充气钻井液的影响因素分析.pdf

* 本文受到中国石油天然气集团公司煤层气关键技术研究项目 编号 06A20202 的资助。 作者简介 屈平, 1982 年生, 硕士研究生; 2005 年毕业于成都理工大学, 研究方向为煤层气钻完井技术。地址 100097 北 京市海淀区四季青镇北坞村陆甲 25号静芯园小区 K 座钻井完井所。电话 01052781875。Email qp1012 163. com 充气钻井液的影响因素分析* 屈 平 申瑞臣 李景翠 吴国明 周裕京 中国石油集团钻井工程技术研究院 屈平等. 充气钻井液的影响因素分析. 天然气工业, 2008, 281 82 84. 摘 要 井底压力的控制是充气钻井、 井底欠平衡和防止井壁坍塌的关键, 对其控制因素的研究和分析具有 重要的现实意义。为此, 利用 M ukherjee 和 Brill的倾斜管两相流方法, 建立了求解井底压力的数值模型。利用四 阶龙格库塔算法, 提出了该数值模型的求解方法, 给出了求解的计算流程图。分析得出影响充气钻井液井底压力 的主要控制因素为注气量、 钻井液排量、 井斜角以及钻井液黏度, 通过编写的软件对 4 个主要控制因素进行了敏感 性分析。随着注气量的增加井底压力逐渐降低, 但当增加到某极限值后井底压力反而会增加; 随着钻井液排量的 增加, 井底压力逐渐增加; 井底压力随井斜角的增加而减小; 随着黏度的增加井底压力增加。 主题词 欠平衡钻井 分支水平井 定向井 充气钻井液 井底压力 煤成气 在煤层气多分支水平井中, 充气钻井液得到广 泛的应用。充气钻井液的主要作用是降低井底压 力, 有效地形成欠平衡环境, 从而可以减少储层污 染、 避免地层漏失以及防止井壁坍塌。而如何调节 和控制井底压力是成功实施充气钻井的关键。因 此, 有必要对影响井底压力的各个因素进行分析。 文献 [ 14] 中从不同方面对充气钻井液进行了研究, 笔者在前人研究的基础上, 分析了充气钻井液井底 压力的影响因素。 一、 气液两相流压力数值求解方法 气液两相流压力的求解方法很多, 但Mukherjee 和 Brill 提出的倾斜管两相流相关式 简称 MB 式 更适合水平井和定向井的作业方式。MB 方法是以 均匀流体稳定流动方程为基础, 通过大量的实验研 究、 采用相关分析、 因次分析等方法确定倾斜 包括 垂直、 水平 管两相流持液率和摩阻系数等参变量的 近似值。它改善了定向井和起伏管气液两相流压力 计算的准确性。笔者利用 MB 式来求解气液两相 流压力, MB 式的压力梯度方程为 dp dz - mgsin fmmv 2 m/ 2D 1- mvmvSG/ p 1 式中 m为充气钻井液密度, kg/ m 3; g 为重力加速 度, m/ s 2 ; qG为气体体积, m 3; p 为计算点压力, Pa; vm为充气钻井液上返速度, m/ s; vSG为气相表观速 度, m/ s; D 为水力相当直径, m; 为井眼倾斜角度, ; fm为两相摩阻系数, 无因次。 其求解的基本步骤为 首先计算充气钻井液密 度, 然后判断流型, 并由此计算出持液率和摩阻系 数, 详情请见文献[ 2] 。在整个求解方法中, 可以将 压力梯度方程处理为常微分方程的初值问题, 然后 采用数值方法求解, 即 dp dz F z, p pz0 p0 2 式中 dp dz 为压力梯度; F z, p 为压力梯度方程式 1 右边的函数表达式。该微分方程的具体初始条 件为 z0 0, p0 cc 为常数 , 即井口处压力为定值。 这类常微分方程的初值问题可采用具有较高精 度的四阶龙格库塔算法进行数值求解。 对 z垂深 取步长 h, 由已知的初始值z0, p0 和函数 Fz, p计算以下数值 k1 Fz0, p0 k2 Fz0 h/ 2, p0 hk1/ 2 k3 Fz0 h/ 2, p0 hk2/ 2 k4 Fz0 h, p0 hk3/ 2 82 钻 井 工 程 天 然 气 工 业 2008 年 1 月 则在节点 z1 z0 h 处的压力值 p1 p0 p p0 hk1 2k2 2k3 k4/ 6 后面的节点以此类推, 直到井底。其计算程序 结构如图 1。图中 PVT 模块用于计算含气钻井液 的各物性参数。 图 1 压力计算程序流程图 二、 影响因素的敏感性分析 要进行敏感性分析, 首先要确定井底压力的控 制因素。通过对压力梯度方程的解剖, 可以确定出 影响井底压力的各个控制因素。运用动量守恒原 理, 推导出气液两相流的压力梯度方程 dp dz -mgsin fmmv 2 m 2D mvmdvm dz 3 式中 参数与式 1 中参数意义相同。 式 3 中的压力梯度可用下式表示为 3 个分量 之和, 即重力、 摩阻、 动能压降梯度 分别用下标 G、 F、 A 表示 。 dp dz dp dz G dp dz F dp dz A 4 比较式 3 和式 4 , 可知重力压降梯度主要由 井斜角和充气钻井液密度两因素决定; 摩阻压降梯 度主要由两相摩阻系数、 充气钻井液密度和上返速 度决定; 而动能压降梯度主要由充气钻井液密度和 上返速度决定。而两相摩阻系数、 充气钻井液密度 和上返速度主要由注气量、 钻井液排量和钻井液黏 度 3 个因素决定。由此可得到主要控制因素有 注 气量、 钻井液排量、 井斜角以及钻井液黏度。