一种基于井口溢流量的气侵程度评价方法与流程
本发明涉及一种基于井口溢流量的气侵程度评价方法，属于深水钻井风险评价的技术领域。
背景技术：
在深水钻井过程中，由于地质、气候等不确定因素，导致钻井风险较大，经常发生气侵、井涌等问题。气侵对钻井作业危害极大，一旦失去控制，就会导致井喷事故，对平台人员安全及海洋生态环境造成极大威胁。在气侵发生以后，对气侵的早期监测及气侵程度的风险评估对于后期井控工作具有重要意义。目前，对于气侵程度的评估主要依赖于现场工作人员的经验判断，具有很大主观性，对后期井控措施的有效性产生不利影响。在压井过程中，若压井时间过晚，则易引发井涌甚至井喷事故，若压井液密度过大，又容易压裂地层，造成井漏，同时压井排量的选择液对井底压力产生影响。压井参数的选择很大程度上依赖于气侵程度的有效判断。目前，在气侵的早期监测上，国内外学者展开了大量的研究，研发了一系列在井口，隔水管段以及井底的监测方法，其中井口溢流量监测法在海洋钻井中得到了良好的应用。因此，有必要建立一种基于井口溢流量的实时监测的气侵程度风险评价方法，从而降低压井作业风险。
技术实现要素：
针对现有技术的不足，本发明提供一种基于井口溢流量的气侵程度评价方法。本发明主要为了解决现有状态对气侵程度无法有效判别的问题，提供一种已知井口溢流量监测数据的情况下，结合压井工艺与套压峰值等参数的气侵程度方法，克服了传统技术中的不足，可与多种现场井涌探测设备配套使用。
本发明的技术方案如下：
一种基于井口溢流量的气侵程度评价方法，包括气侵程度评估阶段：
1)压井在关井后，求解井筒内的压力关系；
2)当压井液注入后，进行地层压力的计算，一般情况下，气侵时钻柱内静液压力大于环空静液压力，且可以认为钻柱内不含气体，因此可以通过下式求得地层压力：
pp＝psp+0.00981ρdd(ii)
式(ii)中，d——井深，m；ρd——初始钻井液密度，g/cm3；
3)压井时，需要对压井液密度和压井泵速进行计算和选择，对压井液密度计算公式如下：
式(ii)中，psp——关井立压，mpa；ρd1——压井液密度，g/cm3；
在实际钻井过程中，为保证钻井安全，通常需要把钻井液密度加大一点，推荐增加值视具体情况而定：
优选的：油井的钻井液密度为0.05～0.10g/cm3，气井的钻井液密度为0.07～0.15g/cm3；
优选的：油井得钻井液密度为1.5～3.5mpa，气井的钻井液密度为3.5～5.0mpa；
4)在压井时，需要进行压井泵速选择，在压井循环过程中，通常用低泵速进行压井，压井排量计算公式为：
q’＝(1/3～1/2)q(iv)
式(iv)中，q’——压井排量，m3/s；q——钻井时正常排量，m3/s；
5)在压井液密度和压井泵速计算完成后，确定压井立压，包括确定初始循环立压和终了循环立压：
①初始循环立压pti：
pti＝psp+pc(v)
式(v)中，pc——压井循环压力，mpa；pti——初始循环立压，mpa；
②终了循环立压ptf：
式(vi)中，ptf——终了循环立压，mpa；
6)在压井液密度和压井泵速计算完成后，在压井过程中，设井底气侵量为零，两相流方程与气侵时的两相流方程类似，得压井模型如下：
气体连续性方程：(引用：中国石油大学(华东)硕士论文，庞华，第17页)
液体连续性方程：
气液两相混合方程：
结合相关辅助方程，所述辅助方程包括：钻井液粘度，天然气的性质，外界环境温度，对流换热系数及热源项的求解方程，分别计算在不同溢流量情况下，压井过程中产生的套压峰值，即求得井口溢流量与套压峰值的关系，从而判别气侵程度并对井控风险进行评价。
