多因素协同提高水合物层水平井延伸长度的方法及装置制造方法及图纸

本发明专利技术涉及一种多因素协同提高水合物层水平井延伸长度的方法及装置，属于海域天然气水合物储层钻井领域。包括：钻井水力参数优化设计；闭路循环钻进；通过APWD实时监测的井底压力和温度对环空温度和压力计算模型进行实时校正；根据校正后的环空温度和压力计算模型，自动协同调控增压管线排量和流体密度、水合物生成抑制剂加量、水力参数；重复步骤持续循环钻进，直至钻井结束。本发明专利技术通过协同调控增压管线内流体密度和排量、水合物生成抑制剂加量、水力参数的方法来提高水合物储层中水平井的极限延伸长度，能够实时优化水平井的极限延伸长度，为水合物储层安全高效钻井与满足产量设计需求下的水平井延伸长度提供技术保障。量设计需求下的水平井延伸长度提供技术保障。量设计需求下的水平井延伸长度提供技术保障。

【技术实现步骤摘要】
多因素协同提高水合物层水平井延伸长度的方法及装置


[0001]本专利技术涉及一种多因素协同提高水合物层水平井延伸长度的方法及装置，属于海域天然气水合物储层钻井


技术介绍

[0002]碳排放限制与能源结构转型促进了清洁能源的快速发展，天然气水合物作为一种清洁能源因其储量巨大而受到广泛关注。其中，海域天然气水合物资源量约占总资源量的99％，具有广阔的开采前景。我国南海第二次天然气水合物降压试采表明水平井开采天然气水合物藏能够显著提高产气效率，水平井的延伸长度是影响开采产量的关键因素。而海域天然气水合物埋藏较浅，储层存在明显的弱胶结特性和窄安全压力窗口特征，水平井的延伸长度受到严重限制。主要因为随水平井延长环空压耗增大，同时钻具摩擦和钻井液侵入等影响容易导致井周水合物分解降低储层力学强度，另外钻头破碎后的含水合物岩屑在环空分解产生气体会导致井底压力下降，以上因素的综合影响导致水合物储层水平井钻井极易出现井涌、井漏等复杂情况，难以满足设计产量下的水平井长度要求。目前缺乏一种提高水合物储层水平井极限延伸长度的安全高效钻井方法，这是制约海域天然气水合物藏安全高效开发的关键技术难点。因此，亟需开发一种提高水合物储层水平井极限延伸长度的安全高效钻井方法。

