控压钻井井底压力控制方案研究及其应用.pdf

钻井新技术 控压钻井井底压力控制方案研究及其应用 * 沈海超 1 胡晓庆 2 王希玲 1 1中国石化集团国际石油勘探开发有限公司2中海石油研究总院 摘要 窄钻井液密度窗口极易造成漏、喷、塌、卡等钻井复杂情况, 尤其是当钻遇窄钻井液密 度窗口泥页岩井段时, 水化膨胀作用导致安全钻井问题变得更加复杂。安全钻井液密度窗口的准确 建立以及井底压力的精确控制, 是窄钻井液密度窗口地层安全、快速钻井的关键。为此, 研究了一 套窄钻井液密度窗口地层安全钻井井底压力精确控制方法。该方法以精细地应力场及泥页岩水化特 性研究为基础,通过安全钻井液密度窗口、泥页岩坍塌周期以及钻井液当量循环密度分析, 优选合 理的安全钻井井底压力; 并针对砂岩、泥页岩地层的不同特性,分别制定相应的井底压力控制方案, 实现安全钻进。研究成果可用于指导控制压力钻井井底压力控制方案的设计施工。 关键词 窄钻井液密度窗口 地应力 泥页岩水化特性 井底压力 控制方法 0 引 言 窄钻井液密度窗口极易造成漏、喷、塌、卡等 钻井复杂情况,尤其是当钻遇窄钻井液密度窗口泥 页岩井段时, 水化膨胀作用导致泥页岩地层坍塌应 力升高、破裂压力下降,安全钻井问题变得异常复 杂。安全钻井液密度窗口的建立以及井底压力的精 确控制, 是窄钻井液密度窗口地层安全、快速钻井 的关键。近年来, 控制压力钻井设备的出现为精确 控制井底压力提供了有力的硬件支撑 [ 1- 5]。 为此, 笔者从精细地应力场及泥页岩水化特性 研究出发, 分析安全钻井液密度窗口、泥页岩坍塌 周期及钻井液当量循环密度 ECD; 在此基础上优 选安全钻井井底压力,建立一套系统的窄钻井液密 度窗口地层安全钻井井底压力精确控制方法, 旨在 为控制压力钻井方案设计及施工提供参考依据。 1 精细地应力场研究方法的提出 地应力场研究是安全钻井液密度窗口及泥页岩 坍塌周期研究的基础。由于成岩作用及断层等地质 构造的扰动叠加, 地应力状态较复杂。为此,笔者 提出一套精细地应力场研究方法,其基本原理为 联合声发射法、差应变分析法等多种试验方法进 行地应力测量, 提高测量结果的准确性; 建立研 究区三维地质模型, 采用三维有限元约束优化反演 法 [ 6- 8]建立研究区地应力场空间分布规律。该方法 弥补了以往数值模拟方法精度不足的缺陷,以测点 计算值和实测值的差值绝对值为目标函数,引入数 学约束优化理论,通过优化使目标函数最小, 以此 来实现三维地应力场高精度优化反演; 利用现场 地漏试验等资料验证三维地应力分布规律。 2 泥页岩井壁力学模型及程序编制 泥页岩水化后产生水化膨胀应力,岩石力学强 度降低,井周围岩应力状态发生改变;水化作用具 有时间效应,随着时间的推移,会导致原本稳定的 井壁失稳。搞清地层含水量分布以及泥页岩水化特 性是泥页岩井壁稳定性研究的关键。 在广义平面应变条件下, 泥页岩吸水后平衡方 程柱坐标形式为 r r 1 r r r- r 0 1 r r 1 r 2r r 0 2 几何方程为 27 2011年 第 39卷 第 4期 石 油 机 械 CHI NA PETROLEUM MACH I NERY *基金项目 中国石化集团国际石油勘探开发有限公司科研项目 缅甸复杂地质条件下钻井技术应用研究 MPC030- 2009。 r Ur/r 3 1 r U Ur r 4 z Uz/z 0 5 r U r 1 r Ur - U r 6 泥页岩水化后,井周地层应变包括 2部分 钻 开地层后由于载荷不平衡引起的应变以及水化膨胀 应变,本构方程如下 [ 9- 11] r 1 E r- z h 7 1 E - r z h 8 z 1 E z- r v 9 r 21 r/E10 内边界条件 r|a Pwf r|a 0 11 外边界条件 r H1 H2 2 H 1- H 2 2 cos2 r H2- H1 2 sin2 12 式中r、、z 井壁围岩的径向、切向和垂 向应力分量; H1、H2 最大水平地应力、最小水平地 应力; r、 、 z 井壁围岩的径向、切向和垂 向应变分量; h、 v 泥页岩吸水后水平方向和垂直方 向的膨胀应变,通过泥页岩水化试验分析得到; E、 弹性模量和泊松比。 上述方程构成了求解水化后泥页岩井壁应力状 态的基本方程,采用 M ohr- Coulomb剪切破坏准则 及张破裂准则,便可以对井壁稳定性进行分析。由 于方程只有数值解,所以采用有限元法求解,并编 制了程序,如图 1所示。 图 1 泥页岩井壁稳定性分析程序框图 3 窄钻井液密度窗口地层井底压力精 确控制方法 窄钻井液密度窗口地层井底压力精确控制方法 的基本原理如图 2所示, 可以概括为 2个方面 通过精细地应力场及泥页岩水化特性研究,建立 4 个压力剖面孔隙压力、坍塌压力、漏失压力和 破裂压力 及泥页岩坍塌周期,据此分析安全钻 井液密度窗口; 综合考虑钻井水力参数、钻井液 流变参数、井身结构以及岩屑浓度的影响,分析钻 井液当量循环密度。在此基础上进行安全钻井井底 压力钻井液密度 以及泵排量优选。 图 2 窄钻井液密度窗口地层井底压力精确控制方法 恒定井底压力近平衡控制压力钻井时,需要根 据钻井液密度窗口及 ECD设计井底压力值,通过 调整井口回压、钻井液密度及流变性来精确控制环 空压力剖面,并对井底压力进行实时监测及动态调 整,保证井内压力的动、静态综合平衡。 泥页岩段恒定井底压力近平衡控压钻井时,需 要考虑水化后坍塌压力升高和破裂压力下降引起安 全钻井液密度窗口的动态变化,并实时调整井底压 力以满足安全钻井要求。 4 实例分析 某井于 2 000m 钻遇区域主控大断层,断下盘 为异常高压系统。断下盘 3 530 3 558m处为一典 型砂岩层, 孔隙压力当量密度为 197 g/ c m 3, 地层 弹性模量为 17 000MPa ,泊松比为 020 。