测量单元、溢流信息识别设备及方法与流程

本发明涉及油气井工程领域，具体地，涉及一种测量单元、溢流信息识别设备及方法。

背景技术：

目前油气井钻探的储层特性和井身结构越来越复杂，油气溢流事故频繁发生，会导致非作业时间增加，提高钻井成本。钻井发生溢流后，地层流体(油、气、水)侵入井筒内，与钻井液混合并沿井筒进行运移。如果溢流流体为气体，受温度和压力环境变化的影响，会在运移过程中发生显著的相变、漂移和膨胀现象，对井筒压力控制造成严峻的挑战。因此，及时识别和诊断溢流信息，成为保障钻井安全、高效的重要内容。

地层流体的侵入会导致井筒内流体流动特性及物性参数发生转变，基于此，发展了现有的溢流诊断技术。可以概括为：基于流量测量的诊断方法，包括钻井液池增量法、出口流量差法和井下微流量测量等；基于压力和温度测量的诊断方法，包括随钻环空压力测量(APWD)、随钻测井(LWD)和环空温度测量(RAT)等；基于流体含气率测量的诊断方法，包括声波、电阻率和自然伽马监测等方法(LWD)。

为了避免气体过度膨胀，并及时控制井筒压力，基于井下测量技术的诊断方法，成为早期溢流诊断的主要发展方向。然而，其适用性和时效性在水平井溢流诊断中，会受到很大限制。首先，气体在水平段中运移过程中，不会发生膨胀，流量和压力的变化不明显，很难进行直接测量并实现早期识别；其次，整个水平段各个位置处，均会存在地层流体侵入的风险，基于井底处的测量数据，无法及时判断井底上部的溢流信息。最后，由于压力变化不明显，溢流类型等信息难以及时确定，而溢流流体类型、速率和溢流位置的识别，对于了解地层特性、判断溢流成因以及后续井筒压力控制具有重要意义。

为了克服现有技术的不足，本发明提供了一种测量单元、溢流信息识别设备及方法，其可适用于水平井内的溢流信息识别。

技术实现要素：

本发明实施例的目的是提供一种测量单元、溢流信息识别设备及方法，其可通过设置节流装置并借助压力传感器和/或温度传感器，对水平井内的溢流信息进行识别。

为了实现上述目的，本发明实施例提供一种用于溢流信息识别的测量单元，该测量单元包括：节流装置，用于安装在位于钻杆上；传感器，位于所述节流装置两侧，用于感测该节流装置两侧的压力和/或温度；以及信号发送装置，用于发送所述压力和/或温度。

可选的，所述节流装置为多级节流装置。

可选的，所述信号发送装置为无线通信模块；以及该测量单元还包含电源供应单元，用于给该测量单元供电。

相应地，本发明实施例还提供一种溢流信息识别设备，该设备包含：上述测量单元；以及处理器，用于根据所述节流装置两侧的压力和/或温度，确定溢流信息，该溢流信息包含以下一者或多者：溢流时刻、溢流速率、溢流发生位置、以及溢流类型。

可选的，所述处理器在所述节流装置两侧在当前时刻的压降大于前一时刻的压降超过预设压降的情况下，将当前时刻确定为溢流时刻。

可选的，所述处理器计算所述节流装置的压降的所对应的钻井液流量，并将该钻井液流量与当前钻井液注入排量之差作为溢流速度。

可选的，所述处理器根据以下等式确定溢流发生位置：

其中，L₁表示溢流发生位置距离所述测量单元的距离，Q₁为所述节流装置的压降的所对应的通过该节流装置的流体流量，t₀为溢流时刻，t₁为所述测量单元内的温度传感器检测到温度上升速率大于预设温度上升速率的时刻，A为环空截面积。

可选的，所述处理器根据以下等式计算压降系数，并根据该压降系数确定溢流类型：

其中，x为压降系数；Δp₀为溢流前所述节流装置的压降；Δp₁为溢流后，溢流流体到达所述节流装置前一时刻的压降，Δp₁-Δp₀为对应的压降增量；Δp₂为溢流后，溢流流体到达所述节流装置后一时刻的压降，Δp₂-Δp₀为对应的压降增量。