技术实现思路

[0003]针对现有技术的不足，本专利技术提供一种多因素协同提高水合物层水平井延伸长度的方法及装置，通过协同调控增压管线内流体密度和排量、水合物生成抑制剂加量、水力参数(钻井液排量、密度、机械钻速和钻井液入口温度)的方法来提高水合物储层中水平井的极限延伸长度，本专利技术的方法能够实时优化水平井的极限延伸长度，为水合物储层安全高效钻井与满足产量设计需求下的水平井延伸长度提供技术保障。
[0004]术语说明：
[0005]APWD：随钻环空压力测量工具，全称Annular Pressure Measurement While Drilling。
[0006]本专利技术采用以下技术方案：
[0007]一种多因素协同提高水合物层水平井延伸长度的方法，包括如下步骤：
[0008](1)钻井水力参数优化设计：根据目标天然气水合物藏的地质与储层参数，设计隔水管钻井工况下钻井液密度、排量、机械钻速、钻井液入口温度的水力参数组合，以及增压管线内流体密度和排量；
[0009](2)闭路循环钻进：根据步骤(1)设计的水力参数组合以及增压管线内流体密度和排量循环钻进，钻井液从钻杆注入，从隔水管段环空返出；
[0010](3)实时监测与校正：通过APWD实时监测并获取井底压力和温度，根据获取的井底实时温度、压力数据对环空温度和压力计算模型进行实时校正；
[0011](4)智能调控与优化：根据步骤(3)校正后的环空温度和压力计算模型，以井底压力处于地层孔隙压力和破裂压力之间的安全窗口为目标自动协同调控增压管线排量和流体密度、水合物生成抑制剂加量、水力参数；
[0012](5)重复步骤(3)和步骤(4)持续循环钻进，直至钻井结束。
[0013]本专利技术水平井极限延伸长度是指裸眼段的最大延伸长度。
[0014]优选的，步骤(1)中，初始水力参数和增压管线内流体密度和排量的设计需要满足下述关系式：
[0015]1)钻井液密度ρ
li
设计范围
[0016]max(ρ
p
,ρ
e
,ρ
c
)≤ρ
l
≤ρ
f
ꢀꢀ
(1)
[0017]式中，ρ
p
为地层孔隙压力当量密度，kg/m3；ρ
c
为地层坍塌压力当量密度，kg/m3；ρ
l
为当量钻井液密度，kg/m3；ρ
f
为地层破裂压力当量密度，kg/m3；ρ
e
为水合物储层相平衡压力当量密度，kg/m3；
[0018]ρ
l
＝ρ
m
+ρ
pa
＝ρ
li
E
m
+ρ
g
E
g
+ρ
s
E
s
+ρ
pa
，式中，ρ
li
为钻杆内的钻井液密度，即步骤(1)中从井口钻杆注入的钻井液密度，kg/m3，可以根据ρ
l
范围确定ρ
li
的范围；ρ
pa
为环空压耗当量密度，kg/m3；ρ
m
为套管段环空或裸眼段环空钻井液密度，kg/m3；E
g
为环空气相体积分数，无因次；E
m
为环空液相体积分数，无因次；E
s
为环空固相体积分数，无因次；ρ
s
为环空固相密度，kg/m3；ρ
g
为环空气相密度，kg/m3；
[0019]2)钻井液排量Q设计范围
[0020]Q
min
＜Q＜Q
max
ꢀꢀ
(2)
[0021]式中，Q
min
为最小钻井液排量，m3/s；Q
max
为最大钻井液排量，m3/s；Q为钻井液排量，m3/s；
[0022]其中，最小钻井液排量Q
min
主要受携岩影响，深水水合物地层隔水管钻井工况下，隔水管环空内钻井液排量通常由增压管线调控，调控后隔水管段环空内的排量计算公式为：
[0023]Q
ra
＝Q+Q
za
ꢀꢀ
(3)
[0024]式中Q
ra
为隔水管段环空排量，m3/s；Q
za
为增压管线内钻井液排量，m3/s，增压管线内的钻井液排量范围为Q
zamin
≤Q
za
≤Q
zamax
，Q
zamin
为增压管线内最小排量，m3/s，Q
zamin
＝Q
zmin
‑
Q
min
，Q
zmin
为隔水管段携岩所需的最小排量，m3/s；Q
zamax
为增压管线泵允许的最大排量，即达到额定压力时的排量，m3/s；
[0025]调控后隔水管段环空内的钻井液密度计算公式为：
[0026][0027]式中ρ
ra
为隔水管环空钻井液密度，kg/m3；ρ
za
为增压管线内流体密度，kg/m3，即步骤(1)所述的增压管线内流体密度，其范围为：ρ
sea
≤ρ
za
≤ρ
max
，ρ
sea
为海水密度，kg/m3；ρ
max
为钻井平台储备的最大加重剂量条件下对应的钻井液密度，kg/m3；
[0028]因此最小钻井液排量取决于泥线本文档来自技高网...