笔者编 写了数值计算程序, 并结合山西某井的实际资料进 行了敏感性分析。在计算中, 参数赋值如下 重力加 速度 g 9. 8 m/ s 2; 气液表面张力 50 mN/ m; 空 气黏度 g 0. 1749 mPa s; 井筒的水力直径 D 0. 1011 m; 井眼的过流截面积 A 0. 022 m 2 ; 粗糙度 e 0. 00015 m; 井口压力为标准大气压。 1. 注气量对井底压力的影响 注气量与井底压力的变化是一个非线性的关 系, 见图 2。随着注气量的增加, 井筒中的含气量增 加, 井筒中充气钻井液的持液率降低, 由此造成充气 钻井液的密度降低, 所以井底压力逐渐降低。在注 气量比较小的时候井底压力下降速度较快, 随后下 降速度逐渐变缓, 在注气量为 1 m3/ s 60 m3/ min 时达到一个极小值。在过了极小点之后, 井底压力 随着注气量的进一步增加有一个小幅度的上升。注 气量过大, 滑脱现象严重, 由于多注入的气体量减少 充气钻井液密度产生的压力损失不及滑脱而产生的 附加压力。因此, 井底压力有一定回升。由此可见 充气钻井液降低井底压力的能力是有一定限制的, 并非充气量越大越好, 而是有一个最优值。 图 2 注气量与井底压力的关系图 2. 钻井液排量对井底压力的影响 随着钻井液排量的增加, 见图 3, 井底压力近似 成直线增加, 对数据点进行拟合可得 pwf 0. 0017Q 2. 4856。因为随着钻井液的排量增加, 井筒充气 钻井液的持液率增加, 充气钻井液的密度增加, 由此 产生的静液柱压力增加, 所以井底压力增加。 图 3 钻井液排量与井底压力的关系图 3. 井斜角对井底压力的影响 为了计算方便, 把定向井简化为倾斜的直井见 图 4, 井斜角越大, 井底压力也越小。并且随着井斜 角的增加, 井底压力的下降幅度越来越大。井斜角 越大则当垂深一样时井深越长, 则气泡互相碰撞形 成大气泡的时间越长、 几率增加。因此, 持液率就会 越小。另外, 井深的增加也会增大摩阻压力梯度, 但 动能压降梯度却会减小。 因此, 持液率减小、 摩阻压 83 第 28 卷第 1期 天 然 气 工 业 钻 井 工 程 图 4 井斜角与井底压力的关系图 力梯度增加和动能压降梯度减小这 3 个方面的共同 作用下, 井底压力随井斜角的增加而减小。 4. 钻井液黏度对井底压力的影响 随着钻井液的黏度增加见图 5, 井底压力逐渐增 加。因为黏度增加, 增加了流动阻力, 使得摩阻压降 梯度增加, 同时黏度增加, 气泡合并的速度减缓, 持 液率增加使得重力压降梯度增加, 所以井底压力增 加。可见在钻井中当需使用增黏剂时, 必须考虑增 黏后井底压力的变化, 并采取加大注气等相应地降 低井底压力措施。 图 5 钻井液黏度与井底压力的关系图 三、 结 论 注气量、 钻井液排量、 井斜角以及钻井液黏度是 充气钻井液的井底压力变化的主要控制因素。随着 注气量增加, 井底压力降低, 当注气量达到某一极限 值, 井底压力不再下降。随着钻井液排量的增加, 井 底压力近似值直线增加。随井斜角的增加, 井底压 力减小。随着钻井液的黏度增加, 井底压力逐渐 增加。 参 考 文 献 [ 1] MUKHERJEE H, BRILL J P. Liquid holdup correla tions for inclined twophase flow [ J] . SPE 10923, 1983 5 1521. [ 2] 李颖川. 定向井气液两相流压力计算数值方法[ J]. 天然 气工业, 1990, 102 24 27. [ 3] ANT ONIO C V M LAGE. Mechanistic model for up ward two phase flow in annuli[ J] . SPE 63127, 2000 10 1 4. [ 4] LAGE A C V M. Underbalanced drilling dynamics two phase flow modeling and experiments[ J]. SPE 62743, 20009 11 13. 收稿日期 2007 10 17 编辑 钟水清 上接第 81 页 技术三者有机集成在一套钻井液体 系中, 不但其常规性能参数能很好地满足钻井工程 需要, 而且体系呈现出显著的 低润湿反转角、 低渗 透、 低活度即 三低特征, 体系无论是在短期防塌, 还是长效防塌效果方面都具有其他常规水基钻井液 无法比拟的优点。 三低水基钻井液能够很好地解 决气体钻井结束替入水基钻井液后出现的井壁失稳 难题, 是水基钻井液中的理想品种。 三低水基钻 井液极强的防塌性能拓展了它的使用范围。 三低 水基钻井液体系单位成本较其他水基钻井液偏高, 未加重的基浆单位成本在 3500 元/ m 3 左右。 参 考 文 献 [ 1] 李皋, 孟英峰, 唐洪明, 等. 气体钻井高效开发致密砂岩气 藏[J] . 天然气工业, 2007, 277 5962. [ 2] 李荣, 孟英峰, 曾琦军, 等. 空气钻井替换过程中井壁稳定 性问题初探[ J] . 