可选的，所述处理器在所述节流装置节流前后的温度差为负值的情况下，判断溢流流体为气体。

相应地，本发明实施例还提供一种溢流信息识别方法，该方法包含：感测布置在钻杆上的节流装置两侧的压力和/或温度；以及根据所述节流装置两侧的压力和/或温度，确定溢流信息，该溢流信息包含以下一者或多者：溢流时刻、溢流速率、溢流发生位置、以及溢流类型。

本发明通过采用节流装置并测量该节流装置节流前后的压降和/或温差，可根据该压降和/或温差很好地识别出溢流信息，即便是在水平井内流量和压力变化不明显的场合，本发明依旧可以具有很好的溢流信息识别效果。另外，节流装置除了可以监测溢流以外，也可以增大节流压耗和摩阻压降，避免溢流急剧发展，同时可以根据该溢流信息辅助实现井筒压力控制。

本发明实施例的其它特征和优点将在随后的具体实施方式部分予以详细说明。

附图说明

附图是用来提供对本发明实施例的进一步理解，并且构成说明书的一部分，与下面的具体实施方式一起用于解释本发明实施例，但并不构成对本发明实施例的限制。在附图中：

图1为根据本发明实施例的用于溢流信息识别的测量单元的安装位置示意图；

图2为根据本发明实施例的用于溢流信息识别的测量单元的结构示意图；

图3a及3b分别为根据本发明实施例的用于溢流信息识别的测量单元内的节流装置的纵横轴向截面图；

图4为多级节流装置的截面图；

图5为在发生溢流之后不同类型溢流流体到达节流装置前后前该节流装置的压降(即，节流前后的压力之差)与溢流流体体积分数之间的关系曲线示意图；以及

图6为根据本发明实施例的溢流信息识别过程的流程图。

附图标记说明

1 第一测量单元 2 第二测量单元

3 钻头 4 钻杆

5 油气藏 6 套管

7 水泥环 8 下闸板防喷器

9 液动节流阀 10 剪切闸板防喷器

11 上闸板防喷器 12 环形防喷器

13 节流装置 14、17 压力传感器

15、16 温度传感器 19 电源供应单元

20 信号发送器 21 岩屑返排孔

22 井筒壁

具体实施方式

以下结合附图对本发明实施例的具体实施方式进行详细说明。应当理解的是，此处所描述的具体实施方式仅用于说明和解释本发明实施例，并不用于限制本发明实施例。

图1为根据本发明实施例的用于溢流信息识别的测量单元的安装位置示意图。如图1所示，水平井钻井作业中，钻杆4上安装有2个测量单元。测量测量1可安转在钻杆4上位于钻头3后大约20m处。当然，钻杆上所安装的测量单元的数量并不限于2个，其他数量的测量单元也是可以的。

图2为根据本发明实施例的用于溢流信息识别的测量单元的结构示意图。如图2所述，所述测量单元包含：节流装置13，用于安装在位于钻杆4上；传感器，位于所述节流装置13两侧，用于感测该节流装置两侧的压力和/或温度，图2示出了分别安装在节流装置两侧的压力传感器14、17和温度传感器15、16；以及信号发送装置，用于发送所述压力和/或温度，该信号发送装置可为无线通信模块，藉此可避免在钻杆4上布设信号线来传输所述压力和/或温度。另外，所述测量单元还可包含电源供应单元18，以给该测量单元内的用电设备供电，避免在钻杆4上布设电源线。

图3a及3b分别为根据本发明实施例的用于溢流信息识别的测量单元内的节流装置的纵横轴向截面图。如图3a及3b所示，节流装置13安装在钻杆4上，该节流装置13在所述钻杆4与井筒壁22之间所形成的环空内形成有3个岩屑返排孔21，以保证岩屑正常返出。另外，该节流装置13通过其不同凸出部位的半径，如图3b所示的半径r₁-r₃，可改变环空的过流面积，产生摩阻压降和节流压降。优选地，所述节流装置13可包含多个节流部分，为多级节流装置，从而可产生足够的压降，如图4所示。

