充气欠平衡钻井技术课件

充气欠平衡钻井技术,大港钻井工程公司马金山,讲座之六,充气欠平衡钻井技术特点,充气钻井液钻井指的是一种以流体（水或钻井液）为基础，为了降低井眼内的静液柱压力，将气体在一定的压力下注入其中，充气液体钻井类似于气举井的情况，产生的当量循环密度通常为0.501.03g/cm3，气体体积占总体积数低于55%。充气钻井液是以气体为分散相，钻井液为连续相的气液均匀混合体系。,充气钻井液的分散相气体可以是空气、天然气、氮气等气体；连续相可以是各种类型的常规钻井液，也可以是淡水、清洁盐水、地层水、柴油等液体，但作为连续相的钻井液必须是易充气、易脱气且很稳定。充气钻井液入井前通过调整气、液量来调整钻井液的密度；返出井口后经过地面除气器，气体从充气钻井液中脱离出来，以保证泵的正常上水。,充气钻井技术优点,在0.551.03g/cm3密度范围内能够通过充气进行有效地调整，从而降低静液柱压力，实现近平衡或欠平衡钻井，保护油气层；需要较高静液柱压力（而其它气体系不能产生）的油气藏，可以采用充气钻井液来钻，从而最大程度地降低地层损害；将充气钻井液应用到其它气体体系不能凑效的情况下，例如，在欠平衡钻井过程中，能够产出大量水的严重漏失地层，通过调整注气量和液量，可以在环空中获得平衡状态，从而既不漏失，也不井涌；对井塌等钻井复杂问题亦较泡沫有较强适应能力；,基液可以是钻井液而不是水，因此可以在钻穿水敏性地层时，维持井眼的稳定性；减少钻具磨损和井下钻具着火的危险；钻井时效高，能大幅提高钻机作业效率；保持较高的PH值用于克服内在的腐蚀损害和对充气钻井液的破坏；消除了着火和灰尘危害，有利于保护环境；,可用于任何类型的地层，包括硬地层、软地层、干地层或湿地层，而空气钻井需要干燥的条件；根据压力变化随时调整注液量和基液密度控制井口和井底压力的变化，阻止盐水流入或井喷事故的发生；可采用常规测井和常规固井；易于施工，是费用最低的低压欠平衡钻井技术。可以利用常规钻井液，成本低，比泡沫类钻井流体节省成本。因此该技术应用比较广泛。,充气钻井技术缺点,需要增加气体的注入压力；如果充空气需要进行更广泛的腐蚀控制；不适于高压高产储层；也存在井壁不稳定问题；遇到高压水层会产生技术上的困难。,充气钻井适用地层：（1）坚硬的湿地层；（2）溶洞、裂缝地；（3）复杂地质条件；（4）低压产层。,环空气液混合流体特征分析,1994年Williams发表了气液混合物两相流流态结构。液、气经过泡沫发生器的混合基本形成了比较均匀稳定的混合物进入钻具内，其结构为泡状流，是泡而不是泡沫。充气钻井液属于塑性流体，随着气液比的增加，塑性粘度与动切力增加；随着温度的升高，相同的气液比下的充气钻井液粘度下降，动切力下降。,从井底环空到井口的上返过程中，混合物结构处于动态中变化中，流态为非线性两相流。随着液柱压力降低、温度的下降，小气泡结为大泡，混合物中气体体积增加，由泡状流变为段塞流，再进一步变为过度流。井筒中上部为段塞流和过度流段，该井段为流态不稳定区。混合物到达井筒上部井段，气泡体积更大，形成环状流，流速增加。,环空气液混合流体特征分析,气液混合物两相流流态结构,过渡流,环状流,段塞流,泡状流,1.8,18,180,1800,18000,180,18,1.8,.18,环状流区,A,A,B,B,C,环空维持气液混合的极限返速分区,液体返速（m/min）,气体上返速度（mmin）,泡状流区,段塞流区,过度流区,环空气液两相流分布情况,环空内气液比、气体百分比随井深的变化,在井深2400米处的混合物中气体体积占3%，到井深600米处气体体积占18%；而井深300米处气体体积急剧变大，气体占58%，由600米到300米气体体积增加了2.22倍；到井口处气体体积占91%，比井底的泡沫体积增加30倍。