【技术实现步骤摘要】
本专利技术涉及石油钻井井控，更具体地说涉及一种钻头不在井底的快速压井方法。
技术介绍
1、随着我国油气开发的不断延伸扩大，伴随着的钻井难度也越来越大，钻井过程中遇到的工况也愈加复杂，钻井液溢流时常发生。如何及时采取措施控制溢流，及时平衡地层压力是井控技术的重点。
2、传统的比较常用的井控方法主要是司钻法和工程师法，这两种井控方法比较成熟，应用范围也较为广泛。但是对于某些复杂的情况，处理起来较为困难，如在起钻过程中，由于抽吸原理极易发生溢流，此时钻头不在井底处；对于该种工况，若使用常规的压井方法就难以解决。所以为了应对复杂的工况，安全优质的实施快速钻井，同时兼顾国家对油气储层保护的要求，当前必须把井控技术作为研究和发展的重要内容。
3、对于钻头不在井底的工况，钻头以下有地层流体侵入井筒，钻头以上需要进行钻井液循环，传统的司钻法和工程师法主要是通过循环改变井筒中钻井液密度实现压井，在此工况下，极有可能出现地层流体无法压回的情况，如何既能将地层流体压回地层，又能满足钻井液循环排污的要求是讨论的重点也是难点。如何精准地掌控压力使得压井液在钻头处分流，同时如何精准地判断压井进程是在该工况下所使用的压井方法所要克服的技术难点。
技术实现思路
1、为了克服上述现有技术中存在的缺陷和不足，本专利技术提供了一种钻头不在井底的快速压井方法，本专利技术用于钻头不在井底工况下的压井作业，提高该种工况下压井的安全性和快速性，同时为井控技术的进一步研究提供参考。本专利技术首先进行基础数
2、为了解决上述现有技术中存在的问题，本专利技术是通过下述技术方案实现的。
3、本专利技术公开了一种钻头不在井底的快速压井方法，该方法包括以下步骤：
4、s1、基础数据采集步骤，通过地质录井数据及邻井资料收集溢流层储层参数、溢流层流体物性参数、关井立压、套压、井身结构、钻具组合、钻井液和压井液流变参数；
5、s2、压井初始状态计算步骤，根据s1步骤采集到的基础数据，计算混相段相关参数，初始井筒压力分布；
6、s3、压井过程压井液分流计算步骤，根据s2步骤得到的压井初始状态，设计合适的压井液密度，调整套压使得压井液在钻头处分流，一部分流体向上排出环空受污染钻井液，一部分流体向下推回钻头以下溢流物进入地层；
7、s4、压井流程设计步骤，通过井中状态设计压井参数，并通过立管压力和套管压力判断压井进程，在地层流体全部压回地层时调整套压使得压井液在钻头处全部向上循环；
8、s5、循环排出受污染钻井液，压井液全部向上通过循环将受污染钻井液全部排出，压井结束。
9、进一步优选的，所述s1步骤中，所述溢流层储层参数包括地层孔隙度、渗透率、地层孔隙压力和地层破裂压力。
10、更进一步优选的，所述s1步骤中，所述溢流层流体物性参数包括流体密度和流体粘度。
11、进一步优选的，s2步骤中，所述混相段相关参数包括混相段压力，其计算方法为，结合井筒压力计算公式对其进行反演求解，由已知的关井参数，该关井参数包括关井套压、关井立压和泥浆池增量；对混相段进行差分迭代计算，计算出井筒压力分布。
12、更进一步优选的，井筒压力的计算公式如下
13、
14、其中当井深位置为井底时(即h＝hb)时，计算压力为井底压力(p＝pb)，可得c计算公式如下：
15、
16、式中，p为井深h处压力，单位pa；pb为井底压力，单位pa；c为不定积分常数项，无因次；zh为井深h处气体压缩系数，无因次；th为井深h处温度，单位k；nh为井深h处控制体气体摩尔数，单位mol；r为理想气体常数，单位pa·m3/mol·k；m为气体相对分子量，单位kg/mol；ρl为钻井液密度，单位g/cm3。
17、更进一步优选的，井深h处流体温度th的计算公式为th＝t0+tah；式中，t0表示地面温度，单位k；ta表示地温梯度，单位k。
18、更进一步优选的，井深h处压缩系数zh的计算公式为
19、
20、式中，a1＝0.3265；a2＝1.0700；a3＝-0.5339；a4＝0.01569；a5＝-0.05165；a6＝0.5475；a7＝-0.7361；a8＝0.1844；a9＝0.1056；a10＝0.6134；a11＝0.7210；ρpr为气体拟对比密度；ρpr为气体拟对比温度；ρpr＝0.27ppr/(ztpr)；式中，ppr为气体拟对比压力。
21、更进一步优选的，溢流物混相段内气体摩尔总数的计算公式为
22、
23、其中，