气液两相流动时，理论上节流装置处的压降等于摩阻压降和节流压降之和：

Δp＝Δp_f+Δp_J (1)

其中，摩阻压降和节流压降分别为

Δp_J＝M(p₁-p₂) (3)

式中：L为多级节流装置的长度；d为环空的当量直径；f为摩擦系数；M是多级节流装置的级数；x_g为气相的质量分数；p为压力；v为比容；C_pg为气体的定压比热容；C_vg为气体的定容比热容；u为流速。下标g表示气相，L表示液相，m表示溢流流体(油、气、水)和泥浆的混合物；1表示节流前位置，2表示节流后位置，如图3b所示。

溢流初期，溢流流体到达节流装置之前，节流装置处为纯钻井液流动。节流装置处的压降为，

A₂＝3A_cut+π(r₃+r₄)x_marg (8)

式中：Q为流经节流装置的流体流量；A₁为节流前的环空横截面积；A₂为节流后的环空横截面积；A_cut为岩屑返排孔的截面积；x_marg为节流装置与井筒壁的配合余量，x_marg＝r₄-r₃；l_i为节流装置各段的长度；r₁-r₄为节流装置各段的半径，如图3b所示。

特别地，以5-7/8in井眼为例，节流装置级数为20，长度为6.096m，具体几何参数如下：

表1 节流装置几何参数表

假设钻井液及溢流流体参数见表2，计算得到多级节流装置处的压降如图5所示。

表2 计算模拟参数

图5为在发生溢流之后不同类型溢流流体到达节流装置前后前该节流装置的压降与溢流流体体积分数之间的关系曲线示意图。标识为“纯泥浆流”的曲线代表在发生溢流之后溢流流体到达节流装置之前节流装置处测得的压降随环空内侵入的流体体积分数的变化；标识为“泥浆-地层水流”的曲线代表溢流流体为“地层水流”的情况下，在发生溢流之后溢流流体到达节流装置之后节流装置处测得的压降随环空内侵入的流体体积分数的变化；标识为“泥浆-油流”的曲线代表溢流流体为“油流”的情况下，在发生溢流之后溢流流体到达节流装置之后节流装置处测得的压降随环空内侵入的流体体积分数的变化；标识为“泥浆-气流”的曲线代表溢流流体为“气流”的情况下，在发生溢流之后溢流流体到达节流装置之后节流装置处测得的压降随环空内侵入的流体体积分数的变化。

由图5可以看出，随着环空内侵入的流体体积分数的增加，节流装置处测得的压降显著增大。初始时刻，对于“纯泥浆流”曲线而言，正常钻井液排量下，压降测量值为0.271MPa，若溢流流体体积分数达到40％后，压降迅速增加到0.754MPa，因此可根据该特性，迅速诊断溢流的发生，并判断溢流速率。

从图5还可以看出，多级节流装置处的压降对于溢流类型非常敏感。同样以溢流流体体积分数达到40％为例，“地层水流”、“油流”、“气流”这三种不同类型的溢流流体通过节流装置后，压降分别为0.704MPa、0.653MPa和0.481MPa。由以下等式(9)计算，对应油气水侵入类型的压降系数为89.65％，79.09％，43.48％。据此，可以实现溢流速率和溢流类型的识别。

式中，x为压降系数；Δp₀为溢流前的压降；Δp₁为溢流发生后，溢流流体到达多级节流装置前一时刻的压降，Δp₁-Δp₀为对应的压降增量；Δp₂为溢流后，溢流流体到达多级节流装置后一时刻的压降，Δp₂-Δp₀为对应的压降增量。

本发明实施例还提供一种溢流信息识别设备，该设备包含：一个或多个上述测量单元，该测量单元可采集其节流装置两侧的压力和/或温度，并通过信号发送装置发送出去；以及处理器，例如可位于地面，用于接收所述测量单元所发送的所述节流装置两侧的压力和/或温度，并根据该节流装置两侧的压力和/或温度，利用上述所提及的特性，确定溢流信息，该溢流信息包含以下一者或多者：溢流时刻、溢流速率、溢流发生位置、以及溢流类型，从而进行溢流预警。