断下盘 3 310 3 325 m处为一典型泥岩层,孔隙压力当量 密度 191 g/ c m 3, 初始含水质量分数 050 ,饱 和含水质量分数 104 ,初始地层弹性模量为 12 500MPa , 泊松比为 022。 41 泥页岩水化特性 在模拟地层温度、压力条件下, 采用现场钻井 液体系进行泥页岩吸水试验, 分析 3 310 3 325 m 28 石 油 机 械2011年 第 39卷 第 4期 处泥岩段近井含水量分布规律、泥岩层水化后力学 参数及应力状态变化特征。结果表明,泥岩水化 后, 随含水质量分数增加, 弹性模量、内聚力和内 摩擦角降低而泊松比有所增加; 井壁处含水质量分 数最高, 物性参数变化幅度最大; 由井壁往远场方 向, 物性参数变化幅度减小并逐渐趋于初始值。 42 安全钻井液密度窗口及泥页岩坍塌压力变化 规律 图 3给出了断下盘 3 150 3 600m井段的安全 钻井液密度窗口。由图可见,该井段地层属于异常 高压压力系统,坍塌压力及破裂压力均较高,且初 始坍塌压力低于孔隙压力。若不考虑水化作用引起 的坍塌压力变化, 安全钻井井底压力需要维持在孔 隙压力与漏失压力之间,安全钻井液密度窗口较 窄, 一般只有 01 02 g/cm 3, 钻进过程中保持井 壁稳定且不发生漏失的难度很大。 图 33 150 3 600m井段安全钻井液密度窗口 图 4所示为 3 310 3 325m泥岩段坍塌压力随 水化时间的变化规律。由图可见, 随着水化时间的 图 4 泥岩段坍塌压力随水化时间的变化规律 增加,泥页岩地层坍塌压力随之提高。泥页岩未水 化前,3 310 3 325 m泥岩段初始坍塌压力当量密 度为 175 g/cm 3, 水化时间达 85 h , 泥岩段坍塌压 力升高到孔隙压力值当量密度为 191 g/ c m 3 ; 85 h以后该泥岩段的坍塌压力超过孔隙压力,安 全钻井液密度窗口下限变为坍塌压力。由此可见, 泥岩段坍塌压力升高导致安全钻井液密度窗口动态 变化, 泥岩段安全钻井井底压力需要动态调整。 43 钻井液密度以及泵排量优选 根据该井水力参数、钻井液流变参数及井身结 构并考虑岩屑浓度的影响,进行 ECD分析;在保 证井眼清洁的情况下,调整钻井泵排量, 尽量降低 ECD。图 5所示为 ECD随泵排量的变化关系。由 图可见,排量由 12 L /s增加到 20 L / s ,ECD 由 195 g/cm 3 增加到 210 g/ c m 3。经过分析, 最终优 选钻井液密度为 181 g /c m 3, 泵排量为 15 L /s 。 图 5 钻井液当量循环密度随排量变化关系 44 安全钻井井底压力控制方案 恒定井底压力的近平衡控制压力钻井工艺是通 过井口回压动态调整来实现的。钻进时 开泵 钻井液在井筒内形成的总压力近似等于地层孔隙压 力,接单根、起下钻时停泵 施加井口回压用 以补偿循环压耗,保证井内压力的动、静态综合平 衡,实现近平衡钻进。 以 3 530 3 558m 砂岩段为例, 分析典型砂岩 段安全钻井井底压力的控制方案,如图 6所示。开 泵、停泵时井口回压随钻井液排量变化的调整方案 如图 7所示。 图 6 典型砂岩段安全钻井井底压力控制方案 图 7 开泵、停泵时井口回压随排量变化的调整方案 与砂岩段不同,泥岩水化后坍塌压力不断升 292011年 第 39卷 第 4期沈海超等 控压钻井井底压力控制方案研究及其应用 高, 破裂压力有所降低,安全钻井液密度窗口表现 出动态变化特征, 泥岩井段安全钻井井底压力控制 相对较复杂, 需要实时调整。以 3 310 3 325m泥 岩段为例,该泥岩段初始坍塌压力低于孔隙压力, 安全钻井井底压力控制方案见图 8 。 图 8 泥岩段安全钻井井底压力控制方案 如前所述,该段泥岩水化时间达 85 h , 泥页岩 坍塌压力升高到孔隙压力数值当量密度 191 g/cm 3 , 超过 130 h后,坍塌压力升高至当前井底 恒定压力值当量密度为 193 g /cm 3 。鉴于此, 将井底压力控制方案调整为裸眼浸泡时间小于 130 h前, 仍可以维持当量密度为 193 g/cm 3 的井 底压力近平衡钻进,可以保证地层不喷、不塌、不 漏; 但裸眼浸泡时间超过 130 h后,坍塌压力超过 当前井底压力,需要适当增加井底压力以防止井壁 坍塌。例如 裸眼时间超过 480 h ,需要将井底压 力当量密度由 193 g /c m 3 上调至 20 g/ c m 3。 对于水敏性强的泥页岩地层, 坍塌压力的不断 升高等因素可能最终导致负钻井液密度窗口的出 现, 致使安全钻井问题变得更为复杂, 因此降低坍 塌压力钻井液体系及井底压力精确控制方案的配套 研究是今后水敏性地层安全钻井需要加强的环节。 5 结 论 1 安全钻井液密度窗口、泥页岩坍塌周期 以及钻井液当量循环密度研究是安全钻井井底压力 优选的基础。窄钻井液密度窗口地层安全钻井井底 压力精确控制方法可用于指导控压钻井井底压力控 制方案设计及施工。 2 恒定井底压力近平衡控压钻井时,需要 根据钻井液密度窗口及 ECD设计井底压力值, 并 加强井口回压及井底压力监测, 以保证井内压力的 动、静态综合平衡。 3 泥页岩段恒定井底压力近平衡控压钻井 时, 要考虑泥页岩水化引起的安全钻井液密度窗口 变化, 并实时调整井底压力以满足安全钻井要求。 在坍塌压力达到当前井底压力前, 仍可以维持当前 井底压力近平衡钻进;当坍塌压力超过当前井底压 力后, 需适当提高井底压力值以防止井壁坍塌。 