井漏失返条件下的吊灌作业安全时间计算方法

刘绘新 樊东昌 刘　璞

西南石油大学石油与天然气工程学院

井漏失返条件下的吊灌作业安全时间计算方法

刘绘新 樊东昌 刘璞

西南石油大学石油与天然气工程学院

刘绘新等.井漏失返条件下的吊灌作业安全时间计算方法. 天然气工业，2016，36（7）：63-67.

“吊灌”作业是在井漏失返条件下保持井内压力动态平衡、获得安全作业时间的重要措施。但在实施吊灌作业时，由于反映井筒内环空液面变化规律的动态数模分析方法缺失，不能为工程实践提供吊灌的合理依据，使其基本处于“盲吊”状态。为此，笔者根据“吊灌”技术实际工况，首次采用井筒漏失动态分析方法，建立起吊灌安全作业时间数学模型，给出了多种漏失速率的积分结果，并结合现场实例对计算结果进行了验证。结果表明：①利用计算实例对数学模型的可靠性进行检验，计算结果与实际数据高度吻合；②适当增加吊灌量可以增加安全作业时间；③适当减少吊灌钻井液密度也可以增加安全作业时间。结论认为：该成果可以从根本上解决“吊灌”技术的安全作业时间准确计算问题，对于规避井漏失返条件下的井控安全风险、实现“吊灌”技术优化、降低工程费用等都具有重要意义。

压力控制 井漏失返 吊灌技术 液面监测 数学建模 动态平衡 安全时间 漏失速率

井漏是油气井工程中最常见的工程现象之一，严重时会导致井漏失返［1-3］。针对井漏失返情况经常采用清水强钻［4-5］和重泥浆帽［6-8］等技术。然而，在井漏失返条件下，由于见不到液面，不能确知井下是否有溢流发生，贸然进行起下钻、电测等作业有可能会带来井控安全风险。“吊灌”技术是在井漏失返条件下保持井内压力动态平衡、获得安全作业时间的重要措施［9-10］，它也是四川地区多年来普遍采用的一种技术。

但是，如果不能对井筒环空液面变化情况做出准确的判断，“吊灌”就是盲目的：钻井液吊灌过多会消耗大量的钻井液，过少又会诱发溢流，仍然不能确保井控安全。显然，钻井液吊灌合理与否，取决于对井筒环空液面变化规律的掌握程度。

利用井下液面声呐测深仪［11-12］，虽然能够根据井下液面的实时变化情况实现相对合理的吊灌，但严重依赖于第三方服务，同时也增加了钻井成本。解决问题的根本出路，还是要立足于完全掌握井筒环空液面变化规律。故笔者基于“吊灌”技术实际工况，首次采用井筒漏失动态分析方法，建立起吊灌安全作业时间数学模型，并利用计算实例对数学模型的可靠性进行了检验。该成果可以从根本上解决“吊灌”技术的安全作业时间准确计算问题，对于规避井漏失返条件下井控安全风险、实现“吊灌”技术优化、降低工程费用等都具有重要意义。

1　吊灌安全作业时间数学模型

1.1吊灌安全作业时间物理模型

吊灌安全作业时间物理模型如图1所示。

在井漏失返条件下，处于静平衡状态时井筒环空液面为H0；通过井筒环空吊灌一定体积、一定密度的钻井液，能使井筒环空液面从H0上升至H1，但也导致井筒处于过平衡状态而发生漏失；经过一定时间T后，井筒环空液面由H1降至H0，重新回到静平衡状态。显然，在这个过程中井筒不会出现井控安全风险。因此时间T就是安全作业时间。

1.2吊灌安全作业时间数学模型

吊灌作业井筒漏失动态模型如图2所示。

根据质量守恒定律，在单位时间dt内，漏失量等于井筒环空内钻井液减少量：

式中Q表示漏失速率，m3/h；dt表示单位时间，h； D表示环空截面积，m2；dH表示环空液面下降高度差，m。

图1　吊灌安全作业时间物理模型

图2　吊灌作业井筒漏失动态模型

当井筒环空液面由H1降至H0时，对应的时间为0到T；通过对上式积分可以得到安全作业时间T：

显然，安全作业时间与漏失速率相关。

当漏失速率为一次函数时，即Q = AH + B，带入式（2）得到安全作业时间数学模型：

同理，当漏失速率分别为二次函数、幂函数、指数函数时，安全作业时间数学模型见表1。

表1　不同漏失速率对应的安全作业时间数学模型表

储层特性、井底压差及钻井液黏度、切力等是决定漏失速率的关键因素［13-15］，目前的研究成果还未建立起比较完善的理论数学模型，主要还是通过现场实测结合数理统计分析方法，得到漏失速率的统计数模。