天然气工业, 2006, 26增刊 A 81 83. [ 3] DRUKER . Borhole stability in shales[ J] . SPE, 1993. [ 4] PAT EL. Foreign Oilfield Engineering[J]. SPE, 2001. [ 5] 鄢捷年. 钻井液工艺学[M ]. 山东东营 中国石油大学出 版社, 2006. 收稿日期 2007 10 19 编辑 钟水清 84 钻 井 工 程 天 然 气 工 业 2008 年 1 月 APPLICATION OF ANTISLOUGHING TECHNIQUE BY “ THREE LOW INDS“ WATER BASE DRILLING FLUID IN ULTRADEEP WELL OF SICHUAN BASIN ZHANG Kun, WU Xianzhu, LI Jialong, HUANG Ping, LI Hongxing CNPC Sichuan Petroleum . NAT UR. GA S IND. v. 28, no. 1, pp. 7981, 1/ 25/ 2008. ISSN 1000 0976; In Chinese ABSTRACT Although gas drilling increases ROP sharply in the process of drilling in Sichuan and Chongqing area and has been widely applied in the field of drilling, there appears widely serious destabilizing effect of borehole wall when bullheading con ventional water base drilling fluid after gas drilling, which results in frequent backreaming happened in long time and length. So, from the analysis on the reason of water sensitivity when bullheading water base drilling fluid after gas drilling, it is put forward that the solution to destabilizing effect of borehole wall is to combine 3 techniques, reverse wetting anti sloughing tech nique, low permeability antisloughing technique and low activity anti sloughing technique, together into a set of drilling fluid system to anti sloughing technique by water base drilling with low reverse wetting angle, low permeability and low activi ty. At the same time, the quantitative uation is taken on the effect of the ula of this water base drilling fluid got in the laboratory. It is shown according to the field experiment and research that this waterbase drilling fluid can solve destabilizing effect, enable argillutite ation to have obvious wetting reverse and deactivation in 30 min, seal fractures thoroughly in 180 min and dense hydrophobic layer over the surface of argillutite. It has obvious effect on the either longterm or shortterm sloughing and can be applied widely in middle Sichuan Basin. SUBJECT HEADINGS gas drilling, waterbase drilling fluid, low wettability reversal angle, low permeability, low activity, wellbore stability, borehole collapse, anti sloughing drilling fluid ZHANG Kun engineer , born in 1964, graduated in chemistry from Chongqing Petroleum School in 1986. He is engaged in technical