第6章 井内气体的膨胀和运移Word文档格式.docx

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H2S对水基钻井液具有较大污染，甚至使之形成流不动的冻胶。

因此，钻探含H2S天然气井比普通油气井具有更大的风险，一旦发生井喷失控，容易造成灾难性的后果。

由于天然气的上述几个特征，使天然气井的井控问题更复杂，处理不当很容易引发恶性井喷事故。

因此，必须研究和掌握天然气特征所带来的井控技术的特点，保证井控的安全。

二天然气侵入井内的方式

1岩屑气侵

在钻开气层的过程中，随着岩石的破碎，岩石孔隙中的天然气被释放出来而侵入钻井液。

侵入天然气量与岩石的孔隙度、井径、机械钻速和气层的厚度成正比。

钻开厚气层时，应控制机械钻速，从而控制侵入钻井液中的天然气量，天然气被循环到地面后，应进行地面除气，减小天然气对钻井液柱压力的影响。

2置换气侵

钻遇大裂缝或溶洞时，由于钻井液密度比天然气密度大，产生重力置换。

天然气被钻井液从裂缝或溶洞中置换出来进入井内。

3扩散气侵

气层中的天然气穿过泥饼向井内扩散，侵入钻井液。

侵入井内的天然气量与钻开气层表面积、滤饼的质量等因素有关。

一般通过滤饼侵入井内的天然气量不大。

但当滤饼受到破坏或停止循环时间很长时，侵入量会增大。

因此，空井或井眼长时间静止时，要有人负责观察井口。

即使在井底压力大于地层压力时，天然气也会以上面几种方式侵入井内。

发生以上三种气侵，可通过地面除气手段从钻井液中排除天然气。

4气体溢流

井底压力小于地层压力时，天然气会大量侵入井内。

井底的负压差越大，进入井内天然气越多，若不及时关井，很快会发展成为井喷。

三天然气侵入井内对井内液柱压力影响

1天然气在井内的存在形式及运动形式

天然气侵入井眼后，呈气—液两相流动状态，形成泡状流、段塞流等形态。

循环时，气体随着钻井液循环在环空上返，同时在钻井液中滑脱上升。

不循环时，钻井液中的气体由于密度小，在钻井液中滑脱上升。

2天然气侵对钻井液密度的影响

天然气刚侵入井内，处在井底，受到的压力大，体积小，对钻井液密度影响小。

天然气从井底向井口上升过程中，由于所受液柱压力逐渐减小，气泡就逐渐膨胀，体积增大，单位体积钻井液中天然气体积增多，钻井液密度则逐渐减小。

如图所示。

当气泡上升至接近地面时，气泡体积膨胀到最大，而钻井液密度降低到最小。

天然气侵入井内后，井内钻井液密度随井深自下而上逐渐变小。

3气侵后的钻井液密度计算及气侵后液柱压力减小值

1）天然气侵入钻井液密度计算

=

式中ρmh—在井深H处气侵钻井液密度，g/cm3；

a—地面气侵钻井液密度与气侵前钻井液密度的比值；

ρm—未气侵钻井液密度，g/cm3；

Ps—地面压力,MPa；

（开井时取0.098MPa,关井时取关井套压值）

H—计算井深，m。

2）气侵钻井液柱压力减小值

式中ΔPm—受侵钻井液柱压力减小值，MPa；

其它符号意义同上。

气侵钻井液对静液压力的影响

井深

m

钻井液密度为1.2g/cm3,静液压力

MPa

气侵后的钻井液密度为1.08g/cm3

气侵后的钻井液密度为0.9g/cm3

气侵后的钻井液密度为0.6g/cm3

静液压力

压力减少值,MPa

静液压力MPa

305

1524

3048

6096

3.585

17.927

35.854

71.708

3.544

17.872

35.785

71.632

0.041

0.055

0.06895

0.076

3.454

17.755

35.654

71.494

0.131

0.172

0.2

0.214

3.234

17.431

35.261

71.039

0.352

0.496

0.539

0.669

钻井液密度为2.16g/cm3,静液压力

气侵后的钻井液密度为1.94g/cm3

气侵后的钻井液密度为1.44g/cm3

6.454

32.269

64.537

129.074

6.426

32.2

64.461

128.992

0.069

0.083

6.24

31.986

64.206

128.723

0.283

0.331

5.971

31.703

63.882

128.35

0.414

0.565

0.655

0.724

4钻井液发生气侵后应注意的问题

1）钻井液发生气侵，密度随井深自下而上逐渐降低，不能用井口测量的密度值计算井内液柱压力。

2）井比较深的情况下，即使井口返出钻井液气侵很严重，但是井内液柱压力并没有大幅度降低。

3）气侵对井内静液柱压力影响随井深不同。

井越深，影响越小；

井越浅，影响越大。

4）发生气侵，采取的首要措施是地面除气。

除气后的钻井液泵入井内，若返出密度不再下降，则达到目的。

若返出密度小于注入密度，应适当加重钻井液，使进出口密度相等。

气侵是发生溢流的前兆，应当认真处理。

如果气侵任意发展，则可能导致井喷。

四开井状态下气体的运移

在开井状态下，侵入井内的天然气靠密度差形成的浮力在钻井液中滑脱上升。