,举例说明,泡沫的地面密度为s,基浆密度为l，泡沫质量为，那么基浆（液体）的体积分数为1-，它们之间的关系为：sl（1-）g.其中，g为地面气体密度，与l相比，g（0.00129kg/l）可以忽略不计，所以，上式可简化为：sl（1-）,3000米的井深1.0的“基浆”在地面的气液比：25:1，泡沫质量为96.15%,此时的泥浆几乎全是气体，密度0.0385;在井底气液比：1:99，泡沫质量1%，泥浆密度为0.99，与基液几乎相同。而气体密度大约为0.37。,基本计算公式:,式中：P1井筒某点压力，Mpa；P2井筒另一点压力，Mpa；V1井筒某点气体体积，m3；V2井筒另一点气体体积，m3；T1井筒某点热力学温度，K;T1=273+t1，t1-井筒某点温度，；T2井筒另一点热力学温度，K。T2=273+t2，t2-井筒另一点温度，；Z1、Z2修正系数。,充气钻井液井筒压力计算,充气钻井的注气量、注液量、井筒流体柱压力、循环压耗、注入压力（泵压）、当量密度计算与模拟均需要专门软件。环空井底压力能够通过调整液相密度、注液量和注气量来实现控制。特别需要指出的是，当注液量一定时，随着注气量的增加，环空压耗增加，因此存在着最佳注气量范围，现场应根据具体情况进行选择。最好在钻具组合中安装随钻压力检测仪（PWD），实时检测井底压力，判断欠平衡状态，指导施工。,注气量与压力关系(Saponja,1995),1614121086420,环空井底压力2100m(MPa),氮气注入量(stm3/min),20,10,40,50,30,0,最佳点在一定的液体注入量条件下，降低流体密度所需的最小注气量。,摩阻控制区浪费气量比较稳定气体注入量使井底压力增加,静液柱压力控制区不稳定压力变化大气体注入减小井底压力,注油量200L/min139.7mm(5-1/2”)套管120.7mm(4-3/4”)水平井眼,最佳注入量当液柱压力所减少的量与环空摩阻增加的量相互平衡抵消时，此时的气体注入量既为最佳注入量（最佳循环点）。临界值决定于环空几何形状、井深和液体密度。在设计和钻井过程中，必须确定井眼内是静液柱压力控制状态还是摩阻压力控制状态。因为增加气体的注入量并不总是使井底压力减少，反而造成因过多的增加气体泵入量，而增加成本。,为了正确地设计、预测对作业的各种限制和控制井底环空压力等，必须考虑地层流体的流入对循环系统的影响。对各种地层流体的流入进行评价，以确定其对循环系统的影响和对循环系统的各种限制是很重要的，实现必须充分考虑。,在静液柱压力控制状态，气体、液体注入量与井底压力之间的互动关系较小的气体注入量或者地层流体流入量的变化将导致较大的井底压力变化；地层气体的流入可能导致井底温度的降低，降低（原文为增加）井内的压力梯度，导致更多的地层气体的产生等等。井内气体（注入的/或地层流入井内的）少量的变化可能引起井底压力的急剧变化，井内压力的波动对所有已钻开的地层产生影响，可能导致过平衡或井眼不稳定。在静液柱压力控制状态，液体更容易在环空聚集和滞留，形成段塞流。,在摩阻压力控制状态下循环系统更稳定；气体注入量的变化引起井底压力波动小；在地层气体进入井内时，井内气体量的增加将使井底压力适度的增加，同时也阻止了地层气体向井内的流入。在摩阻压力控制状态，地层流体向井内的流入得到控制而且进入井内的量最少；在摩阻压力控制状态，如果液体注入量较大，则循环系统的稳定性好，可以不必考虑其影响。