studies and management works on drilling fluid technology in oil and gas fields. AddWestern Sichuan Drilling and Exploration Company, CNPC Sichuan Petroleum, No. 143, Huayou Rd. , Chengdu, Si chuan Province 610051, P. R. China Tel 86 28 8601 3718 E mailjfsnjs101 sina. com www. trqgy. cn/ e/ abstracts. asp 11 EFFECT ANALYSIS ON CBM AERATED DRILLING FLUID QU Ping, SHEN Ruichen, LI Jingcui, WU Guoming, ZHOU Yujing CNPC Drilling Engineering Re search Institute . NA T UR. GA S IND. v. 28, no. 1, pp. 8284, 1/ 25/ 2008. ISSN 1000 0976; In Chi nese ABSTRACT The key to aerated drilling, downhole underbalance and borehole wall sloughing prevention is to control bottom pressure, so study and research on its controlling factors is of importance. T he numerical model to calculate well bottom pres sure is established through inclined twophase flow by Mukherjee and Brill. The solution to this numerical model is got by fourth order Runge Kutta algorithm and its calculating flow diagram is given. It is shown that the main controlling factors on wellbottom pressure of drilling fluid is the gas injection volume, drilling fluid discharging volume, deviation angle and drill ing fluid viscosity according to the analysis. T he sensitivity analysis of these factors is taken through the software. With the in crease of gas injecting volume, the wellbottom pressure increasingly decreases till up to an extreme, it rises up instead; with the increase of drilling fluid volume, the wellbottom pressure increasingly rises up; with the increase of deviation angle, the wellbottom pressure drops down; with the increase of wellbottom viscosity, the wellbottom pressure rises. SUBJECT HEADINGS underbalance drilling, branch horizontal well, directional well, aerated drilling, wellbottom pressure, coal seam gas QU Ping, born in 1982, graduated from Chengdu University of Technology in 2005. He is engaged in studies on drilling and completing technology of coal seam gas. AddDrilling and Completion Research Institute, Block K, Jingxin Residential Area, No. 25A, Beiwuchun Rd. , Sijiqing Town, Haidian District, Beijing 100097, P. R. China Tel 86 10 5278 1875 E mailqp1012 163. com N AT URAL GAS IND USTR Y, vol. 28, no. 1, 2008 January 25, 2008