高壓氣井鉆進過程中控制回壓值研究

劉剛，黃亮，金業權，常鑫

（1.中國石油大學（華東）石油工程學院，山東 青島 266580；2.中海石油（中國）有限公司湛江分公司，廣東 湛江 524057）

高壓氣井鉆進過程中控制回壓值研究

劉剛1，黃亮2，金業權1，常鑫1

（1.中國石油大學（華東）石油工程學院，山東 青島 266580；2.中海石油（中國）有限公司湛江分公司，廣東 湛江 524057）

對于高壓氣井特別是含硫氣井安全鉆井的控制回壓值確定，目前還沒有明確結論。文中以漂移流動理論為基礎，建立了高壓氣井帶回壓井筒氣液兩相流動計算模型，并結合算例采用數值方法分析了不同井口回壓對氣體膨脹抑制效果及井底壓力的影響。在綜合考慮抑制氣體膨脹、控制井底壓力降低幅度、井控裝備工作安全和不同回壓下井控人員心理壓力等因素的前提下，給出了保持高壓氣井鉆井安全宜施加2～5 MPa井口回壓的建議。

高壓氣井；含硫氣井；控壓鉆井；氣液兩相流；井口回壓值

高壓氣井鉆進過程中，由于氣體的膨脹和滑脫特性，一旦發生氣侵，井底壓力將不斷降低，井控風險隨之增大，嚴重的可導致井噴失控［1-2］。與常規鉆井技術相比，控制壓力鉆井技術可以通過快速調節井口回壓值，改變整個井筒的壓力剖面，抑制地層流體進一步侵入，實現安全、快速、低風險制服氣侵，并維持鉆進。此外，控壓鉆井采用密閉循環系統，循環出的含氣（硫）鉆井液通過分離器等設備進行分離處理，從而減輕了有毒有害氣體對人員、設備的傷害［3-4］。

但是，如何確定帶壓鉆進過程中的回壓值，采用多大的回壓既有利于安全，又利于施工，目前還沒有具體的理論解釋。本文分析了不同井口回壓對氣體膨脹的抑制作用，并對高壓氣井鉆進過程中回壓值的確定進行了探討。

1 帶回壓鉆井井筒氣液兩相流模型

1.1 井筒氣液兩相流方程

對于高壓氣井帶回壓鉆進來說，鉆進過程中合理的井口回壓值是影響帶回壓鉆井安全、高效的重要因素。本文首先建立帶回壓鉆井中的環空流動模型，并作以下假設［5-8］：1）井筒橫截面是與鉆柱同心的圓形；2）不考慮鉆井液的壓縮性及氣相在其中的溶解，且忽略兩相間的化學反應；3）由于井筒橫截面尺寸遠小于縱向尺寸，故只討論沿流動方向的一維非定常流動，并采用氣液漂移流動模型，即用截面的平均特性和分布系數修正方法來表征過流斷面的流動參數分布；4）環空內兩相段在同一深度處氣液兩相溫度相同，且忽略彼此間的熱量交換。根據以上假設條件，建立漂移流的基本流動方程：

1）氣相連續性方程

2）鉆井液相連續性方程

3）動量守恒方程

式中：A為環空橫截面積，m2；ρg，ρm分別為氣相、鉆井液相的密度，kg/m3；Eg，Em分別為氣相、鉆井液相的體積分數，無量綱；vg，vm分別為氣相、鉆井液相的速度，m/s；qg為單位時間單位厚度產出氣的質量，kg/（s·m）；為液柱壓降為沿程摩阻壓降，Pa/m；p為壓力，Pa。

1.2 方程組定解條件

氣侵后采取帶壓鉆井的初始條件為

氣侵后采取帶壓鉆井的邊界條件為

式中：Eiq，Eim分別為調整回壓前、后環空各相在某一截面的體積分數，無量綱；viq，vim分別為調整回壓前、后環空各相在某一截面的速度，m/s；pf為地層壓力，Pa；pe為帶壓排出溢流過程中的附加壓力，Pa；j為環空中的各個節點；下標i為環空內的氣相或鉆井液。

1.3 方程組求解

直接求解控制方程的解析解比較困難，通常采用有限差分法。其空間域為整個環空，時間域為從計算初始時刻起到計算結束的整個時間段。利用有限差分法對數學模型進行離散, 進而將原數學模型在定解域上的解轉化為在定解域中網格節點上的離散解，然后依次求得空間域上各節點的解，直至覆蓋整個時間域，便可求得控制方程的解［9］。

2 井口回壓對鉆井安全的影響

利用建立的鉆井井筒氣液兩相流模型，對鉆進過程中井口施加不同回壓的相關參數進行計算。模擬井的基本數據如下：井深4 320 m，φ244 mm套管，φ215.9 mm鉆頭，φ127 mm鉆桿，φ159 mm鉆鋌162.12 m，鉆井液密度1.6 g/cm3，鉆井液排量26 L/s，塑性黏度0.03 Pa·s，井口溫度25°C，地溫梯度3°C/100 m，井底氣侵速度1 L/s，井筒侵入1 m3氣體，井口回壓分別為0，3，6 MPa，保持鉆井液排量不變將侵入氣體排出井筒，分析了不同回壓條件下氣體沿井筒上升過程中泥漿池體積增量及井底壓力隨時間的變化情況（見圖1、圖2）。