,液、气注入量对井底压力的影响,1614121086420,环空井底压力2100m(MPa),氮气注入量(m3/min),20,10,40,50,30,0,注入柴油139.7mm套管120.7mm水平井眼,注入油量100L/min200L/min300L/min,最佳注入量,需要的气体标准量计算图表(AfterPhillipsPet.Co.),32,28,3.5,0,25,21,18,14,11,7,300,600,2700,3000,900,1200,1500,1800,2100,2400,每方泥浆需要的气体量（m3）,钻井深度（米）,设计充气液密度,1.20,0.5,0.6,0.05,需要降低的密度,0.5,0.36,0.24,0.12,注气方法,包括通过钻杆和井下环空注气两种方式。井下注气是通过寄生管、同心管在钻进的同时往钻井液中注气。,注气方式,钻杆注气法,工艺流程：来自气体注入设备的压缩气体与来自液体注入设备的液体经过混合装置的混合，形成均匀的气液两相流体，通过立管、钻具内、钻头到井筒环空，再经过井口、节流管汇（或直接通过旋转头侧口、排放管线）进入分离系统（或经过密闭循环系统）进行气、液、固分离。,立管注气选择喷嘴大小确定旁通气量喷嘴与钻头喷嘴类似,旁通喷射短节,特点,工艺简单、应用广泛。缺点是在钻井过程中注气、注液的不连续性（接单根，起下钻等），井底压力会因为摩擦压降消失而降低，其结果导致已钻开的储层的出油量、出气量增加，在钻开的长水平井段后效更加明显，即接一个单根出现一个井口高压单根峰，给井口压力控制和油、气、钻井液的分离带来困难；由于停止循环，钻具内外的钻井液发生液气分离，静液压力剖面发生变化，井筒上部是气，下部是液体。,因为井筒内处于“活”的状态，当地层只出油、水时，环空静液柱压力增加。当重新建立循环后，主要摩擦压降作用在井的下部，而且钻具内下部的液体段塞先被泵入环空，这样就增加了环空液柱压力和流动阻力（ECD增大），井底出现压力激动，有可能导致出现过平衡。所以应尽量减少接单根时间，使用顶驱能够部分避免这种情况。,特点,只有使用连续软管才能避免上述问题的发生。为了减轻“单根峰”的程度和避免出现过平衡，在接单根和起下钻时可以采用敞开或关闭井口环空的方法。对于储层本身有能量的自喷井，应敞开井口以避免过高的套压引起的不必要过高的井底压力，维持环空流体流动，限制气液分离并保持环空钻屑不断返出井口；相反对于储层能量不足的井，应关闭井口环空，以减少环空流体分离和积存过大的环空气液相能量，有助于消除液相段塞的形成。而高压高产能的井关闭井口环空可以减少储层油气过多的进入井筒，防止环空液相的消除，维持一定的液柱压力，避免井口出现高压。,钻柱注气优点总结,它不需要任何井下辅助工具，因此其基本成本比其它注气方式要低。由于充气流体充满了整个环空，因此获得的井底压力比气体从旁路注入的要低。同一原因，任何特定的井底压力需要的气体注入速度比环空注气的要低。在钻头处有较好的水力学。,钻柱注气缺点总结,在接单根或起下钻停止循环时，不能实现连续注气，很难维持欠平衡状态。循环停止时，可以维持欠平衡状态，但不能有效地控制井底压力。由于各种钻柱单流阀使钻柱中的气体有一定压力，因此在接单根或起钻卸压时要花一定的时间，这一操作比钻柱中只有液体时要慢。流过钻柱的是两相流，产生比单相的液流更高的摩擦压力损耗，因此，立压将比环空注气时的高。,接单根时的井底压力变化,时间分钟,充气钻井过程中井底压力的变化,钻柱注气缺点总结,4.在环空注入和钻柱注入中，可压缩相（气泡）会迅速减弱任何MWD的压力脉冲信号，因此不能使用常规的脉冲MWD。