本发明在所述气侵程度评估阶段之前还包括常规的数据输入阶段、实时调整阶段、套压及溢流量计算阶段，其中所述数据输入阶段是指从现场钻井设计方案及钻井日志中提取气侵井的相关设计参数及套管参数；实时调整阶段是指根据气侵发生时的钻井进度及施工方案进行的参数补充，从而依据压井模型对套压及溢流量进行计算，最后根据套压及井口溢流量的实时定量关系，构建不同井口溢流量下，套压峰值计算及安全性评价方法，即为气侵程度评估阶段，该阶段能够保证气侵发生后及时有效的对其风险进行准确评估。
根据本发明优选的，所述压井采用的是司钻法压井：第一循环周用原钻井液循环排出井内受污染钻井液；待压井钻井液配置好后，开始第二循环周，将压井液泵入井内；
在所述步骤1)中，所述井筒内的压力关系根据u形管原理求得，为:
psp+phi＝pp＝pa+pha(i)
式(i)中，psp——关井立压，mpa；phi——静液柱压力，mpa；pp——地层压力，mpa；pa——关井套压，mpa；pha——井筒环空中两相混合物压力，mpa。本发明中优先采用司钻法进行压井，其他压井方法依然适用，只是井筒压力关系求解方式发生改变，应作出相应调正，本发明中提出的气侵程度评价原理适用于所有压井方式。
根据本发明优选的，所述步骤6)判别气侵程度并对井控风险进行评价的方法包括：确定最大允许关井套压，具体步骤如下：在上述压井过程中，井底压力及井筒环空压力随压井液的注入而变化，关井套压也是时刻变化的。根据海洋钻井手册中井控技术的要求，无论什么情况下关井，所述最大允许关井套压取以下三个压力参数中的最小值：
①井口装置额定工作压力；例如海底防喷器等；
②套管薄弱处抗内压强度的80％；此参数可通过套管型号确定；
③地层薄弱处(一般为套管鞋处)破裂压力允许关井套压＝
plt-0.0098×ρ×hc，其中plt为地层破裂压力，hc为地层薄弱处深度。
根据本发明优选的，在计算出最大允许关井套压后，所述步骤6)判别气侵程度并对井控风险进行评价的具体方法包括：
(1)分别计算出所述步骤6)中三种条件下的最大允许关井套压；所述三种条件是指所述步骤6)中①②③三种条件下的最大允许关井套压；
(2)假设其他风险因素不变，按照步骤6)求套压与溢流量两两之间的对应关系，绘制关系曲线：横坐标为溢流量，单位m3，纵坐标为在该溢流量下进行压井时，井控过程中产生的套压峰值，单位mpa，不同的曲线代表不同的压井排量下的溢流量与套压峰值对应关系，压井排量单位为m3/min；
(3)由最大允许关井套压作为限定条件，在步骤(2)所绘制的关系曲线上划分为几个不同的区域，划分方法为：
最大允许关井套压与第一条关系曲线的交点为第一交点，横坐标小于第一交点的区域为a区域，
最大允许关井套压与最后一条关系曲线的交点为第二交点，横坐标大于第一交点、小于第二交点的区域为b区域；
横坐标大于第二交点的区域为c区域；
(4)确定风险区间：
所述a区域表示气侵程度安全区间；即在该溢流量范围内进行压井时，所产生的套压峰值不会超过最大允许套压峰值，雅静作业过程安全；
所述b区域相对危险区间；即在该溢流量范围内进行压井时，所产生的套压峰值有可能会超过最大允许套压峰值，但可以通过压井排量的调节将其控制在安全范围内，故为相对危险区间；
所述c区域为十分危险区间；即在该溢流量范围内进行压井时，所产生的套压峰值一定会超过最大允许套压峰值，且无法通过压井排量的控制减低风险，此时压井井喷概率高，故为十分危险区间。
本发明的技术优势
本发明克服了传统气侵压井过程中风险程度主要依赖于现场工作人员的经验判断，具有很大主观性的缺点，利用压井参数及井筒内部气液两相流动规律，实现了溢流量与关井套压的定量关系描述，所计算结果能够客观反映气侵程度的风险等级，弥补了深水钻井领域在气侵发现时对气侵程度的评估方面的空白，对气侵的控制有重要意义。
