控制压力钻井气体溢流处理方法分析与改进

燕修良 朱焕刚 李宗清 陈永明 王树江

（胜利石油工程有限公司钻井工艺研究院，山东东营 257017）

控制压力钻井气体溢流处理方法分析与改进

燕修良 朱焕刚 李宗清 陈永明 王树江

（胜利石油工程有限公司钻井工艺研究院，山东东营 257017）

控制压力钻井（MPD） 发生气体溢流后，如果处理不当有可能会造成进一步的溢流或者井漏，甚至会发展成为井喷。为解决以上问题，分析了控制压力钻井过程中影响井底压力稳定和井控安全的主要因素，给出了控制压力钻井最大允许气体溢流量的计算公式，并提出了一种控制压力钻井补液、排气新方法。通过数值模拟以及全尺寸井筒实验，证明了补液排气新方法的可行性，完善了控制压力钻井气体溢流的处理方法。

控制压力钻井；气体溢流量；补液排气法；数值模拟；全尺寸井筒

控制压力钻井（MPD）过程中，当发现并确认气体溢流后，通常利用控制压力钻井系统直接进行排气体溢流的作业［1］，该方法造成井控安全事故；导致节流套压变化剧烈，造成井底压力的波动，有可能会造成进一步的溢流或者井漏，甚至会发展成为井喷。因此，为了保证排气体溢流过程中的井控安全和井底压力恒定，文中给出了直接排气体溢流时的最大允许井底气体溢流量以及改善气体到达地面节流阀时井底压力控制精度的方法——补液排气法。

1 气体溢流处理方法分析与改进

控制压力钻井系统由于采用了高精度的质量流量计，可以及时地发现溢流，当确认溢流后，能自动并快速控制节流阀、增加套压，从而增加井底压力，停止溢流；溢流停止后，能够实时计算得出地层压力和气体溢流的总量。控制压力钻井排气体溢流的改进方法为：当井底气体溢流量大于所允许的最大气体溢流量时，气体滑脱到井口时会超过旋转控制头的承压能力，必须关闭井口防喷器，再利用节流管汇进行压井和排溢流作业，井筒内气体排干净后，采用新的钻井液密度进行钻进；当井底气体溢流量小于所允许的最大气体溢流量时，可以采用补液排气新方法直接进行排溢流作业，井筒内气体排净后采用当前立压或者新的钻井液密度进行钻进。

1.1 最大允许井底气体溢流量计算

控制压力钻井设备进行直接排气体溢流时，必须限定最大允许井底气体溢流量。其计算公式如下

式中，Vk为最大允许井底气体溢流量，m3；Rc为井口套管内径，m；Rd为钻杆外径，m；prcd为井口旋转控制头可以承受的最大动压，Pa；ρ1为地层孔隙压力预测上限值，kg/m3；ρ2为实际使用的钻井液密度，kg/m3；H为井眼垂深，m；g为重力加速度，m/s2。

1.2 补液排气新方法

补液排气新方法是指井底溢流停止后，逐渐降低钻井泵排量，井侵气体与钻井液在环空内不断上升，启动回压泵，回压泵排出的流体注入专用节流管汇的上游，与井筒内返出的流体混合，依次通过专用节流管汇到达分离器，分离后的钻井液到达振动筛，而气体通过排气管线到达点火装置，整个过程中通过专用节流管汇自动控制套压，从而维持立压不变、直到井内侵入的气体排除干净，然后再转入新的钻井程序。控制压力钻井的控制流程图见图1。

图1 控制压力钻井控制流程示意图

2 数值模拟与全尺寸井筒实验

利用补液排气法进行排气体溢流过程中，排溢流初期（气侵钻井液到达地面节流阀前），节流阀在数据采集控制系统的控制下产生节流套压，由于此时经过节流阀的流体是单相钻井液，其流体特性比较单一，控制压力钻井可以很好地控制目标立压，并维持井底压力的恒定。排溢流后期（气侵钻井液到达地面节流阀），利用节流阀控制套压从而保持立压稳定的情况就比较复杂，为了验证补液排气方法的有效性，对侵入气体的钻井液经过节流阀时的套压变化情况进行了数值模拟和全尺寸井筒现场实验。

2.1 数值模拟

2.1.1 求解方法和边界条件

（1）气体与水同时经过节流阀时，采用可压缩的多相流模型（气液两相流中气相设置为可压缩气体）、压力基的隐式求解方法以及相应的湍流模型；

（2）节流阀入口钻井液假设为清水、气体为空气；钻井泵注入流量25 L/s，回压泵注入流量为6.7 L/s；

（3）取井筒内返出气液两相流中含气率为100%的极限状态。

2.1.2 计算结果分析 分别对利用和不利用补液排气法的2种情况进行了数值模拟，模拟结果如图2所示。

图2 相应阀位下补液与不补液所形成的套压

通过图2可以看出：井筒内返出流体含气量为0时（气体到达节流阀前），生成的目标套压值分别为1.5 MPa、3.5 MPa和5.9 MPa；井筒内返出流体含气量为1时（气体到达节流阀且不补液），相应的套压值为0.48 MPa、1.46 MPa和3.0 MPa；井筒内返出流体含气量为1时（气体到达节流阀且补液），相应的套压值为1.21 MPa、2.75 MPa和4.7 MPa。

因此，不补液时气体单独经过节流阀时，形成的套压值相对于目标套压值降低较大，导致立压变化较大，同时由于节流阀反应时间的限制，利用节流阀进行套压控制将非常困难；当采用补液排气的方法后，混合相经过节流阀时形成的套压值相对于目标套压值的降低幅值大大减小，立压变化值变小，而且由于套压差值变小，缩小节流阀调节的开度区间，增加了节流阀控制套压的可控性。

