油气井压力控制
油气井压力控制课件
采用先进的压力控制技术和算法，如 PID控制、模糊控制等，提高压力控 制的精度和响应速度。
压力控制安全风险与防范措施
安全风险
油气井压力控制不善可能导致井喷、 管线破裂等安全事故。
防范措施
加强压力监测和预警系统建设，制定 应急预案，定期进行安全培训和演练 ，提高员工安全意识和应对能力。
06 油气井压力控制 案例分析
压力传递原理在油气井压力控制中具 有指导意义，它可以帮助我们了解地 层中压力的传递规律，从而更好地进 行压力控制。
压力波动原理
压力波动原理是指油气井中的压力会随着生产的变化而波 动。
压力波动原理在油气井压力控制中具有指导意义，它可以 帮助我们了解油气井中的压力变化规律，从而更好地进行 压力控制。
03 油气井压力控制 设备与工具
提高采收率
降低生产成本
有效的压力控制可以减少不必要的增 产措施和修井作业，从而降低生产成 本。
通过合理的压力控制，可以优化采油 采气工艺，提高油气井的采收率。
压力控制的方法与技术
01
02
03
04
节流阀控制
通过调节节流阀的开度来控制 油气井的压力。
压井作业
通过压井液调整油气井的压力 ，保持压力稳定。
案例一：某油田的压力控制实践
总结词：成功应用
详细描述：某油田通过实施压力控制技术，有效降低了油气井的套压，提高了采 收率和产能。该案例中，油田采用了合适的井口压力控制设备，优化了生产参数 ，确保了压力控制的稳定性和可靠性。
案例二：某气田的压力控制优化方案
总结词：技术升级
详细描述：某气田面临压力控制方面的挑战，通过技术升级和改进，优化了压力控制方案。该案例中 ，气田采用了先进的压力控制技术和设备，提高了压力控制的精度和稳定性，从而提高了气田的产量 和效益。
第六章 油气井压力控制
第一节 井下的各种压力及其平衡
第二节 溢流及其检测 第三节 溢流的控制——关井和压井
概 述
油气井压力控制 —— 在石油钻井过程中对井眼内的地层压力进行控制。
井控的分类 （1）一级井控：利用钻井液，建立井内压力平衡。 （2）二级井控：发生溢流后，利用井口防喷器憋回压后压井，恢复井内 压力平衡。 （3）三级井控：井喷后的处理与压力控制。
Pb min Ph ΔPr ΔPsb Pp Ph PP ΔPsb
d p Sb
第一节 井下各种压力及其平衡
三、平衡与欠平衡压力钻井
2. 欠平衡压力钻井
（1）概念 在井底有效压力低于地层压力的条件下进行钻井作业。在井下，允许 地层流体进入井内；在井口，利用专门的井控装置对循环出井的流体进行 控制和处理。主要目的是及时发现和有效保护油气层，同时可显著提高钻 进速度。 （2）关键技术 1）地层孔隙压力和坍塌压力的准确预测 2）钻井液类型选择和密度等性能的控制 3）井口压力的控制及循环出井的流体的处理 4）起下钻过程的欠平衡 5）井底有效压力的计算与监测 6）井壁稳定 7）完井
（1）钻进中发生溢流 （2）起下钻杆时发生溢流 （3）起下钻铤时发生溢流 （4）空井发生溢流
关井”。推荐采用“半软关井”。
第三节 溢流的控制----关井与压井
三、关井立管压力的测定
1. “U”形管原理—井控基本原理
□ 关井情况下井内的压力平衡关系：
PPUMP
PS
P
Psp Phi Pp Pa Pha
S b 0.06 ~ 0.08 g / cm 3
2. 约束条件
Pb max Ph Pr Psg Pf Ph Pf Psg Pf ..........................(6 2a)
钻井工程 第六章 油气井压力控制
pa a gD
a --环空压降的当量泥浆密度。
(6)含岩屑钻井液的压力增加值 (7)井底有效压力 正常钻进时：
pr gr D
phe ph pa pr phe ph pr psb 起钻时： phe ph pr psg 下钻时： 最大井底压力： phemin ph pr psb 最小井底压力： phemax ph pa pr psg
2、欠平衡压力钻井方式
(1)空气钻井 采用空气作为循环介质； 基本工序：
用大功率压风机将压缩空气经钻柱打入井内，从钻头喷嘴喷出。高 速气流冲洗井底并携带岩屑返到井口。井口配置旋转控制头(旋转防喷器)， 用以封闭环形空间，携带岩屑的气流从旋转控制头下面的排放管线排出。