钻柱注入时，气体和液体都要流过井下马达，会降低马达的效率，而且还会引起井下震动，缩短了泥浆马达和其它井下设备的使用寿命。5.还会出现在钻头或渗透性地层重新获得汽化时，如果井眼压力超过了地层压力且流体漏失控制不好，注入的气体就有可能进入到揭开的渗透性地层而不会上升到环空。6.钻柱注入使钻柱腐蚀更快。,环空注气法,包括寄生管柱法和微环空注气法两种环空注气工艺,典型寄生侧管,寄生管注入装置,寄生管注入接头(Westermark,1986),平行管柱注入接头(Teichrob),寄生管充气实例,工艺流程,寄生管柱注气井下流程如图所示，通过固定在套管外部的油管和注入接头进行注气。注入接头连接在套管上是管柱的一部分，油管用专门的卡箍固定在套管的外壁，同套管一起下入井内并固结在水泥环中。注入的气体在环空与返回的钻井液相混合，从而通过降低注气点以上的静液柱压力来降低环空井底压力。当水平井使用寄生管柱时，注气点通常位于水平井造斜段的中点附近。,同心管注入技术,与寄生管注入技术相似，同心管临时下入井内，气体通过两层套管环空注入井内；单相钻井液通过钻柱注入井内，可以使用常规定向井工具和测量仪器；与寄生管注气方法不同之处是同心管可以重复利用。微环空注气技术将两层套管之间的空隙作为注气通道在钻进过程中，注入的气体在环空与返回的钻井液相混合，从而通过降低注气点以上的静液柱压力来降低环空井底压力。注气点位于水平井的“脚跟”附近。能安全地下入斜井或水平井中，并且能提供一个比寄生管柱注入更深的注入点。,同心套管注气技术(Teichrob),同心套管注气井口装置,双层钻柱注气技术,泥浆入口,空气,旋转头,气液混合物返出,双,层旋转,5“同心管,注入接头,41/2“常规钻杆,钻铤,双层钻柱注气技术,与同心套管注气技术相同；接单根期间停止注气；需要特殊的方钻杆，增加接单根时间；不常用。,两种注气方法都不能降低注气点以下流体的密度。环空注气方法只是降低注气点以上井段的液柱压力，为了获得与钻柱注气方法相近的井底压力降低效果，需要更高的注气排量。环空注气的工艺优点是在接单根和起下钻过程中可以继续循环气体，从而比使用钻杆注气具有更低的压力波动；可以采用常规的动力钻具、MWD和钻头水利参数；气体不接触裸眼，如果有腐蚀仅是注气点以上井眼温度较低的部分。,环空注气法在接单根，起下钻时如果控制不好也可能同样不能达到稳定状态，也会导致井底压力的某些变化。根据具体情况可以在注气的同时通过调整井口的开启程度，调整井底压力。环空注气法要求容纳注气管柱，井眼尺寸的扩大和增大注气排量使成本增加。而对于已经钻成的井眼，由于没有足够的空间来容纳注气管柱，而无法采用环空注气工艺方法。,只有利用连续软管进行欠平衡钻井作业时，才能获得和维持稳定的井底压力条件。利用连续软管钻井不需要接单根并且起下钻时可以连续注气。虽然利用连续软管进行欠平衡钻井在井底压力控制方面具有明显的优点，但是仍然处于开发的早期并且与钻杆相比具有很大的机械限制因素。虽然国外公司已经利用连续软管和环空注气技术进行了欠平衡钻井作业，但是由于成本和现场作业因素，到目前为止，钻杆注气技术仍是应用比较广泛的充气欠平衡钻井技术。,环空注气与寄生管注气对比优点总结,接单根或起下钻时可实现连续注气。而液体循环可能要停止，并且井底压力控制不完善。钻柱中是单相流（液体），MWD系统可以使用，井下马达工作效率高，井下震动可能较低。气体注入点通常是在套管内，注入的气体不会流进揭开的渗透地层。尽管开始注气的压力比钻柱注入时要高（相同井深），但它通常在达到设计的井底压力降时比立压低，因此，环空注入需要的气体压缩功率可能比钻柱注入还要小。