对于设计的多级节流装置，理论上其单相液流条件下的压降可由式(6)计算。考虑理论计算值可能存在偏差，因此根据测试数据拟合经验系数，确定各测量单元位置处的液相流压降—排量经验关系式：

式中：a₁,a₂,a₃为经验系数，主要与节流装置参数相关；Q为通过节流装置的流体流量，m³/s；A₁,A₂为节流前后的环空截面积，m³。

在进行溢流信息识别之前，可采用采用不同的钻井液注入排量进行钻井液注入，记录测量单元在不同钻井液注入排量下的压降Δp。通过将所记录的多组不同的排量及压降代入上述等式(10)，可确定等式(10)的经验系数，以便于后续利用该等式(10)计算溢流速率。

以下针对如何确定溢流时刻、溢流速率、溢流发生位置、以及溢流类型，给出具体的确定方法。

1)判断溢流发生时刻

泥浆中，压缩波的传播速度可达1500m/s左右，因此忽略其压缩波传播的时间，假设压力传感器记录的溢流初始时刻为真实的溢流初始时刻。

因此，可实时记录测量单元内节流装置的压降Δp1，如果Δp1较前一时刻有显著增加，例如该两个时刻的压降之差超过预设压降，初步判断溢流发生，记录溢流发生时刻为t₀。

2)计算溢流速率

根据测量单元内的节流装置的压降Δp1，利用式(10)计算其对应的通过节流装置的流体流量Q1，根据该流体流量及钻井液注入排量，判断溢流速率ΔQ1。

ΔQ₁＝Q₁-Q₀, (11)

式中：Q₀为钻井液注入排量。

3)判断溢流发生位置

溢流发生后，热地层流体侵入井筒，会导致井筒内流体温度上升，忽略热传导的速度，通常温度传播的速度近似等于溢流运移速度。

因此，热地层流体运移至测量单元处后，温度传感器记录的温度会明显上升(例如，温度上升速率大于预设温度上升速率)，并且，如果溢流流体为气体，节流装置两端压差值明显下降。记录温度开始上升和/或压力明显下降的时刻t₁，则溢流可能发生在距离测量单元以下L1位置处。

式中，A是环空截面积。

4)判断溢流类型

地层流体运移至测量单元处，通过多级节流装置时，如果地层流体为油或水，多级节流装置的压降Δp1较前一时刻差异不大(从图5可以看出，压降系数在约大于75％)；如果地层流体为气体，多级节流装置的压降Δp1较前一时刻明显下降(从图5可以看出，压降系数约小于50％)。因此，设计的多级节流装置除了可以监测溢流以外，也可以增大节流压耗和摩阻压降，避免溢流急剧发展。

以上是通过将溢流流体到达多级节流装置前后该多级节流装置的压降进行比较来判断溢流流体的类型，还可根据节流前后的温度变化来判断溢流流体的类型。

节流前后的温度变化可根据以下等式(12)计算：

ΔT＝μ_JΔp (12)

式中，μ_J为节流系数。对于被节流对象为气体而言，节流系数μ_J为正值，因此通常气体具有良好的压缩性，节流系数μ_J为正值，在节流后温度明显降低；而对于被节流对象为液体而言，节流系数μ_J为负值，接近于0，因此液体节流后温度基本不变或轻微上升。

综上，在确定发生溢流之后(即，节流装置的压降显著上升之后)，如果测量单元内的节流装置的压降和/或温差值变化不大，则溢流流体为油或水；相反，如果温差值为负，压降显著降低，则溢流流体为气体。