优点：
显著提高机械钻速；保护油气层；解决 井漏问题。
(6)起钻时灌不进泥浆或泥浆灌入量少于正常值；
(7)停止循环时，井口仍有泥浆外溢。
第二节 地层流体的侵入与检测
25
第六章 油气井压力控制
三、地层流体侵入的检测
2、地层流体侵入井眼的检测方法
(1)泥浆池液面检测
利用泥浆池液面传感器。 (2)钻井液返出流量检测 利用泥浆出口流量计
超声波池体积传感器
Psb gSb D
Psg gSg D
Sb——抽汲压力的当量泥浆密度(抽汲压力系数)。 一般 Sb=36～80.kg/m3。 Sg——激动压力的当量泥浆密度(激动压力系数)。 一般 Sg=24～100 kg/m3。
第一节 井眼与地层压力系统
9
第六章 油气井压力控制
一、井眼与地层压力体系
1、井眼内的各种压力
10
第一节
油气井压力控制 关井压力恢复和读取时机分析
基金项目:国家自然科学基金项目(No.50076029)资助。
作者简介:李相方,男,1955年7月生,1981年毕业于石油大学,1992年获博士学位,现为石油大学(北京)教授、博士生导师,主要从事欠平衡钻井与油气井测试、天然气工程研究。
文章编号:0253Ο2697(2002)05Ο0110Ο03关井压力恢复和读取时机分析李相方 庄湘琦(石油大学石油天然气工程学院 北京昌平 102200)摘要:论述了关井后井底压力恢复原理;分析并描述了气体在环空滑脱上升与立压、套压变化的关系。
基于天然气藏渗流力学及达西定律,揭示了气侵溢流关井后立压和套压的恢复特征,给出了不同渗透率的油气藏关井压力读取时机及读取方法,为快速与准确获取地层压力提供了一条有效的途径。
关键词:关井;压力恢复;关井井底压力;关井地层压力;读取方法中图分类号:TE21 文献标识码:A随着我国海洋与西部等油田深层油气藏勘探与开发,近几年井控问题显得比较突出。
众所周知,溢流发生后,准确求取地层压力是安全井控的必要条件,而准确读取关井压力又是准确获取地层压力的必要条件。
几十年来,关于何时读取关井压力一直存在着误区。
从原理上讲,大家承认关井稳定所需时间与溢流种类、储量、地层渗透性及地层欠平衡压差等有关[1～6],但苦于给不出可操作的推荐时机,于是,有一些专家推荐关井10～15min 后读取立压与套压[1～3],另有一些专家推荐关井5～20min 后读取立压与套压[4～6]。
也有一些专家[7～8]提出了在压力恢复至稳定后再读取压力的观点,但这对于低渗透油气藏是难以做到的,同时识别圈闭压力也较困难。
研究表明[9～11],对于不同油气藏,溢流关井稳定所需时间的差别很大。
鉴于目前钻井现场普遍采取关井取压方式,准确读取关井压力对安全井控,尤其是对付高温高压油气藏井控与复杂地质条件下的井控有重要作用。
图1 关井期间流体“U ”型管原理图 Fig 11 U-shape tube theory of shut-in 1 关井后压力恢复原理因气侵是井控的难点,故笔者假设侵入流体为天然气,并且假设钻柱中未装钻具回压凡尔。
井控基本知识
井控基本知识1、井控：指对油气井压力的控制；分为初级井控、二级井控、三级井控。
2、初级井控（又称一级井控）：仅用修井液液柱压力就能平衡地层压力的控制；此级井控状态的表现是：没有地层流体侵入井内，井涌量为零，自然也无溢流产生。
3、二级井控：是指仅靠井内修井液液柱压力不能控制住地层压力，井内压力失去平衡，此级井控状态的表现是：地层流体侵入井内，出现井涌，地面出现溢流，此时要依靠关闭地面井控设备建立的回压和井内液柱压力共同平衡地层压力，依靠井控技术排除气侵修井液，处理掉井涌，恢复井内压力平衡，使之重新达到初级井控状态。
4、三级井控：是指二级井控失败后，井涌量大且失去控制而发生的井喷（即：井喷失控），此时，要利用专门的设备和技术重新恢复对井的控制，使其达到二级井控状态，然后再进一步恢复到初级井控状态。
三级井控就是平常说的井喷抢险。
5、井喷失控：井喷发生后，无法用常规方法控制井口而出现敞喷的现象，井喷失控就是井下作业中恶性事故，在实际工作中必须予以杜绝。
6、井侵：井底压力小于地层压力时，地层流体（油、气、水）进入井筒的现象。