2.2 全尺寸井筒实验

2.2.1 实验井的基本情况 全尺寸实验井筒位于胜利职业技能培训中心；井口装置：套管头+FZ35-35单闸板+四通+2FZ35-35双闸板+ FH35-35环形防喷器+旋转控制头；井身结构：Ø244.5 mm× 1 100 m 内层套管+Ø339.7 mm×1 100 m外层套管（底部为筛管结构）；钻具结构：Ø215.9 mm钻头+Ø165 mm箭型止回阀+ Ø158.8 mm PWD短节×1根+Ø127 mm钻杆×100根+ Ø127 mm（18°）斜坡钻杆×10根+下旋塞+六方钻杆+上旋塞；钻井泵：SL-3NB-1300A钻井泥浆泵（冲程长度305 mm，缸套直径170 mm）；钻井液：清水。

2.2.2 实验流程及方法 全尺寸井筒实验的井场设备连接情况如图3所示，图3在控制压力钻井技术组成设备的基础上增加了气源、地层模拟系统、外环空压力传感器和随钻测压工具等实验设备。其实验方法为：启动空气增压机进行钻杆内注气→气体达到预定压力后→启动钻井泵从钻杆内注入水→水携带气体到达钻头进入环空→排气体溢流。其中排气体溢流过程中，节流阀自动控制来维持目标当量循环密度（ECD），分别进行了回压泵补液和不补液2种情况的实验。

图3 全尺寸井筒实验的井场设备连接示意图

2.2.3 实验结果 实验结果见表1。

表1 全尺寸井筒实验数据

从表1可以看出：（1）排溢流初期，气体在井筒内不断上升，节流阀在数据采集控制系统的控制下产生节流套压，由于此时经过节流阀的流体是单相钻井液，其流体特性比较单一，井底压力控制误差小于0.3 MPa。控制压力钻井系统可以很好地控制目标立压，并维持井底压力的恒定；（2）排溢流后期，当不采用补液排气法时，井口套压和节流阀阀位的调节范围（41%）比较大，当量循环密度（ECD）的波动范围为（–0.03~+0.12），即井底压力变化值为（–0.32~+1.3）MPa（垂深1 100m）；而采用补液排气法时，井口套压和节流阀阀位的调节范围（16%）都相对减小，当量循环密度（ECD）的波动范围为–0.02~+0.04，即井底压力变化值为（–0.22~+0.44）MPa（垂深1 100 m）。

由此可见，补液排气法应用于控制压力钻井的排气体溢流过程中，可以显著降低套压波动范围，改善节流阀调节过程，从而达到维持恒定井底压力目的。

3 结论及建议

（1）分析了控制压力钻井排气体溢流过程中存在的问题，给出了直接进行排气体溢流作业时的井底最大允许气体溢流量计算公式，并给出了出现气体溢流后相应的处理方法。

（2）通过全尺寸井筒实验证明了控制压力钻井过程中的补液排气新方法的可行性，该方法可以降低套压波动范围，改善节流阀调节的过程，维持井底压力恒定，井底压力的控制误差小于0.5 MPa。

（3）建议对大气量和高压气体侵入井筒时的套压控制特性进行进一步的研究，为补液排气法在常规井控中进行应用的可行性进行理论分析和实验验证。

［1］DAVOUDI Majid,SMITH John Rogers,et al.Evaluation of alternative initial responses to kicks taken during managed pressure drilling［R］.IADC/SPE 128424,2010.

［2］唐守宝.控制压力钻井技术在页岩气钻探中的应用前景［J］.石油钻采工艺， 2014，36（1）：14-17.

［3］纪承印.最大允许溢流量的计算 ［J］.石油钻采工艺，1992，14（5）：41-42.

（修改稿收到日期 2014-08-20）

〔编辑 薛改珍〕

Analysis and improvement of gas overflow treatment in managed pressure drilling

YAN Xiuliang,ZHU Huangang,LI Zongqing,CHEN Yongming,WANG Shujiang
（Drilling Technology Research Institute,Shengli Petroleum Engineering Co.,Ltd.,Dongying257017,China）

In case of occurrence of gas overflow during managed pressure drilling,improper handling may lead to further overflow or lost circulation,or even blowout,so in order to solve the above problem,the main factors were analyzed which affected bottom hole pressure stability and well control safety during managed pressure drilling,and presented the calculation formula for maximum allowable gas flow volume during managed pressure drilling and also provides a new method for fluid supplementing and gas bleeding during managed pressure drilling.Numerical simulation and full-size wellbore experiment proves the feasibility of this new method,hence improving the handling method for managed pressure drilling gas flow.

managed pressure drilling;gas overflow volume;fluid supplementing and gas exhausting method;numerical simulation;full-size wellbore

燕修良，朱焕刚，李宗清，等.控制压力钻井气体溢流处理方法分析与改进［J］.石油钻采工艺，2014，36（5）：62-64.

TE242

：A

1000–7393（2014） 05–0062–03

10.13639/j.odpt.2014.05.015

国家科技重大专项—薄互层低渗透油藏开发示范工程 “薄互层低渗透油藏水平井优快钻井技术” （编号：2011ZX05051-002）。

燕修良，1966年生。1988年毕业于石油大学钻井工程专业，现主要从事欠平衡钻井、气体钻井和控制压力钻井等方面的研究工作，高级工程师。电话：0546-8702380。E-mail：yanxiuliang.slyt@sinopec.com。