参 考 文 献 [ 1] GerhardH,ErlendHBotto mhole pressure control dur ing pipe connection in gas- do m inantwells[R ] I AD C /SPE91578,2004 [ 2] Saponja J ,Adeleye A, Hucik BM anaged- pressure d rilling MPD field trials de monstrate technology value [ R] IADC/SPE98787,2006 [ 3] 王 果, 樊洪海, 刘 刚,等 控制压力钻井技术 应用研究[ J] 石油钻探技术,2009,37 134 - 38 [ 4] Iversen F, G ravdal JE,Dvergsnes EW,et alFeasib ility study ofmanaged- pressure drilling with automatic chokecontrolindepletedHP /HTF ield[R] SPE 102842,2006 [ 5] 朱丽华, 向雪琳, 邓玉涵, 等 控制压力钻井设备 概述[ J] 钻采工艺,2010,33 343- 47 [ 6] 程远方, 沈海超, 赵益忠, 等 复杂断块构造的地 应力场研究 以海拉尔盆地贝尔凹陷希 3断块为 例[ J] 西安石油大学学报自然科学版,2008, 23 515- 20 [ 7] 沈海超, 程远方, 王京印, 等 断层扰动下地应力 场三维 有限 元约束 优化 反演[ J] 岩 土力 学, 2007,28 增刊 1359- 365 [ 8] 沈海超, 程远方, 赵益忠, 等 基于实测数据及数 值模拟断层对地应力的影响 [ J] 岩石力学与工程 学报,2008,27 增刊 23985- 3990 [ 9] W ong S WBorehole stability in shales A constitutive model for themechanical and che m ical effects of drilling fluid [R ] SPE28059,1994 [ 10] Onaisi ARole of hydration state of shale in borehole stability studies [ R] SPE28062,1994 [ 11] Si mpson J PEnvironmentally acceptable water- base mud can prevent shale hydration andmaintain borehole stability [R] I ADC /SPE27496,1994 第一作者简介 沈海超, 生于 1982年,2009年毕业于 中国石油大学 华东 油气工程力学专业, 获博士学位, 现从事钻井技术研究及钻井生产管理工作。地址 100083 北京市海淀区。E- mai l hcshen sipc cn。 收稿日期2010- 11- 24 本文编辑 赵连禄 30 石 油 机 械2011年 第 39卷 第 4期 analyzing and discussing the effect of the seal structure on the contact pressure of the pri mary sea.l The change of the structural para m eters of the seal surface remark ably affected the change of the contact pressure value , but it al most had no effect on the effective contact length. Them ere adoption of the cone- cone structure sealwould cause the stress concentration on the pri mary sea,lgreatly uneven distribution of contact pressure , and short effective contact length . The seal surface was not used fully.Therefore ,the connection needs to be i mproved so as to strengthen the seal perfor mance of the connection . Key words prem iu mconnection ,cone - cone structure sea, lcontact pressure ,pri mary seal surface , gas seal Xu Qun Offshore Oil- gas Equip ment and Safety Technology Research Center , ChinaUniversity ofPetro leum,Dongying City ,Shandong Province ,Chen Guom ing,Zhang Yanting ,et a.lResearch on the effect of the suction module seal rubber interference on its perance .CPM, 2011 ,39 4 18- 22 W ith the riserless drilling fluid recovery drilling system of China s South Sea as the object of study,an finite element analysis of the suctionmodule seal rubber friction contactwas conducted, studying the effect of in terference on the rubber ,drillpipe and the contact pres sure bet ween subs, and