2　安全作业时间计算方法

2.1计算实例

“塔中奥陶系碳酸盐岩地层漏失压力统计分析”的研究成果［16］，某井Ø215.9 mm井眼，Ø127 mm钻杆，在井深4 500 m钻遇井漏失返，通过实测漏失速率为二次函数：

利用井下液面声呐测深仪测得：井漏失返后液面距离井口高度300 m；采用密度为1.92 g/cm3的钻井液进行吊灌后液面升至距离井口高度200 m；大约经过48 min后液面重新下降到距离井口高度300 m。

将实测数据代入式（4），可得：

化简得：

2.2计算方法

安全作业时间数学模型中：

将安全作业时间计算数据与实际数据吊管时间48 min对比，相对误差约为4.17%，充分说明安全作业时间数学模型具有较好的计算精度，可以从根本上解决“吊灌”技术的安全作业时间准确计算问题。

不同的吊灌高度与安全作业时间的对应关系见表2、图3。

表2　吊灌高度与安全作业时间对应关系表

图3　吊灌高度与安全作业时间对应关系图

通过计算发现：吊灌高度与安全作业时间对应关系曲线为单增函数，吊灌高度越高，获得安全作业时间越多。计算实例中，吊灌300 m可获得104 min的安全作业时间；吊灌100 m只能获得46 min的安全作业时间。但工程实际应用中，在吊灌能力受限的情况下，一味追求过大的吊灌高度需要花费很长的时间，可能得不偿失。因此，在需要较长的安全作业时间时，建议采用分次吊灌方法，分次吊灌所获得的总时间和即为所需要的安全作业时间。

3　安全作业时间变化规律分析

3.1安全作业时间与吊灌量的关系

在现场实际应用过程中，由于井筒环空容积已知，故习惯采用吊灌量来间接反映吊灌高度。

仍据2.1计算实例，计算实例中的吊灌量与安全作业时间的关系如表3、图4所示。

表3　吊灌体积与安全作业时间关系表

3.2安全作业时间与吊灌钻井液密度的关系

除此之外，吊灌钻井液密度对于安全作业时间有着重要的影响。仍据2.1计算实例，吊灌钻井液密度与安全作业时间的关系如图5所示。

图4　吊灌量与安全作业时间的关系图

图5　吊灌钻井液密度与安全作业时间关系图

通过计算发现：吊灌钻井液密度与安全作业时间对应关系曲线为单降函数，在吊灌高度相同的情况下，吊灌安全作业时间随吊灌钻井液密度的增加而减小；同时，吊灌高度越高，吊灌钻井液密度对安全作业时间的影响越大。计算实例中，密度介于1.0～2.0 g/cm3钻井液吊灌100 m的安全作业时间介于45.93～50.93 min，相差只有5 min；而吊灌300 m的安全作业时间介于103.0～126.2 min，相差达到23.2 min。因此，对于吊灌量较大的情况，建议吊灌时应当采用原钻井液密度。

4　结论

1）根据“吊灌”技术实际工况，首次采用井筒漏失动态分析方法，建立起吊灌安全作业时间数学模型，并给出了多种漏失速率的积分结果。

2）利用计算实例，对数学模型的可靠性进行了检验，计算结果与实际数据高度吻合，充分说明安全作业时间计算方法可以解决工程实际问题。

3）安全作业时间变化规律分析表明：适当增加吊灌量可以增加安全作业时间；适当减少吊灌钻井液密度也可以增加安全作业时间。

4）研究成果可以从根本上解决“吊灌”技术的安全作业时间准确计算问题，对于规避井漏失返条件下井控安全风险、实现“吊灌”技术优化、降低工程费用具有重要的意义。

参 考 文 献

［1］ 林安村. “吊灌”法在完井和堵漏作业中的应用［J］. 天然气工业，1983， 3（1）： 31-33.