附图说明
图1是本发明所述基于井口溢流量的气侵程度评价方法的结构框图。
图2是本发明具体实施例1中，通过南海xx-x井的实测数据，使用本发明计算出井口溢流量与套压峰值的实时定量关系，结合最大允许关井套压绘制的气侵程度及井控风险示意图，横坐标为井口溢流量体积，纵坐标为实时对应的井筒套压峰值。
具体实施方式
下面结合附图和具体实施例对本发明方法的实施方式做详细说明，但不限于此。
实施例1、
一种基于井口溢流量的气侵程度评价方法，包括气侵程度评估阶段：
1)压井在关井后，求解井筒内的压力关系；
2)当压井液注入后，进行地层压力的计算，一般情况下，气侵时钻柱内静液压力大于环空静液压力，且可以认为钻柱内不含气体，因此可以通过下式求得地层压力：
pp＝psp+0.00981ρdd(ii)
式(ii)中，d——井深，m；ρd——初始钻井液密度，g/cm3；
3)压井时，需要对压井液密度和压井泵速进行计算和选择，对压井液密度计算公式如下：
式(ii)中，psp——关井立压，mpa；ρd1——压井液密度，g/cm3；
在实际钻井过程中，为保证钻井安全，通常需要把钻井液密度加大一点，推荐增加值视具体情况而定：
优选的：油井的钻井液密度为0.05～0.10g/cm3，气井的钻井液密度为0.07～0.15g/cm3；
优选的：油井得钻井液密度为1.5～3.5mpa，气井的钻井液密度为3.5～5.0mpa；
4)在压井时，需要进行压井泵速选择，在压井循环过程中，通常用低泵速进行压井，压井排量计算公式为：
q’＝(1/3～1/2)q(iv)
式(iv)中，q’——压井排量，m3/s；q——钻井时正常排量，m3/s；
5)在压井液密度和压井泵速计算完成后，确定压井立压，包括确定初始循环立压和终了循环立压：
①初始循环立压pti：
pti＝psp+pc(v)
式(v)中，pc——压井循环压力，mpa；pti——初始循环立压，mpa；
②终了循环立压ptf：
式(vi)中，ptf——终了循环立压，mpa；
6)在压井液密度和压井泵速计算完成后，在压井过程中，设井底气侵量为零，两相流方程与气侵时的两相流方程类似，得压井模型如下：
气体连续性方程：(引用：中国石油大学(华东)硕士论文，庞华，第17页)
液体连续性方程：
气液两相混合方程：
结合相关辅助方程，所述辅助方程包括：钻井液粘度，天然气的性质，外界环境温度，对流换热系数及热源项的求解方程，分别计算在不同溢流量情况下，压井过程中产生的套压峰值，即求得井口溢流量与套压峰值的关系，从而判别气侵程度并对井控风险进行评价。
所述压井采用的是司钻法压井：第一循环周用原钻井液循环排出井内受污染钻井液；待压井钻井液配置好后，开始第二循环周，将压井液泵入井内；
在所述步骤1)中，所述井筒内的压力关系根据u形管原理求得，为:
psp+phi＝pp＝pa+pha(i)
式(i)中，psp——关井立压，mpa；phi——静液柱压力，mpa；pp——地层压力，mpa；pa——关井套压，mpa；pha——井筒环空中两相混合物压力，mpa。
所述步骤6)判别气侵程度并对井控风险进行评价的方法包括：确定最大允许关井套压，具体步骤如下：在上述压井过程中，井底压力及井筒环空压力随压井液的注入而变化，关井套压也是时刻变化的。根据海洋钻井手册中井控技术的要求，无论什么情况下关井，所述最大允许关井套压取以下三个压力参数中的最小值：
①井口装置额定工作压力；例如海底防喷器等；
②套管薄弱处抗内压强度的80％；此参数可通过套管型号确定；