如果注入的是压缩空气，不是所有的钻柱都会暴露在有腐蚀性的气化液体中。,环空注入技术与寄生管注入技术对比的缺点,环空注入技术都需要较高的气体流速，因此气体成本较高。(见图)寄生油管注入或是暂时套管注入，都会产生额外的成本。在侧钻钻井作业中，使用这些方法的可能性非常小，除非能起出已有套管或大直径的油管。在绑寄生油管柱的套管与外层套管及裸眼段间必须要足够空间，以容纳寄生管及其注入短节。,预测井底压力（Mpa）,将寄生管柱随套管慢慢下入，在下入时有机械损坏的危险，在斜井中要特别注意。在套管上开口的注入短节可能是套管柱的薄弱点。如果使用寄生管柱或小环空套管柱，能钻成的井眼大小受到暂时套管的直径偏差的限制。暂时套管外的环空体积比寄生管柱的大，这降低了气体注入的速度及注气速度改变引起的井底压力，井底压力的控制就很困难。通常，在目标段钻成后要回收该套管，它花费的时间将增加钻井成本。,对气相的要求,各种气体都可以做为充气钻井液的气相；在条件允许时应选择空气；为避免井下燃烧爆炸和腐蚀，应选择氮气、天然气或废气；为避免井下爆炸，节约成本，可以选择氮气与空气的混合物。混合物中的空气浓度应低于8%，即注入混合物中空气体积低于38%，氮气体积高于62%。1994年研究人员发现在水中充入60%的空气和40%的氮气混合物能有效的防止重油井着火。有报道硫化氢能够降低气体混合物中氧的浓度。,最初，未加重的钻井泥浆被用作充气钻井流体的基液，目前的趋势是使用未增粘的流体，如水、盐水、柴油、原油。如果可能，钻井泥浆就不应作为充气钻井中的基液。在欠平衡钻井中，地层流体侵入是可能的，将污染或冲淡泥浆，而要使该泥浆恢复原来状态是很昂贵的（消除污染物，解决冲淡）。基液对将要钻的任何产层应该是无伤害的，并且与可能遇到的地层流体要配伍。钻井流体中的基液与地层流体可能在地层中、环空中和地面分离系统中发生反应。只要井底处于欠平衡状态，地层流体就会流进井眼中并混合在钻井流体中。因为在充气钻井时压力不容易控制，所以，井眼中可能出现过平衡状态，钻井流体可能会周期性地流进地层。而且，在钻遇干气层、含饱和气的水层时，流体也可能从井眼流进地层，即使是在欠平衡钻井。,基液,乳化液,地层中的乳化液是很棘手的。当地层水流进油基、充气的液体中或油流进水基、充气的液体中时，就会形成乳化液。乳化液会导致高的、无规律的环空压力损失，这不仅会增加维持设计的欠压值需要的注气速度，而且会使保持稳定的井眼压力变得非常困难。通常，增粘剂和控制漏失的聚合物的使用会促进油水乳化的发生。如果在井底有可能形成乳化液，可以考虑在注入液体中加入破乳剂。,对充气钻井基液的要求密度尽可能低,以降低对注入设备额定充气量和压力的要求；抗温能力能达到所钻井深的温度；易接受各种化学添加剂。对充气钻井液的各种抗污染能力、稳定性等都要靠通过调整液相性能来实现；充气钻井液液相应具有较低的切力，易充气、易脱气，能够使气液两相流均匀稳定，气液不分层，确保基液能反复泵送，满足欠平衡钻井各工序的需要；具有良好的携岩能力和流变参数，有合适的n值范围。在较低的漏斗粘度下有较强的携岩能力，确保井眼清洁，井径规则，施工顺利。,起泡,当地层流体产出并混合到注入的液体中时，在地面起泡也是一个问题。减少增粘剂的使用可以限制起泡。为控制起泡，可能需要在敞开系统的泥浆池中加入少量的硅氧烷抗泡剂或其它消泡剂。如果使用的是封闭系统，消泡剂就不得不加入到注入液体中。,添加剂,水通常是充气液体中成本最低的基液，对产出流体是抗污染的。用水钻井在有些地层中会引起严重的页岩脱落。加入盐，如KCL，可以抑制页岩水化并限制页岩脱落问题，但这增加了钻井流体的成本。充气液体可能是非常有腐蚀性的，必须注意防腐。