图6为根据本发明实施例的溢流信息识别过程的流程图，该流程图所针对的是如图1所示的在钻杆上布置两个测量单元的情形。

首先，记录测量单元1及2两侧的温度传感器及压力传感器的测量数据。如果发现某一时刻t₀，测量单元1或2内节流装置的压降显著增大，则表明发生了溢流，该时刻t₀可被确定为溢流发生时刻。之后，结合测量单元1和2内节流装置的压降ΔP₁,ΔP₂，计算通过相应节流装置的流体流量Q₁,Q₂，其中ΔP₁对应于测量单元1内的节流装置的压降，ΔP₂对应于测量单元2内的节流装置的压降，Q₁对应于通过测量单元1内节流装置的流体流量，Q₂对应于通过测量单元2内节流装置的流体流量。之后，将流体流量Q₁,Q₂及钻井液注入排量Q₀三者进行比较。

在Q₁＝Q₀且Q₂＞Q₀的情况下，表明溢流发生在测量单元2与测量单元1之间，此时可进一步检测测量单元2处温度T₂上升的时刻t₂，并计算溢流发生位置为测量单元2下方Q₂×(t₂-t₀)/A处。此处及以下所提及的“下方”指代钻杆延伸方向上的下游位置。

在Q₁＞Q₀、Q₂＞Q₀且Q₁＝Q₂的情况下，表明溢流发生在测量单元1与井底(即，钻头所处位置)之间，此时可进一步检测测量单元1处温度T₁上升的时刻t₁，并计算溢流发生位置在测量单元1下方Q₁×(t₁-t₀)/A处。

在Q₁＞Q₀、Q₂＞Q₀且Q₂＞Q₁的情况下，表明溢流发生在测量单元2与测量单元1之间以及测量单元1与井底之间，该溢流发生位置可能是位于测量单元2与测量单元1之间的单溢流点以及测量单元1与井底之间的单个溢流点，亦可能是以连续的溢流区域，覆盖测量单元2与测量单元1之间的某一位置以及测量单元1与井底之间的某一位置。此时，可进一步检测测量单元2处温度T₂上升的时刻t₂，并计算溢流发生位置为测量单元2下方Q₂×(t₂-t₀)/A处。由于该情形较为复杂，在此仅给出针对靠近测量单元2的溢流发生位置的确定。

之后，可根据测量单元1内节流装置两侧的温差ΔT₁或测量单元2内节流装置两侧的温差ΔT₂是否小于0，以及ΔP₁或ΔP₂是否显著降低，判断溢流流体的类型。在测量单元1内节流装置两侧的温差ΔT₁或测量单元2内节流装置两侧的温差ΔT₂小于0，或者ΔP₁或ΔP₂显著降低的情况下，可判定溢流流体为气体，否则判定溢流流体为液体，例如油或水。

在得到溢流信息之后，进行关井操作(该关井操作具体可为打开液动节流阀9，然后关闭环型防喷器12、再关闭上闸板防喷器11、下闸板防喷器8，剪切闸板防喷器10不关)；之后进行压井操作，特别地，通过调节压井排量，该节流装置可辅助实现井筒压力控制。

以上结合附图详细描述了本发明例的可选实施方式，但是，本发明实施例并不限于上述实施方式中的具体细节，在本发明实施例的技术构思范围内，可以对本发明实施例的技术方案进行多种简单变型，这些简单变型均属于本发明实施例的保护范围。

另外需要说明的是，在上述具体实施方式中所描述的各个具体技术特征，在不矛盾的情况下，可以通过任何合适的方式进行组合。为了避免不必要的重复，本发明实施例对各种可能的组合方式不再另行说明。

本领域技术人员可以理解实现上述实施例方法中的全部或部分步骤是可以通过程序来指令相关的硬件来完成，该程序存储在一个存储介质中，包括若干指令用以使得一个(可以是单片机，芯片等)或处理器(processor)执行本申请各个实施例所述方法的全部或部分步骤。而前述的存储介质包括：U盘、移动硬盘、只读存储器(ROM，Read-Only Memory)、随机存取存储器(RAM，Random Access Memory)、磁碟或者光盘等各种可以存储程序代码的介质。

此外，本发明实施例的各种不同的实施方式之间也可以进行任意组合，只要其不违背本发明实施例的思想，其同样应当视为本发明实施例所公开的内容。