24、式中，vg0表示初始时总溢流量，单位m3；m表示气体相对分子量，单位kg/mol；hs表示溢流物混相段上端测深，单位m；hb为溢流物混相段下端测深，单位m；ps、pb分别为井深hs、hb处压力，单位mpa；zs、zb分别为井深hs、hb处气体压缩系数，无因次；ts、tb分别为井深hs、hb处温度，单位k。
25、更进一步优选的，s2步骤中的反演方法具体为，首先通过溢流量设定混相段的长度，求取溢流段气体摩尔总数；对混相段进行微元划分，由混相段底端向混相段顶端进行迭代计算；最后，将求解得到的溢流物混相段顶端压力，与关井套压和混相段上部钻井液柱压力之和进行对比，若不相等，则调整溢流物混相段段长重新进行计算；若相等，则确定混相段长度，随后确定混相段相关参数。
26、更进一步优选的，所述混相段相关参数包括气相体积、持气率和混相段压力。
27、进一步优选的，s3步骤中，设计合适的压井液密度，具体是指，根据s2步骤的计算得到的井筒压力，结合关井立压得到钻头处的钻井液当量密度ρ2，其值为压井液密度设计的上限，地层和井筒最大承受压力对应的压井液密度为ρ1；原钻井液密度为ρ0；通过调整套压使得压井液在钻头处分流，部分流体向上循环排出受污染钻井液，部分流体向下压回地层流体，从而增加钻头处以下液柱长度，达到平衡地层压力的目的。
28、更进一步优选的，s3步骤，设计合适的压井液密度时，初始压井液密度ρm满足ρ0＜ρm＜ρ1＜ρ2；式中，ρ0为原钻井液密度，单位kg/m3；ρ1为地层和井筒最大承受压力对应的压井液密度，单位kg/m3；ρ2为关井钻头处钻井液密度，单位kg/m3；ρm为初始压井液密度，单位kg/m3。
29、更进一步优选的，在其他条件一定的情况下，压井液排量与立管立压的函数关系表示为pt(q)；通过改变套压值进行调节；具体的本文档来自技高网...
【技术保护点】
1.一种钻头不在井底的快速压井方法，其特征在于：该方法包括以下步骤：
2.如权利要求1所述的一种钻头不在井底的快速压井方法，其特征在于：所述S1步骤中，所述溢流层储层参数包括地层孔隙度、渗透率、地层孔隙压力和地层破裂压力。
3.如权利要求1或2所述的一种钻头不在井底的快速压井方法，其特征在于：所述S1步骤中，所述溢流层流体物性参数包括流体密度和流体粘度。
4.如权利要求1所述的一种钻头不在井底的快速压井方法，其特征在于：S2步骤中，所述混相段相关参数包括混相段压力，其计算方法为，结合井筒压力计算公式对其进行反演求解，由已知的关井参数，该关井参数包括关井套压、关井立压和泥浆池增量；对混相段进行差分迭代计算，反演出井筒压力分布。
5.如权利要求4所述的一种钻头不在井底的快速压井方法，其特征在于：井筒压力的计算公式如下
6.如权利要求5所述的一种钻头不在井底的快速压井方法，其特征在于：井深H处流体温度TH的计算公式为TH＝T0+TaH；式中，T0表示地面温度，单位K；Ta表示地温梯度，单位K。
7.如权利要求5所述
8.如权利要求5所述的一种钻头不在井底的快速压井方法，其特征在于：溢流物混相段内气体摩尔总数的计算公式为
9.如权利要求1、2或4-8任意一项所述的一种钻头不在井底的快速压井方法，其特征在于：S2步骤中的反演方法具体为，首先通过溢流量设定混相段的长度，求取溢流段气体摩尔总数；对混相段进行微元划分，由混相段底端向混相段顶端进行迭代计算；最后，将求解得到的溢流物混相段顶端压力，与关井套压和混相段上部钻井液柱压力之和进行对比，若不相等，则调整溢流物混相段段长重新进行计算；若相等，则确定混相段长度，随后确定混相段相关参数。
10.如权利要求1、2或4-8任意一项所述的一种钻头不在井底的快速压井方法，其特征在于：所述混相段相关参数包括气相体积、持气率和混相段压力。
11.如权利要求1所述的一种钻头不在井底的快速压井方法，其特征在于：S3步骤中，设计合适的压井液密度，具体是指，根据S2步骤计算得到的井筒压力，结合关井立压得到钻头处的钻井液当量密度ρ2，其值为压井液密度设计的上限，地层和井筒最大承受压力对应的压井液密度为ρ1；原钻井液密度为ρ0；通过调整套压使得压井液在钻头处分流，部分流体向上循环排出受污染钻井液，部分流体向下压回地层流体，从而增加钻头处以下液柱长度，达到平衡地层压力的目的。