圖1 泥漿池體積增量隨時間的變化

圖2 井底壓力隨時間的變化

從圖1可以看出：增大井口回壓，能有效抑制氣體的體積膨脹。保持其他條件不變，溢流1 m3后，假設井底恒壓且保持平衡，則井口未采取節流措施時（井口回壓為0），受侵鉆井液上返過程中的井口最大溢流量為6.17 m3；井口回壓為3 MPa時，井口最大溢流量減小到2.88 m3；井口回壓為6 MPa時，井口最大溢流量減小到2.05 m3。

從圖2可以看出：溢流1 m3后，較大的井口回壓，能夠有效地降低因氣侵導致的井底壓力降低幅度。保持其他條件不變，井口未采取節流措施時（井口回壓為0），井底最大壓降幅度為2.28 MPa；當井口回壓為3 MPa時，井底最大壓降幅度為0.76 MPa；當井口回壓為6 MPa時，井底最大壓降幅度為0.23 MPa。

從表1可以看出：井口回壓增大到一定值后，其對氣體膨脹的抑制作用和降低井底壓降幅度的作用明顯減弱。當井口回壓由0增大到2 MPa時，最大溢流量減少2.74 m3，井底壓降幅度減少1.26 MPa；但是當井口壓力由4 MPa增大到6 MPa時，最大溢流量僅減少0.50 m3，井底壓力壓降幅度也僅減少0.35 MPa。

表1 不同井口回壓下的最大溢流量及井底最大壓降幅度

例如，7100型旋轉控制頭（RCH）的額定工作壓力為17.5 MPa，但是考慮到RCH的膠芯壽命，要求RCH在不超過額定工作壓力50%的壓力下工作。若井口施加回壓過高的話，會增加壓力控制設備、套管和地面處理設備的負擔。因此，在氣井鉆井，特別是含硫地區氣井鉆井時，建議在井口施加2～5 MPa的回壓值。這樣既能有效抑制進入氣體的膨脹，減小氣體直接排出井口可能造成的恐懼和傷害，又避免給井控設備及現場人員增加過大的負擔。

3 結論

1）以漂移流動理論為基礎，建立高壓氣井帶回壓井筒氣液兩相流動計算模型，并用數值方法對模型進行求解。

2）氣井鉆井中，采用一定的控制回壓，能有效地抑制氣體膨脹和滑脫，降低井控風險。

3）采用一定的控制回壓，能夠有效控制因氣體膨脹帶來的井底壓力降低幅度，從而抑制了氣體的進一步侵入。

4）井口回壓增大到一定值后，其對氣體膨脹的抑制作用和降低井底壓降幅度的作用明顯減弱。綜合考慮各種影響因素，建議鉆進過程中的回壓值控制在2～5 MPa。

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（編輯 趙衛紅）

Research on values of managed back pressure during drilling of high pressure gas well

Liu Gang1,Huang Liang2,Jin Yequan1,Chang Xin1
(1.College of Petroleum Engineering,China University of Petroleum,Qingdao 266580,China;2.Zhanjiang Company of CNOOC, Zhanjiang 524057,China)

No accurate conclusion has been reached so far for the determination of wellhead back pressure values during the drilling of high pressure gas well,especially for the sulphur gas well.Based on the theory of drift flow,the computational models of gas-liquid flow are established under the condition of drilling with back pressure in high pressure gas well zone and computed by using finite difference approach.Combined with the examples,the effects of different back pressure on gas expansion and bottom-hole pressure have been analyzed.The results show that values of wellhead back pressure is suitable to be controlled under 2-5 MPa during drilling.This can not only inhibit the invasion of gas expansion and effectively control the bottom-hole pressure reduction,but also can ensure the safety of well control equipment and relieve the psychological burden of operation personnel.

high pressure gas well;sulphur gas well;managed pressure drilling;gas-liquid flow;wellhead back pressure value

國家科技支撐計劃課題“三高氣井井筒壓力控制技術”（2008BAB37B02）

TE21

：A

1005-8907（2012）03-0370-03

2011-09-30；改回日期：2012-03-13。

劉剛，男，1960年生，教授，1982年畢業于華東石油學院鉆井工程專業，獲工學學士，1995年獲工學碩士，2000年獲工學博士，多年來一直從事石油工程方面的教學、科研工作。電話：（0532）86981152，E-mail：lg87323@126.com。

劉剛，黃亮，金業權，等.高壓氣井鉆進過程中控制回壓值研究［J］.斷塊油氣田，2012，19（3）：370-372. Liu Gang，Huang Liang，Jin Yequan，et al.Research on values of managed back pressure during drilling of high pressure gas well［J］.Fault-Block Oil&Gas Field，2012，19（3）：370-372.