件0.42m/s，出口边界条件设为流出边界条件。重复(6)～(8)，结果如图6、图7。分析得到稳定循环状态下流速图可知在异形井眼的扩径处，钻井液的流动仍然是向上的层流，未出现涡流现象；分析岩屑浓度的分布图(如图8所示)可知异形井眼扩径最大处岩屑浓度相对较高，大部分区域岩屑浓度在1％以下，最高岩屑浓度值2.4％，岩屑堆积较少；岩屑携带效果满足要求。
实施例2：
(1)基于钻井基础参数，建立异形井眼的几何模型，并确定计算区域。
获取钻井基础参数如表4所示：
钻头直径D<sub>b</sub>，m 0.216
钻杆外径Dp,m 0.127
钻井液密度ρ<sub>m</sub>,，kg/m<sup>3</sup> 1900
岩屑密度ρ<sub>d</sub>,kg/m<sup>3</sup> 2600
岩屑等效直径Dd,m 0.005
异形井眼井径扩大率 100％
井径扩大处初始岩屑浓度 10％
表4
(2)根据异形井眼几何模型划分网格，并在井眼形状变化处加密网格，如图9所示。
(3)从振动筛前的高架槽内取钻井液样，用旋转粘度计测量钻井液在不同转速Φ下的读数θ，如表5所示。
Figure GDA0002728651340000101
Figure GDA0002728651340000111
表5
根据剪切速率和剪切应力，回归拟合4种流变模式，并计算各模型的相关系数：宾汉流型、幂律流型、卡森模式和赫-巴流型。
(4)确定相关系数最大的赫-巴模型作为计算用的流变类型，如表6和图10所示。
流变模式类型 拟合的公式 相关系数
宾汉流型 τ＝22.88+0.083*γ 0.957
幂律流型 τ＝8.61*γ^0.34 0.962
卡森模式 τ<sup>1/2</sup>＝13.66<sup>1/2</sup>+0.042<sup>1/2</sup>*γ<sup>1/2</sup> 0.998
赫-巴流型 τ＝12.26+1.51*γ^0.59 0.992
表6
(5)设定边界条件：钻井液排量为40L/s，设置模型的入口边界条件为速度边界条件1.66m/s，出口边界条件设为流出边界条件(outflow)。井壁和钻具外壁处常采用无滑移边界条件；
(6)设定初始条件：按照循环开始前环空可能出现的最高岩屑浓度设定初始岩屑浓度为10％；
(7)基于计算流体力学的固液两相流的数值方法计算稳定状态下钻井液在异形井眼处的流速分布图和岩屑浓度分布图，如图11、图12所示。
(8)分析得到稳定循环状态下流速图可知在异形井眼的扩径处，钻井液的流动存在涡流，流速相对较低；分析岩屑浓度的分布图可知异形井眼扩径处岩屑浓度较高，大部分区域岩屑浓度在7％以上，最高岩屑浓度值23.4％，判断容易产生岩屑堆积的位置为井径扩大处的左下角；且岩屑携带效果不理想，即需要调整钻井液的排量或流变参数。
(9)设定边界条件为：钻井液排量为10L/s，设置模型的入口边界条件为速度边界条件0.42m/s，出口边界条件设为流出边界条件。重复(6)～(8)，结果如图13、图14所示。分析得到稳定循环状态下流速图可知在异形井眼的扩径处，钻井液的流动仍然是向上的层流，未出现涡流现象；分析岩屑浓度的分布图可知异形井眼扩径最大处岩屑浓度相对较高，最高岩屑浓度值2.4％，岩屑堆积较少；岩屑携带效果满足要求。
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 (3)

1.一种确定异形井眼中的井眼清洁效果的方法，其特征在于：所述方法首先基于钻井基础参数建立异形井眼几何模型，然后通过数值计算得到稳定状态下井眼各个位置的岩屑浓度分布，最后通过岩屑浓度分布确定井眼清洁效果；
所述方法包括以下步骤：
(1)基于钻井基础参数，建立异形井眼几何模型，以N倍钻具直径的长度为纵向范围，以井眼扩大的最大值为横向范围，确定xy二维计算区域；
(2)对异形井眼几何模型进行网格划分；
(3)取钻井液，用旋转粘度计测量钻井液在不同转速Φ下的读数θ，将旋转粘度计的读数转变为相应的一组剪切速率γ和剪切应力τ；根据剪切速率和剪切应力，回归拟合四种流变模型；
(4)计算各流变模型拟合的相关系数，确定相关系数最大的流变模型为拟合效果最佳的流变模型；
(5)设定边界条件：根据排量Q，设置钻井液流型的入口和出口的边界条件；
(6)设定初始条件：按照循环开始前环空可能出现的最高岩屑浓度设定岩屑浓度α2的初始值；
(7)基于连续方程、动量方程和能量方程计算得到的每个网格的两相混合流速
Figure FDA0002728651330000011
的值绘制钻井液异形井眼处的流速分布图，根据每个网格的固相流动速度差计算得到的每个网格的岩屑浓度α2的值绘制钻井液异形井眼处的岩屑浓度分布图；其中，α2＝α2，原+v2，流进-v2，流出，其中α2，原是迭代上一步的岩屑浓度，v2，流进是每个网格岩屑的流进速度，v2，流出是每个网格岩屑的流出速度；
(8)在岩屑浓度分布图中找到岩屑浓度的最高值，判断该最高值是否小于最高限值，如果小于或等于，则满足井眼清洁效果，如果大于，则不满足井眼清洁效果；
所述步骤(1)中的N取5-20；
所述步骤(2)是这样实现的：
将井眼的轴对称问题简化为二维平面计算问题，并对异形井眼位置处的网格进行加密；
所述步骤(3)中的四种流变模型为：
宾汉流型：τ＝τYP+μPV×γ；
幂律流型：τ＝K×γn；
卡森模式：τ1/2＝τc1/2+η∞ 1/2×γ1/2；
赫-巴流型：τ＝τHB+K×γn
其中，τYP、μPV、K、n、τc、η∞、τHB分别通过数据拟合计算得到，K为稠度系数,单位是Pa·sn，n为流性指数，γ为剪切速率,单位是s-1，η∞是卡森粘度,单位是mPa·s，τ是剪切应力,单位是Pa，τc是卡森屈服值,单位是Pa，τYP是屈服值,单位是Pa，μPV是塑性粘度,单位是mPa·s，τHB是赫巴切力；
所述步骤(5)是这样实现的：
将入口的边界条件取为流入速度边界条件；
将出口的边界条件取为流出速度边界条件；
井壁和钻具外壁处采用无滑移边界条件，设定边界处的流动速度为0。
2.根据权利要求1所述的确定异形井眼中的井眼清洁效果的方法，其特征在于：所述步骤(1)中的钻井基础参数包括：
钻头直径Db，单位为m；钻杆外径Dp，单位为m；钻井液密度ρm，单位为kg/m3；岩屑密度ρd，单位为kg/m3；岩屑等效直径Dd，单位为m；异形井眼井径扩大率、井径扩大处初始岩屑浓度，单位为％。
3.根据权利要求2所述的确定异形井眼中的井眼清洁效果的方法，其特征在于：
所述步骤(7)中的流速分布图的绘制区域为步骤(1)中设置的xy二维计算区域，流速为z值，用颜色深度表示；
所述步骤(7)中的岩屑浓度分布图的绘制区域为步骤(1)设置的xy二维计算区域，岩屑浓度为z值，用颜色深度表示。
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