【技术保护点】

【技术特征摘要】
1.一种多因素协同提高水合物层水平井延伸长度的方法，其特征在于，包括如下步骤：(1)钻井水力参数优化设计：根据目标天然气水合物藏的地质与储层参数，设计隔水管钻井工况下钻井液密度、排量、机械钻速、钻井液入口温度的水力参数组合，以及增压管线内流体密度和排量；(2)闭路循环钻进：根据步骤(1)设计的水力参数组合以及增压管线内流体密度和排量循环钻进，钻井液从钻杆注入，从隔水管段环空返出；(3)实时监测与校正：通过APWD实时监测并获取井底压力和温度，根据获取的井底实时温度、压力数据对环空温度和压力计算模型进行实时校正；(4)智能调控与优化：根据步骤(3)校正后的环空温度和压力计算模型，以井底压力处于地层孔隙压力和破裂压力之间的安全窗口为目标自动协同调控增压管线排量和流体密度、水合物生成抑制剂加量、水力参数；(5)重复步骤(3)和步骤(4)持续循环钻进，直至钻井结束。2.根据权利要求1所述的多因素协同提高水合物层水平井延伸长度的方法，其特征在于，步骤(1)中，初始水力参数和增压管线内流体密度和排量的设计满足下述关系式：1)钻井液密度ρ
li
设计范围max(ρ
p
,ρ
e
,ρ
c
)≤ρ
l
≤ρ
f
ꢀꢀꢀꢀꢀ
(1)式中，ρ
p
为地层孔隙压力当量密度，kg/m3；ρ
c
为地层坍塌压力当量密度，kg/m3；ρ
l
为当量钻井液密度，kg/m3；ρ
f
为地层破裂压力当量密度，kg/m3；ρ
e
为水合物储层相平衡压力当量密度，kg/m3；ρ
l
＝ρ
m
+ρ
pa
＝ρ
li
E
m
+ρ
g
E
g
+ρ
s
E
s
+ρ
pa
，式中，ρ
li
为钻杆内的钻井液密度；ρ
pa
为环空压耗当量密度，kg/m3；ρ
m
为套管段环空或裸眼段环空钻井液密度，kg/m3；E
g
为环空气相体积分数，无因次；E
m
为环空液相体积分数，无因次；E
s
为环空固相体积分数，无因次；ρ
s
为环空固相密度，kg/m3；ρ
g
为环空气相密度，kg/m3；2)钻井液排量Q设计范围Q
min
＜Q＜Q
max
ꢀꢀꢀꢀꢀ
(2)式中，Q
min
为最小钻井液排量，m3/s；Q
max
为最大钻井液排量，m3/s；Q为钻井液排量，m3/s；其中，最小钻井液排量Q
min
受携岩影响，深水水合物地层隔水管钻井工况下，隔水管环空内钻井液排量由增压管线调控，调控后隔水管段环空内的排量计算公式为：Q
ra
＝Q+Q
za
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
(3)式中Q
ra
为隔水管段环空排量，m3/s；Q
za
为增压管线内钻井液排量，m3/s，增压管线内的钻井液排量范围为Q
zamin
≤Q
za
≤Q
zamax
，Q
zamin
为增压管线内最小排量，m3/s，Q
zamin
＝Q
zmin
‑
Q
min
，Q
zmin
为隔水管段携岩所需的最小排量，m3/s；Q
zamax
为增压管线泵允许的最大排量，即达到额定压力时的排量，m3/s；调控后隔水管段环空内的钻井液密度计算公式为：式中ρ
ra
为隔水管环空钻井液密度，kg/m3；ρ
za
为增压管线内流体密度，kg/m3，其范围为：ρ
sea
≤ρ
za
≤ρ
max
，ρ
sea
为海水密度，kg/m3；ρ
max
为钻井平台储备的最大加重剂量条件下对应的钻井液密度，kg/m3；
最小钻井液排量取决于泥线以下环空携岩所需的钻井液排量，最小钻井液排量计算公式为：式中，d
w
为井眼直径，m；d
po
为钻杆外径，m；v
a
为套管段环空或裸眼段环空钻井液返速，m/s；最大钻井液排量取决于地层破裂压力和额定泵压：Q
max
＝min(Q
pmax
,Q
rmax
)
ꢀꢀꢀꢀꢀ
(6)式中，Q
pmax
为地层破裂压力允许的最大排量，m3/s；Q
rmax
为额定泵压允许的最大排量，m3/s；d为过流断面直径，m；p
f
为地层破裂压力，Pa；p
h
为套管段环空或裸眼段环空钻井液液柱压力，Pa；ρ
m
为套管段环空或裸眼段环空钻井液密度，kg/m3；f为套管段环空或裸眼段环空摩阻系数，无因次；s为钻井液流动长度，m；在隔水管段排量调节方面，根据公式(5)计算隔水管段环空携岩所需的最小排量Q
zmin
；Q
zmin
＜Q
ra
＜Q
zmax
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
(8)式中，Q
zmin
为隔水管段环空最小携岩排量，m3/s；Q
zmax
为隔水管段环空最大携岩排量，m3/s，Q
zmax
＝Q
zamax
+Q
max
；机械钻速的设计依据钻井作业时间和钻井液中岩屑含量，其设计范围表示为：ROP
min
≤ROP≤ROP
max
ꢀꢀꢀꢀꢀ
(9)式中，ROP为机械钻速；ROP
min
为最小机械钻速，m/h；其计算公式为：ROP
min
＝L/t
max
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
(10)L为水平井设计长度，m；t
max
为允许的最长钻井作业时间，h；ROP
max
为最大机械钻速，m/h；其计算公式为：ρ
li
为钻杆内的钻井液密度，kg/m3；t
a
为岩屑上返时间，h；A
a
为裸眼段、套管段或隔水管段环空截面积，m2；H
l
为井眼测深，m；H
a
为岩屑床高度，m；θ为夹角，
°
；ρ
pa
为环空压耗当量密度，kg/m3，r
w
为井眼半径，m；环空压耗对钻井液密度、排量设计的限制p
p
≤Δp
a
+p
esd
≤p
f
式中，Δp
dm
为地面管线压耗，Pa；Δp
pi
为钻杆压耗，Pa；Δp
b
为钻头压耗，Pa；Δp
a
为环空压耗，Pa；p
r
...

【专利技术属性】
技术研发人员：罗鸣，马传华，何连，吴艳辉，朱志潜，高永海，尹法领，
申请(专利权)人：中国石油大学华东，
类型：发明
国别省市：