analyzing the distribution law of theM ises stress peak values and friction forces of the rubberwhen the rubber contacts the drillpipe or the sub under different interferences,so as to provide the tech nological reference for the opti m ized design and life- lengthening of seal rubber .In modeling ,the rubber materialmodel adopted the t wo- parameterMooney- Rivlin model function of approxi m ately incompressible resilient materials ,the penalty function was a dopted to solve the contact problem between drill pipe , sub and rubber ,and the Coulomb friction model was selected as the friction mode.l The result showed that the contact pressure increased w ith the increase of inter ference ,presenting a non- linear relationship . TheM i ses stress of rubber increasedw ith the increase of inter ference ,and the M ises stress peak value reached the maxi mum when rubber contacted the upper end of sub , w ith a rapid increase . Key words riser ,drilling fluid recovery drilling system,seal rubber ,interference ,contact pressure Shen Haichao International Exploration and Pro duction Corporation ,SI NOPEC,Beijing,Hu Xiao qing , W ang Xiling.The research and application of the botto m - hole pressure control sche m e in pres sure- control drilling . CP M, 2011 , 39 4 27- 30 The precise establishment of safety drilling fluid density w indows and exact control of bottom- hole pres sure are the key to the for m ation safety and fast drilling of narrow drilling fluid densityw indows. Therefore ,the to study the precise control of bottom - hole pressure in the for mation safety drilling of narrow drill ing fluid density w indows was for mulated .W ith the study of the accurate earth stress field and shale hydra tion feature as the basis ,the for selecting the rational safety drilling bottom- hole pressure was pres ented through an analysis of safety drilling fluid density w indows,shale collapse cycle and circulation density of drilling fluid equivalen. t In view of the different charac teristics of sandstone and shale ,the corresponding con trol schemes of bottom - hole pressure were made re spectively,thus achieving safety drilling. The findings can be used to guide the design and i mplementation of the bottom - hole pressure control scheme for pressure - control drilling . Key words narrow drilling fluid density w indow, earth stress ,shale hydration feature ,bottom - hole pressure ,control Sun Feng College of Petroleu m Engineering ,Chi na University of Petroleum,Dongying