7、溢流：当井侵发生后，井口返出的修井液比泵入的量多，停泵后井口修井液有外溢的现象。
8、井涌：溢流进一步发展，钻井液或压井液涌出井口的现象。
9、井喷：地层流体（油、气、水）无控制地进入井内，使井内流体喷出井口。
10、软关井：发现溢流后，先打开放喷阀（套管闸门），然后关闭防喷器，再关节流阀。
11、硬关井：发现溢流后，立即关闭防喷器。
12、井喷失控的危害:①打乱全面的正常生产、工作秩序，影响全局生产。
②极易引起火灾和地层坍塌，造成机毁人亡、油气井报废等严重事故，带来巨大的经济损失。
③使修井事故复杂化。
④严重伤害油气层、破坏地下油气资源。
⑤油气无控制喷出地面进入空中，造成环境污染，影响周围人民的生命财产。
⑥在国际、国内造成不良的社会影响，对企业的生存与发展极为不利。
13、井喷失控的原因：1）井控意识不强，违章操作。
井控应知应会
井控应知应会1．井控：油气井压力控制的简称。
2．油气侵：井底压力大于地层压力时，岩屑中的流体（油、气、水）侵入钻井液的现象。
3．溢流：地层压力大于井底压力，地层流体向井内流动，停泵后，井口钻井液自动外溢的现象。
4．井涌：地层流体侵入井内，引起流体增加溢出井口的现象（未超过转盘面）。
5．井喷：地层流体喷过转盘面称为井喷。
6．井喷失控：井喷发生后，无法用常规方法控制井口而出项敞喷的现象。
7．进平衡压力钻井：在井底压力稍大于地层压力情况下，在保持最小井底压力情况下钻进的钻井方法。
8．石油天然气总公司对地层压力当量钻井液密度附加值的规定：油水井为0.05~0.10g/cm；气井为：0.07~0.15g/cm 。
9．什么是赞成的曾压力？异常压力？异常低压？的曾有利梯度在0.0098~0.10486Mpa/m为正常地层压力，地层压力梯度大于0.010486 Mpa/m为异常高压。
压力梯度小于0.0098 Mpa/m为异常低压。
10．井喷多发生在哪种钻井作业中？为什么？起钻时一般每起出几柱钻具需灌一次泥浆？井喷多发生在起钻作业中，起钻时产生抽吸压力回使井底压力降低，起钻时不及时灌满钻井液也会使井底压力降低，故井喷多发生在起钻作业中，起钻时每起钻作业中，起钻时每起出2—3柱钻杆需灌一次泥浆，每起一柱钻铤需灌一次泥浆。
11．常规法压井主要有哪几种方法？各有什么特点？司钻法和工程师法，司钻法压井时间长，套压高，但排溢流及时，计算简单；工程师法压井时间短，套压低，但是需等待加重，计算复杂。
12．钻井液静也压力：井内钻井液柱重量产生的压力。
13．井底压力：地面和井内各种压力作用在井底的总压力。
14．井控的三个阶段：一级控井：以合理的钻井液密度，满足近平衡压力钻井的要求，防止发生溢流实现安全生产的井控工艺。
二级井控：指及早发现溢流，迅速实现对井口的控制，用压井工艺重建井内压力平衡的井控工艺。
三级井空：指井喷失控后，重新恢复对井的控制。
陆上石油天然气井下作业过程中的井控要求
陆上石油天然气井下作业过程中的井控要求1洗（压）井作业1.1洗（压）井方式、洗（压）井液密度、类型、用量应按设计要求执行。
1.2洗（压）井施工应安排专人观察压力和出口返液情况。
1.3最大施工压力应低于井口额定工作压力和套管抗内压强度的80%两者中的最小值。
1.4压井应不少于1.5个循环周，压井液进出口密度差小于0.02g∕cπΛ停泵油、套压均为零，出口无外溢，再下步作业。
1.5不能建立循环的油气井，应保持一定的液柱高度平衡地层压力。
1.6挤注法压井时，施工压力不应超过最大允许关井压力。
2换装井口作业2.1换装井口装置前应压稳地层，观察时间不少于换装井口作业周期，出口无异常后，用原密度压井液循环不少于1.5个循环周，再进行作业。
2.2井口完全密闭无法常规泄压的井，应先确定井内压力情况及流体类型。
2.3换装前在油管或套管内增设机械屏隙或采用冷冻井口的方式暂堵井筒时，应确保密封有效。
2.4换装井口装置前，应准备好所需的待换的井口装置、垫环、螺柱、螺母、内防喷工具或抢接装置。
2.5换装过程出现溢流，应按照用时最短原则控制井口。
2.6换装后，应按设计要求试压。
3起、下作业3.1起、下抽油杆前，应按设计配备防喷装置，抽油杆简易防喷装置转换接头应与井内抽油杆匹配。