Lin Ancun. Application of “maintaining low differential pressure”method in well completion and fluid loss control［J］. Natural Gas Industry， 1983， 3（1）： 31-33.

［2］ 张恒晨， 曾明昌， 张本杰. 川东天然气勘探新区钻井技术发展战略研究［J］. 天然气工业， 1997， 17（5）： 47-51.

Zhang Hengchen， Zeng Mingchang， Zhang Benjie. A study on drilling technique development strategy for the new gas exploration area in East Sichuan［J］. Natural Gas Industry， 1997， 17（5）： 47-51.

［3］ 胥永杰， 黄卫平， 曾庆旭. 四川盆地高陡构造碳酸盐岩钻井技术发展方向［J］. 天然气工业， 2000， 20（3）： 47-50.

Xu Yongjie， Huang Weiping， Zeng Qingxu. Developing direction of drilling technique for carbonate rocks in high and steep structures in Sichuan Basin［J］. Natural Gas Industry， 2000， 20（3）： 47-50.

［4］ Reyna E. Case history of floating mud cap drilling techniques： Ardalin Field， Timan Pechoran Basin， Russia［C］//SPE/IADC Drilling Conference， 28 February-2 March 1995， Amsterdam， The Netherlands. DOI：http：//dx.doi.org/10.2118/29423-MS.

［5］ 韩烈祥. 川东高陡构造钻井工艺的合理配套探讨［J］. 天然气工业， 1998， 18（2）： 42-45.

Han Liexiang. A discussion on the reasonable matching of drilling technology for the high steep structures in East Sichuan［J］. Natural Gas Industry， 1998， 18（2）： 42-45.

［6］ Sweep MN，Bailey JM，Stone CR. Closed hole circulation drilling： Case study of drilling a high-pressure fractured reservoir-Tengiz Field， Tengiz， Republic of Kazakhstan［C］//SPE/IADC Drilling Conference， 19-21 February 2003， Amsterdam， The Netherlands. DOI：http：//dx.doi.org/10.2118/79850-MS.

［7］ Runtuwene M，Suprihono S，Rizka D，Prasetia AE，Toralde JS，Nas SW. Pressurized mud cap drilling drastically reduces non-productive time in Soka Field， South Sumatera［C］//Middle East Drilling Technology Conference & Exhibition， 26-28 October 2009，Manama， Bahrain. DOI：http：//dx.doi.org/10.2118/125311-MS.

［8］ Darmawan GR， Susilo SD， Toralde JS. Successful installation and operation of downhole isolation valve combined with pressurized mud cap drilling to safely develop sour gas， fractured-limestone reservoir in Gundih Field， Indonesia［C］//SPE European Health，Safety and Environmental Conference in Oil and Gas Exploration and Production， 22-24 February 2011， Vienna，Austria. DOI：http：//dx.doi.org/10.2118/140269-MS.

［9］ 林安村. 川渝油气田井控工艺技术反思［J］. 钻采工艺， 2008，31（2）： 21-23.

Lin Ancun. Summarization of well control technology in Chuan-Yu oil/gas field［J］. Drilling & Production Technology， 2008， 31（2）：21-23.

［10］ 曾明昌， 曾时田， 毛建华. 气井喷漏同存的处理技术研究［J］.天然气工业， 2005， 25（6）： 42-44.

Zeng Mingchang， Zeng Shitian， Mao Jianhua. Treating techniques of blowout lost circulation coexistence in gas hole drilling［J］. Natural Gas Industry， 2005， 25（6）： 42-44.

［11］ 李流军， 刘绘新， 李峰， 余代美. 敏感性井漏失返条件下安全起下钻、电测保障技术研究［J］. 西部探矿工程， 2009， 21（6）：66-68.

Li Liujun， Liu Huixin， Li Feng， Yu Daimei. Research on safe tripping and electrical measurement support techniques under the condition of sensitive loss circulation loss to return［J］. West-China Exploration Engineering， 2009， 21（6）： 66-68.

［12］ 汪崇华， 曾明昌， 韩烈祥， 古光平， 杨林， 赵启于. 利用液位探测仪在宝001-1井泥浆帽控压钻井试验［J］. 钻采工艺， 2011，34（2）： 1-3.