City,Shandong Province, ChenWe,i W ang Y ifeng .The application of the 311mm automatic vertical drilling system in No .1 well of Xuanye .CPM,2011 ,39 431- 32 ,52 Due to the big angle of inclination in the geological structure of No .1 well of Xuanye ,adoption of tradi tional anti- deviation assemblies cannot achieve a de sirable deviation contro.l Therefore,the 311mm auto matic vertical drilling system was developed .The sys te m included the stabilizing platfor m and the actuator for deviation contro.l It could effectively solve the prob le m of deviation control and fast drilling in for mations w ith high and steep structures and big dip- angles.It could release drilling pressure completely.Under the precondition of ensuring inclination precision ,it could remarkably i mprove the penetration rate ,shorten the drilling cycle and reduce the drilling costs .The field application showed that the system achieved an overall drilling footage of 210 . 88 m in No.1 well of Xuanye , w ith a pure drilling ti m e of 64 h and penetration rate of 3 . 29 m /h .Compared w ith traditional drilling tools ,it i mproved the penetration rate by 113 , w ith a noticea ble effect of deviation contro.l Key wordsautomatic vertical drilling syste m, deviation contro,l hole straightening ,penetration rate LiYong Yangzte University,Jingzhou City , Hu bei Province,L iao Ruiquan ,Zhang M anla,iet a.l An analysis of the stress and seal characteristics of the pre m ium tubing connection.CP M,2011 ,39 435- 37 Adopting the finite element ,the connect ing perfor mance of the NK- 3SB prem ium tubing con nection in different load conditions was analyzed ,and the study focused on the effect of axial tension and in ternal pressure on the stress distribution and seal per ance of tubing connection.The calculation result showed that the weak force - bearing area of tubular threadswas located at the root part of the first thread of the tubing big end ,and the worst operating condition was that it was subject only to axial tensile load after spinning . The contact pressure on the seal surface in creased with the increase of internal pressure but de creasedw ith the increase of axial load . The seal perfor m ance of the connection was ensured mainly by point con tact prm i ary seal.In addition ,the tubing connection could ensure good seal perfor mance under the designed axial load . The findings have offered an m i portant refer ence for the design and application of theNK- 3SB tubing 2