3.2起、下管柱作业前，按设计要求安装井控装置，并准备好内防喷工具、防喷单根（或短节）及配合接头等，井口未安装防喷器的应准备好简易防喷装置。
3.3起、下管柱过程中应按设计要求灌液，灌液量以井简液柱压力能平衡施工层最高压力为原则。
3.4起、下大直径工具时，应密切观察悬重及井口液面；在油气层井段及顶部以上30OnI内，应控制起下速度。
3.5起、下管柱时应核实灌入液和返出液情况。
3.6起、下外挂电缆管柱，应备好电缆剪断工具。
3.7“三高”油气井起管柱完毕，等停期间应下入不少于作业层位以上井深三分之一的管柱。
4钻、磨、套、钱作业4.1钻、磨、套、铳作业所用井控装置及压井液性能应符合设计要求。
第11章油气井压力控制
第十一章 油气井压力控制 （Well Control ）井眼与地层同处于一相互连通的压力系统内。
钻井过程中保持井下压力系统平衡使钻井高效安全，发生溢流等井下压力失衡现象时及时恢复压力系统平衡的一系列技术的总称第一节 地层压力、破裂压力及坍塌压力一、地层压力的有关概念 1、静液压力渗透性地层中液体液柱重量引起的静液柱压力。
H g P h ⋅⋅=ρ 式中 Ph ——深Ｈ处的静液压力，Pa ； ρ——液体密度，kg m 3；地层水密度：1.3×103～1.07×103 原油密度：0.88×103泥浆密度：1.04×103～2.35×103 水泥浆密度：1.8×103～1.9×103 H ——液柱垂直高度，m 。
2、上覆岩层压力覆盖在某一深度处地层以上的地层岩石和岩石孔隙中的流体的总重量造成的压力。
P H o rm =-+981.[()]φρφρ式中 Po ——上覆岩层压力，Pa ； H ——该处垂直深度，m ；ρ——岩石孔隙中流体的密度，kg m 3； Φ——岩石孔隙度，％； ρrm ——岩石密度，kg m 3。
3、地层压力（地层孔隙压力）Pp （pore pressure)某地层岩石孔隙和裂缝中油、气、水等流体的压力。
地下压力间的关系：σ+=p o P P连通体系：Pp ＝Ph封闭体系：→异常高压地层、异常低压地层 异常高压：地层压力高于正常压力； 异常低压：地层压力低于正常压力；正常压力标准：1.0～1.07g/cm 3淡水或盐水静液柱压力。
4、异常高压的起因（1）由静液柱压力引起的压力异常在同一含水层中，由于井的位置不同，表现出地层压力的不同。
（2）由欠压实（圈闭）引起的高压 垂直方向：岩性变化（页岩、盐岩、石膏） 水平方向：断层、褶皱、盐丘、尖灭─→压力圈闭（即有一个无法渗透的界面，地层中的流体在岩石受压实时无法向外泄漏而形成压力圈闭）。
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0.8 d
Q 0.2 1.8
Lp
pv
( dh d p )3 ( dh d p )1.8
Lc ( dh dc )3 ( dh dc )1.8
9.81103 a D
三、钻井工程设计方法－油气井压力控制
5. 波动压力
抽吸压力： Psb 9.81103 sb D，sb 0.036 ~ 0.08g / cm3
（四）重钻井液及加重剂储备
高压井储备的重钻井液密度比在用钻井液高0.2g/cm3以上，重钻井液 储备量不少于井简容积，加重剂储备量应能满足提高在用钻井液密度 0.3g/cm3以上的需要。
三、钻井工程设计方法－油气井压力控制
井控设计
（五）井控设计应用的标准
行业标准《钻井井控技术规程》是石油天然气钻井井控技术的主体标准，其 支撑标准主要有SY/T5964—2005《钻井井控装置组合配套、安装调试与维护》、 SY/T5087—2005《含硫化氢油气井安全钻井推荐作法》等。
行业标准SY/T6426—2005《钻井井控技术规程》经近两年的修订，终于在 2005年3月19日由国家发改委正式批准发布，本标准推迟发布的原因主要是罗家 16H井灾难性的含硫天然气井喷事故后，涉及油气井钻井井控标准中与井控安全相 关的一些参数和技术措施，经标准起草人和石油天然气行业的专家反复论证、酌 商、达成较统一的认识后才得以敲定。这些参数和技术措施既关系到井控安全， 也关系到生产成本和责任的落实，因而非常敏感、难以定夺，比如油气井井口距 周边公共设施和人口密集性、高危险性场所的距离、含硫天然气的界定、含硫油 气井应急撤离措施、油气层钻井作业时钻柱中是否安装止回阀等等。