③地层薄弱处(一般为套管鞋处)破裂压力允许关井套压＝
plt-0.0098×ρ×hc，其中plt为地层破裂压力，hc为地层薄弱处深度。
在计算出最大允许关井套压后，所述步骤6)判别气侵程度并对井控风险进行评价的具体方法包括：
(1)分别计算出所述步骤6)中三种条件下的最大允许关井套压；所述三种条件是指所述步骤6)中①②③三种条件下的最大允许关井套压；
(2)假设其他风险因素不变，按照步骤6)求套压与溢流量两两之间的对应关系，绘制关系曲线：横坐标为溢流量，单位m3，纵坐标为在该溢流量下进行压井时，井控过程中产生的套压峰值，单位mpa，不同的曲线代表不同的压井排量下的溢流量与套压峰值对应关系，压井排量单位为m3/min；
(3)由最大允许关井套压作为限定条件，在步骤(2)所绘制的关系曲线上划分为几个不同的区域，划分方法为：
最大允许关井套压与第一条关系曲线的交点为第一交点，横坐标小于第一交点的区域为a区域，
最大允许关井套压与最后一条关系曲线的交点为第二交点，横坐标大于第一交点、小于第二交点的区域为b区域；
横坐标大于第二交点的区域为c区域；
(4)确定风险区间：
所述a区域表示气侵程度安全区间；即在该溢流量范围内进行压井时，所产生的套压峰值不会超过最大允许套压峰值，雅静作业过程安全；
所述b区域相对危险区间；即在该溢流量范围内进行压井时，所产生的套压峰值有可能会超过最大允许套压峰值，但可以通过压井排量的调节将其控制在安全范围内，故为相对危险区间；
所述c区域为十分危险区间；即在该溢流量范围内进行压井时，所产生的套压峰值一定会超过最大允许套压峰值，且无法通过压井排量的控制减低风险，此时压井井喷概率高，故为十分危险区间。
本实施例1中，通过南海xx-x井的实测数据，使用本发明计算出井口溢流量与套压峰值的实时定量关系，结合最大允许关井套压绘制的气侵程度及井控风险示意图，横坐标为井口溢流量体积，纵坐标为实时对应的井筒套压峰值。
表1南海xx-x井相关参数
本实例1井中所使用的套管及其参数如表2所示：
表2套管参数
在本次分析中，钻遇气侵时钻头已到达井底油层处，此时井底砂岩层的地层破裂压力为1.59g/cm3；地层2800m薄弱处砂岩破裂压力为1.48g/cm3；海底防喷器的额定工作压力为103mpa，远大于井底地层压力；套管薄弱处为技术套管的2800m处，其抗内压强度为34.61mpa，因此允许的最大压力为它的80％，即27.69mpa。
要求解最大允许关井套压：
装置额定工作压力(防喷器)为103mpa；
处抗内压强度的80％：27.69mpa：
地层2800m薄弱处破裂压力允许关井套压＝plt-0.0098×ρ×hc＝(1.48-1.14)×0.00981×2800＝9.33mpa；油层破裂压力允许关井套压值＝(1.59-1.14)×0.0098×3630＝16mpa。
因此，最大允许关井套管压力9.33mpa，为上述三者中最小值：
与此同时，把风险等级划分为(安全，相对危险，十分危险)三个级别；计算结果如图2所示。由图2可知，在溢流量低于0.8m3时，为气侵程度安全级别，此时进行井控，风险程度低；在溢流量大于0.8m3小于4.83m3时，为气侵程度相对危险区域，此时进行压井应重点注意压井参数的选择并做好适时调整的准备；在溢流量大于4.83m3时，为气侵程度十分危险级别，此时进行井控风险程度高，应直接关井观察。因此，该实例井应尽早对气侵的发生采取措施，确保在溢流量达到4.83m3之前进行压井和井控。
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