12.如权利要求11所述的一种钻头不在井底的快速压井方法，其特征在于：S3步骤，设计合适的压井液密度时，初始压井液密度ρm满足ρ0<ρm<ρ1<ρ2；式中，ρ0为原钻井液密度，单位kg/m3；ρ1为地层和井筒最大承受压力对应的压井液密度，单位kg/m3；ρ2为关井钻头处钻井液密度，单位kg/m3；ρm为初始压井液密度，单位kg/m3。
13.如权利要求12所述的一种钻头不在井底的快速压井方法，其特征在于：在其他条件一定的情况下，压井液排量与立管立压的函数关系表示为Pt(Q)；通过改变套压值进行调节；具体的，
14.如权利要求13所述的一种钻头不在井底的快速压井方法，其特征在于：Q1和Q2的计算公式如下
15.如权利要求14所述的一种钻头不在井底的快速压井方法，其特征在于：所述范宁摩阻系数通过雷诺数判别流动状态后求得，雷诺数计算如下
16.如权利要求1或11-15任意一项所述的一种钻头不在井底的快速压井方法，其特征在于：S3步骤中，设计压井液排量时，还需考虑现场设备负荷和边界压力，所述边界压力包括地层破裂压力、套管鞋处破裂压力或套管抗内压强；压井液的最大排量设计计算如下Q<min(Q3,Q4,Q5,Q6)；式中，Q3表示井口装置允许的最大压井液排量，单位m3/s；Q4表示地层破裂压力允许的最大压井液排量，单位m3/s；Q5表示套管鞋处破裂压力允许的最大压井液排量，单位m3/s；Q6表示套管抗内压强允许的最大压井液排量，单位m3/s。
17.如权利要求1、2、4-8或11-15任意一项所述的一种钻头不在井底的快速压井方法，其特征在于：S4步骤中，压井流程设计，具体是指，
18.如权利要求17所述的一种钻头不在井底的快速压井方法，其特征在于：在进行循环排污过程中，井中状态仍不断变化，按照S4步骤中压回地层流体的方法进行计算，不断更新套压，保持循环过程中钻头处压力P″bit不变；受污染钻井液全部排出时，压井结束。
...【技术特征摘要】
1.一种钻头不在井底的快速压井方法，其特征在于：该方法包括以下步骤：
2.如权利要求1所述的一种钻头不在井底的快速压井方法，其特征在于：所述s1步骤中，所述溢流层储层参数包括地层孔隙度、渗透率、地层孔隙压力和地层破裂压力。
3.如权利要求1或2所述的一种钻头不在井底的快速压井方法，其特征在于：所述s1步骤中，所述溢流层流体物性参数包括流体密度和流体粘度。
4.如权利要求1所述的一种钻头不在井底的快速压井方法，其特征在于：s2步骤中，所述混相段相关参数包括混相段压力，其计算方法为，结合井筒压力计算公式对其进行反演求解，由已知的关井参数，该关井参数包括关井套压、关井立压和泥浆池增量；对混相段进行差分迭代计算，反演出井筒压力分布。
5.如权利要求4所述的一种钻头不在井底的快速压井方法，其特征在于：井筒压力的计算公式如下
6.如权利要求5所述的一种钻头不在井底的快速压井方法，其特征在于：井深h处流体温度th的计算公式为th＝t0+tah；式中，t0表示地面温度，单位k；ta表示地温梯度，单位k。
7.如权利要求5所述的一种钻头不在井底的快速压井方法，其特征在于：井深h处压缩系数zh的计算公式为
8.如权利要求5所述的一种钻头不在井底的快速压井方法，其特征在于：溢流物混相段内气体摩尔总数的计算公式为
9.如权利要求1、2或4-8任意一项所述的一种钻头不在井底的快速压井方法，其特征在于：s2步骤中的反演方法具体为，首先通过溢流量设定混相段的长度，求取溢流段气体摩尔总数；对混相段进行微元划分，由混相段底端向混相段顶端进行迭代计算；最后，将求解得到的溢流物混相段顶端压力，与关井套压和混相段上部钻井液柱压力之和进行对比，若不相等，则调整溢流物混相段段长重新进行计算；若相等，则确定混相段长度，随后确定混相段相关参数。
10.如权利要求1、2或4-8任意一项所述的一种钻头不在井底的快速压井方法，其特征在于：所述混相段相关参数包括气相体积、持气率和混相段压力。
11.如权利要求1所述的一种钻头不在井底的快速压井方法，其特征在于：s3步骤中，设计合适的压井液密度，具体是指，根据s2步骤计算得到的井筒压力，结合关井立压得到钻头处的钻井液当量密度ρ2，其值为...
【专利技术属性】
技术研发人员：何弦桀，晏凌，魏强，李枝林，段慕白，薛秋来，冯胤翔，彭陶钧，李赛，蒋林，
申请(专利权)人：中国石油天然气集团有限公司，
类型：发明
国别省市：
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