三、钻井工程设计方法－油气井压力控制
井控设计
（一）井身结构和套管柱强度设计
井身结构和套管柱强度设计必须满足井控技术要求，具体为： ①应避免同一裸眼井段有两个以上不同压力梯度的产层； ②套管鞋处裸露地层应不会被钻进下部地层时的钻井液被压裂，也不会
因溢流关井或进行压井作业而被压裂。 ③超高压油气井宜采用先期完井法，这样可减小复杂情况的出现并有利
最小井底压力： Pbmin Ph Pr Psb
二、井眼—地层系统压力基本关系
1. 基本关系式
Pbmin Ph Pr Psb Pp Ph PP P
d p 油井：P 1.5 ~ 3.5MPa， 0.05 ~ 0.10g / cm3 气井：P 3.5 ~ 5.0MPa， 0.07 ~ 0.15g / cm3 2. 约束条件
于井控作业。 ④在含硫化氢地区的套管设计中，套管材质选择不仅要考虑强度还要考
虑抗硫化氢腐蚀的能力，如国产D40和API中的H-40；K-55；J-55，C-75；L80；C-90等套管钢级能适用于含硫化氢油气井。国产D55；D75等钢级不宜在 含硫化氢油气井中使用；API中的N-80；C-95；P-110；Q-125等钢级只能在井 温高于93℃的含硫化氢油气井中使用。
激动压力： Ps g 9.81103 sg D，sg 0.024 ~ 0.1g / cm3
6. 岩屑重力引起的附加压力
Pr 9.81103 r D
7. 井底有效压力
正常钻进时：
Pb Ph Pa Pr
起钻时： Pb Ph Pr Psb
下钻时： Pb Ph Pr Psg
最大井底压力： Pbmax Ph Pa Pr Psg
Pbmax Ph Pa Pr Psg Pf Ph Pf Psg Pf
d f sg sf
s f 0.024 ~ 0.048g / cm3
钻井工程设计方法－油气井压力控制
井控设计
井控对钻井工程设计的要求：
溢流和井喷可能发生在钻井工程中的各个过程。因此在钻井工程 设计中必须全面考虑抑制溢流和井喷的发生，而一旦发生溢流和井喷， 又要有能控彻井内流体的手段，以恢复钻井工程的正常进行。因此在 钻井工程设计中控制 一、井眼内的各种压力
1. 地层孔隙压力
Pp 9.81 103 p D
2. 地层破裂压力
pf
pp
(
2 1
K ss )( po p p ) Srt
0.00981 f D
3. 钻井液静液柱压力
ph 9.81103 d D
4. 环空循环压降
pa 0.57503
三、钻井工程设计方法－油气井压力控制
油气井压力控制：在石油钻井过程中对井眼内的地层压力进 行控制。 井控的基本要求：
（1）有效地控制地层压力，防止井喷； （2）防止井漏、井塌或缩径等复杂情况； （3）有效地保护油气层 井控的技术内容： （1）地层压力的预测和监测 （2）钻井液密度的控制 （3）合理井身结构的设计 （4）防喷器装置的配套 （5）溢流后的正确处理
三、钻井工程设计方法－油气井压力控制
井控设计
3.钻井井控设计 3.1油气井井口距高压线及其它永久性设施不小于75m；距民宅不小于100m；距铁路、
高速公路不小于200m；距学校、医院和大型油库等人口密集性、高危性场所不小于500m。 含硫油气井应急撤离措施参见SY/T 5087有关规定。
3.2对井场周围一定范围内的居民住宅、学校、厂矿（包括开采地下资源的矿业单 位）、国防设施、高压电线和水资源情况以及风向变化等进行勘察和调查，并在地质设 计中标注说明。特别需标注清楚诸如煤矿等采掘矿井坑道的分布、走向、长度和离地表 深度。
三、钻井工程设计方法－油气井压力控制
井控设计
（二）钻井液密度
由地层压力，在已开发区还应参照地层动态压力数据，并根据钻井液 流变性能，并内波动压力值和选取适当的安全附加值分段设计钻井液密度。
（三）油气水显示提示
根据邻井油气水显示层位、井深、地层流体类型、地层压力、钻井液性 能、钻进参数变化、溢流或并漏数据、测试资料等提示设计井各层段油气 水显示情况。