Wang Chonghua， Zeng Mingchang， Han Liexiang， Gu Guangping， Yang Lin， Zhao Qiyu. Experiment of mud cap managed pressure drilling with fluid level monitor in Well Bao 001-1［J］. Drilling & Production Technology， 2011， 34（2）： 1-3.

［13］ 舒刚， 孟英峰， 李红涛， 贾红军， 严俊涛， 李海旭. 裂缝内钻井液的漏失规律研究［J］. 石油钻采工艺， 2011， 33（6）： 29-32.

Shu Gang， Meng Yingfeng， Li Hongtao， Jia Hongjun， Yan Juntao，Li Haixu. Leakage laws research of drilling fluid in fracture reservoir［J］. Oil Drilling & Production Technology， 2011， 33（6）： 29-32.

［14］ 王业众， 康毅力， 游利军， 刘加杰. 裂缝性储层漏失机理及控制技术进展［J］. 钻井液与完井液， 2007， 24（4）： 74-77.

Wang Yezhong， Kang Yili， You Lijun， Liu Jiajie. Progresses in mechanism study and control： Mud losses to fractured reservoirs［J］. Drilling Fluid & Completion Fluid， 2007， 24（4）： 74-77.

［15］ 马骏骐， 游利军， 康毅力， 李大奇， 杜春朝. 缝洞型碳酸盐岩地层井漏预测的模糊数学方法［J］. 天然气工业， 2012， 32（11）：72-75.

Ma Junqi， You Lijun， Kang Yili， Li Daji， Du Chunchao. A fuzzy method for predicting the lost circulation of fractured/caved carbonate formations［J］. Natural Gas Industry， 2012， 32（11）： 72-75.

［16］ 金衍， 陈勉， 刘晓明， 李再均. 塔中奥陶系碳酸盐岩地层漏失压力统计分析［J］. 石油钻采工艺， 2007， 29（5）： 82-84.

Jin Yan， Chen Mian， Liu Xiaoming， Li Zaijun. Statistic analysis of leakage pressure of Ordovician carbonate formation in middle Tarim Basin［J］. Oil Drilling & Production Technology， 2007，29（5）： 82-84.

（修改回稿日期 2016-05-10 编 辑 凌忠）

Calculation of safe time in "Hang's Mudding-off" technique of circulation loss in return

Liu Huixin， Fan Dongchang， Liu Pu
（College of Petroleum Engineering， Southwest Petroleum University， Chengdu， Sichuan 610500， China）
NATUR. GAS IND. VOLUME 36， ISSUE 7， pp.63-67， 7/25/2016. （ISSN 1000-0976； In Chinese）

The so-called "Hang's Mudding-off" technique is critical to keeping the dynamic pressure balance and guaranteeing the sufficient safe operation time in wellbore. However， for lack of dynamic mathematical model analysis methods for reflecting the changes of annulus liquid level in the borehole during the "Hang's Mudding-off" operation， the actual operation is basically conducted blindly without reasonable engineering basis. According to the actual conditions， a mathematical model for the safe time of the "Hang's Mudding-off" was， for the first time， built up by using the dynamic borehole leakage analysis method. Then， the integral results of leak-off rates were calculated. Finally， the calculation results were verified by field cases. It is shown that the calculation results are highly accordant with the actual data， indicating the reliability of the mathematical model. The safe operation time can be increased by increasing mud amount or reducing mud density appropriately. With this model， the safe time of "Hang's Mudding-off" operation can be calculated accurately. This research result is of great significance to avoiding well control risk of absorption wells， optimizing the "Hang's Mudding-off" technique and reducing project cost.

Pressure control； Circulation loss in return； "Hang's Mudding-off" technique； Liquid level monitoring； Mathematical model；Dynamic pressure balance； Safe time； Leak-off rate

10.3787/j.issn.1000-0976.2016.07.009

刘绘新，1954年生，教授，博士生导师；主要从事油气工程方面的教学与科研工作。地址：（610500）四川省成都市新都区西南石油大学石油与天然气工程学院。电话：18109011457。ORCID：0000-0002-8303-813X。E-mail：liuhuixin@swpu.edu.cn

樊东昌，1989年生，硕士研究生，主要从事油气井压力控制研究工作。地址：（610500）四川省成都市新都区西南石油大学石油与天然气工程学院。电话：18328071058。E-mail：410098414@qq.com