有些钻井承包商拒绝让他们的钻具在充气液体中使用，因为它的腐蚀速度快。通过仔细选择水、好的PH值控制及合理选择和使用防腐剂，就能将腐蚀速度减小到可接受的标准。然而，防腐剂是很昂贵的。,工艺流程,充氮气钻井井场布局,增压器,制氮机,主管汇,立管,控制阀,气体体积、压力检测,气体旁通管,排到大气中,液气分离器,旁通管线,点燃或到大气中,空压机,旋转头,防喷器,井筒,钻井泵,氮气液体气液混合体返出流体,固控储液系统,排出管,排液泵,排到大气中,充气欠平衡钻井丰深1井,丰深1井是胜利油田利用引进的膜制氮充气设备实施充气施工的全国第一口深探井。该井设计井深4500米，完钻井深4495.6米。,地质情况,四开目的层为砂四段，主要岩性为灰色泥岩、与浅灰色砂砾岩粉砂岩，上部夹灰褐色油页岩，下部白色石膏岩、膏泥岩、及石膏泥岩。地层压力当量密度为0.9-1.0g/cm3。,工程情况,井身结构：三开用215.9mm钻头至井深4350米，下入177.8mm技术套管后，四开用152.4mm钻头钻至井深4495.6米完钻。钻具组合：与本讲座第一部分钻具组合中的2条基本相同。,充气参数的确定：,充氮钻井液当量循环密度ECD：主要与充氮量，液相排量，井深、井眼、钻具尺寸、地温梯度、基液性能有关。依据相应的地层压力系数，根据现场实际情况确定基液密度为1.05-1.07g/cm3。由于本井为探井，考虑地层压力的准确性，选择欠压值为2Mpa，则需要的循环当量密度0.95-0.98g/cm3。根据专门研制的软件计算出在井底欠压值2Mpa和液相注入量12-131/s条件下充气量为550-850Nm3/h。,充氮气钻井工艺流程,体内循环系统流程：泥浆泵钻具内环空Williams7100EP旋转控制头179mm旁侧出口泥浆出口管线振动筛泥浆泵。体外循环系统流程：氮气设备泥浆泵气液混合装置立管钻具内环空四通节流管汇液气分离器振动筛井队自备2循环罐泥浆泵。,采用的钻井液基液体系,四开采用聚合醇钻井液体系，利用聚合醇体系的防塌润滑优势保证了井壁的稳定和起下钻的畅通，并加入一定量的钻具防腐抗氧剂，有效地防止了氮气中的氧气和地层中的流体对钻具的腐蚀，使该井未出现钻具事故，井下情况正常，顺利钻达目的层完钻。,注气情况,本井自井段4356-4495.6米采用cc-1制氮设备（最大制氮量1275Nm3/h，最大工作压力28.5Mpa）进行充气，单泵钻进，排量控制为12-131/s，泵压13-15Mpa，控制充气量在550-850Nm3/h情况下，当量密度0.98g/cm3，有效地满足了深井携砂的要求，钻进时明显的提高了机械钻速，钻井中途实现点火。,效果,该井是一口井深4500米的深探井，采用制氮设备进行深井充氮气尚属首次。经使用表明该技术具有以下优势：使用充气钻井液有效地降低了钻井液的当量密度，大大提高了机械钻速，试验表明在相同条件下随充气量的增加，机械钻速相对提高。由于充气提高了环空返速，有利于携带岩屑，即使在较低的泵排量和较低的钻井液切力的情况下，仍具有良好的携带能力，满足了深井钻井的要求。由于充气有效地降低了钻井液的当量密度，对于保护和发现油气层起到重要作用。,连续油管充氮气欠平衡钻井Harmatten气田1118井,简况,1996年11月，加拿大Apache公司采用欠平衡连续油管钻井技术在加拿大卡尔加里西北的Harmatten气田钻成一口气井1118井。该井垂直深度为2572m，所在气藏地层岩性属致密灰岩和多孔白云岩组成的白云岩化的浅水碳酸盐岩，气藏厚度达20m，孔隙度高达20%，平均为10%，气藏含硫量0.5%。该气藏于1967年开始生产