所受的钻井液柱压力会逐渐降低，因此气体将膨胀，将其上的钻井液排出地面。

假设井深3000米，钻井液密度1.20g/cm3，井眼直径为215.9mm，钻杆外径114.3mm，环空有0.26m3天然气，其上升膨胀情况如图中所示。

这种情况在一些起钻开始发生局部抽吸的井中很容易发生。

气体上升到井深1500m，气体体积变为0.52m3，高度变为20m，井底压力降到35.14MPa。

在这个过程中，气体运移了1500米的距离，体积只增加了0.26m3。

气体继续上升到井深750米处时，体积变为1.04m3，高度变为40m，井底压力34.9MPa。

在这个过程中，气体运移了750米的距离，体积增加了0.52m3。

气体继续上升到井深375米处时，体积变为2.08m3，高度变为80m，井底压力34.4MPa。

在这个过程中，气体运移了375米的距离，体积增加了1.04m3。

当气体上升到井口附近时，气体体积变为8.32m3，高度变为320m，井底压力下降到31.62MPa。

开井状态下气体的运移

气体上升到一定高度后，气体体积的膨胀就足以使上部钻井液自动外溢喷出，导致井底压力小于地层压力，使天然气进入井内造成更严重的井喷。

通过上面的例子可以得出以下结论：

1）开井状态下，气体在井内上升时体积一直在膨胀，在井底时体积增加较小，越接近井口膨胀速度越快。

2）气体接近井口时，钻井液罐液面才增加比较明显。

3）气体膨胀上升对井底压力的影响很小，只是到接近井口时，井底压力才有明显降低。

由于在开井状态下，气体的膨胀不是一个匀速的过程，这就造成在钻井过程中，特别是在提钻过程中，单纯依靠监测钻井液罐液面变化很难做到及时发现溢流。

为了保证起钻作业的安全，可以采取流动测试的办法。

所谓流动测试就是停泵（或停止起下钻）观察以判断井内流体是否在流动，即井口是否自动外溢。

这在某些公司已经形成一种制度，具体是在提钻至套管鞋或提出钻铤前进行，有时则是司钻根据钻进参数的变化或是监督的指令而进行。

流动测试可以直接观察是否发生了溢流。

一旦确定井内流体停泵后还在流动，即井口自动外溢，应立即关井。

井深、流体类型、地层渗透率、欠平衡的程度以及其它一些因素，影响流动测试时间的长短。

测试时间不宜过短，以便做出正确的判断。

钻进时的流动测试程序

1）发出警报。

2）停转盘。

3）停泵。

4）将钻具提离井底，使钻杆接箍在钻台面以上。

5）观察井口钻井液是否自动外溢。

起下钻时的流动测试程序

１）发出警报。

２）座吊卡。

３）安装内防喷工具。

４）观察井口钻井液是否自动外溢。

另外，对于油气活跃的井，下钻时应分段循环排除油气。

若后效严重，应节流循环排除油气，防止发生后效引起的井喷。

还有一种比较灵敏的方法是声波气侵检测法。

这需要在井口安装声波发射传感器和声波接受传感器，声波在气体中的传播速度比在钻井液中慢，传播时间的急剧增加就说明井下有气体进入。

五关井状态下气体的运移

发生气体溢流关井，或因起钻抽吸导致气体溢流而关闭的井中，天然气在关井状态下滑脱上升。

气体滑脱上升的速度主要取决于环空间隙、钻井液粘度、气体与钻井液密度差等因素。

已有一些预测气体运移速度的模型，但这些模型太复杂，在现场难以应用。

为了指导井控作业，可根据地面压力的变化，近似预测井内气体的运移速度，其前提是气体体积和温度保持不变。

如图所示，假设在t=t1时刻，气体处于井底，此时井口压力为Pa1，则Pa1＝P气－ρmgH1

在t=t2时刻，气体向上运移了Hm的距离，此时井口压力为Pa2，则Pa2＝P气－ρmgH2

如果气体的温度和体积未发生变化，那么气体的压力也不变，所以

Pa2－Pa1＝ρmgH1－ρmgH2＝ρmgHm

因此，Hm＝

计算出气体的运移距离之后，就可用下式求出气体的运移速度：

由此可见，只要记录下地面压力的变化和相对应的时间，就可以计算出气体的运移速度及其在井眼内的位置。

但由于上述公式是在假设气体为单一体积单元的前提下推导出来的，而事实上，气体常是破碎成许多气泡的，因此，运移高度和速度的计算值是近似值。

关井状态下，井内容积固定，假如钻井液未发生漏失，气体就不能膨胀，它就会始终保持着原来的井底压力值不变。

从上面的公式中可以看出，气体滑脱上升过程中，气体以上的液柱压力减小使井口压力增加，气体以下的液柱压力增加使井底压力增加。

所以在关井状态下，气体的滑脱上升会导致整个井筒的压力不停地增加。

假设井内钻井液密度1.20g/cm3,井深3000m，0.26m3气体侵入井内，关井，此时的井底压力为35.378MPa。

天然气滑脱上升时，井底压力和井口压力的变化情况如图中所示。

关井状态下气体的运移

1）气体在带压滑脱上升过程中，关井立、套压不断上升，作用在井眼各处的压力均在不断增大。

2）关井时，井口要承受很高的压力，要求井口防喷装置有足够高的工作压力。

3）气体滑脱上升引起井口压力不断升高，不能认为地层压力也在增大，不能录取这时的井口压力计算地层压力。

4）发生气体溢流不应长时间关井，避免超过最大关井套压。

要尽快组织压井。

六关井后天然气运移的处理方法

1立管压力法

1）立管压力法原理:

通过节流阀，间断放出一定数量的钻井液，使天然气膨胀，气体压力降低。

在释放钻井液的过程中，要控制立管压力始终大于关井立压，从而保证井底压力始终略大于地层压力，以防止天然气再进入井内。

2）操作方法：

（1）先确定一个比初始关井立管压力高的允许立管压力值Pd1和放压过程中立管压力的变化值ΔPd。

Pd1的确定是非常有必要的，通常取Pd1比初始关井立压大0.7MPa～1.4MPa，通过给关井立压附加一安全值，防止因为释放钻井液时，由于压力波动或压力传递的滞后现象导致井底压力小于地层压力。

ΔPd的确定要考虑地层的承压能力，一般取ΔPd＝0.35～1MPa。

例如；

关井立压Pd＝3MPa，可取Pd1＝4MPa，ΔPd＝1MPa。

（2）当关井立管压力Pd增加到（Pd1+ΔPd），即增加到（3+1）+1=5MPa时，通过节流阀放钻井液，立管压力下降到Pd1，即下降到4MPa时关井。

（3）关井后，天然气继续上升，立管压力再次升到（Pd1+ΔPd）时，即增加到4+1=5MPa时，再按上述方法放压，然后关井。

这样重复进行，可使天然气上升到井口。

放压过程中，由于环空放出钻井液，环空静液压力减小，因此套压增加一个值，增加的值等于环空静液压力减小值。

3）不适用立管压力方法的情况：

当发生如下情况，则不能应用立管压力法，而要采用容积法：

1）钻头水眼被堵死，立管压力不能读值；

2）钻头位置在气体之上；

3）钻具被刺漏等。

2体积法；

1）体积法的原理：

通过节流阀释放钻井液，使气体膨胀，环空静液压力由于钻井液量的减少而降低，为保证井底压力略大于地层压力，环空静液压力减小值通过增加套压补偿。

2）操作方法：

（1）先确定一个大于初始关井套压的允许套压值Pal，和放压过程中的套压变化值ΔPa。

其确定原则和取值方法同立管压力法。

例如：

初始关井套压Pa＝5MPa，可以取允许套压值Pa1＝6MPa，套压变化值ΔPa＝0.5MPa。

（2）计算出套压变化值ΔPa对应的释放钻井液量ΔV。

由于井径不同，计算出的ΔV会有所不同。

（3）当关井套压由Pa上升到Pal+ΔPa＝6+0.5＝6.5MPa时，保持套压等于6.5MPa不变，从节流阀放出钻井液ΔV1，关井；

（4）当关井套压由6.5MPa上升0.5MPa到达7MPa时，保持套压等于7MPa不变，通过节流阀放出钻井液ΔV2，关井；

（5）当关井套压由7MPa上升0.5MPa到7.5MPa时，保持套压等于7.5MPa不变，通过节流阀放出钻井液ΔV3，关井。

（6）按上述方法放出钻井液，使气体上升膨胀，让套压增加一定数值，补偿环空静液压力减小值，保证井底压力略大于地层压力。

气体一直上升到井口。

3套压的控制

使用上述两种方法处理气体的滑脱上升时，由于环空钻井液不断的放掉，关井套压会不断地上升，有可能会导致套管鞋的漏失。

所以，在施工前，要先校核套管鞋处的承压能力。

套管鞋处地层所受最大压力发生在天然气溢流顶面到达套管鞋处时，其计算公式如下：

其中：

式中：

Phmax—套管鞋处地层所受最大压力，MPa；

Pp—井底压力，MPa；

ρm—井内钻井液密度，g/cm3；

H—井深，m；

h—套管鞋深度，m；

hw—井内溢流物所占据的高度，m；

g—0.0098

只要套管鞋处地层所受最大压力小于该处地层破裂压力，施工就可以顺利进行。

4天然气上升到井口的处理

天然气上升到井口后，不能放气泄压，此时的井口压力值是平衡地层压力所必需的，一旦放气泄压，井底压力就不能平衡地层压力了。

处理方法是采用置换压井法。

从井口注入钻井液置换井内气体，以降低井口压力并保持井底压力略大于地层压力。

操作方法：

1）通过压井管线注入一定量的钻井液，允许套压上升某一值（以最大允许值为限）。

2）当钻井液在重力作用下沉落后，通过节流阀慢慢释放气体，套压降到某一值后关节流阀。

套压降低值应等于注入钻井液的静液压力值与因泵入钻井液而增加的压力值之和。

3）重复上述步骤直至井内充满钻井液为止。