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摘要：本发明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。

主权项：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；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ρli设计范围maxρp,ρe,ρc≤ρl≤ρf1式中，ρp为地层孔隙压力当量密度，kgm3；ρc为地层坍塌压力当量密度，kgm3；ρl为当量钻井液密度，kgm3；ρf为地层破裂压力当量密度，kgm3；ρe为水合物储层相平衡压力当量密度，kgm3；ρl＝ρm+ρpa＝ρliEm+ρgEg+ρsEs+ρpa，式中，ρli为钻杆内的钻井液密度；ρpa为环空压耗当量密度，kgm3；ρm为套管段环空或裸眼段环空钻井液密度，kgm3；Eg为环空气相体积分数，无因次；Em为环空液相体积分数，无因次；Es为环空固相体积分数，无因次；ρs为环空固相密度，kgm3；ρg为环空气相密度，kgm3；2钻井液排量Q设计范围Qmin＜Q＜Qmax2式中，Qmin为最小钻井液排量，m3s；Qmax为最大钻井液排量，m3s；Q为钻井液排量，m3s；其中，最小钻井液排量Qmin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：Qra＝Q+Qza3式中Qra为隔水管段环空排量，m3s；Qza为增压管线内钻井液排量，m3s，增压管线内的钻井液排量范围为Qzamin≤Qza≤Qzamax，Qzamin为增压管线内最小排量，m3s，Qzamin＝Qzmin-Qmin，Qzmin为隔水管段携岩所需的最小排量，m3s；Qzamax为增压管线泵允许的最大排量，即达到额定压力时的排量，m3s；调控后隔水管段环空内的钻井液密度计算公式为： 式中ρra为隔水管环空钻井液密度，kgm3；ρza为增压管线内流体密度，kgm3，其范围为：ρsea≤ρza≤ρmax，ρsea为海水密度，kgm3；ρmax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，kgm3；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，dw为井眼直径，m；dpo为钻杆外径，m；va为套管段环空或裸眼段环空钻井液返速，ms；最大钻井液排量取决于地层破裂压力和额定泵压：Qmax＝minQpmax,Qrmax6 式中，Qpmax为地层破裂压力允许的最大排量，m3s；Qrmax为额定泵压允许的最大排量，m3s；d为过流断面直径，m；pf为地层破裂压力，Pa；ph为套管段环空或裸眼段环空钻井液液柱压力，Pa；ρm为套管段环空或裸眼段环空钻井液密度，kgm3；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Qzmin；Qzmin＜Qra＜Qzmax8式中，Qzmin为隔水管段环空最小携岩排量，m3s；Qzmax为隔水管段环空最大携岩排量，m3s，Qzmax＝Qzamax+Qmax；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：ROPmin≤ROP≤ROPmax9式中，ROP为机械钻速；ROPmin为最小机械钻速，mh；其计算公式为：ROPmin＝Ltmax10L为水平井设计长度，m；tmax为允许的最长钻井作业时间，h；ROPmax为最大机械钻速，mh；其计算公式为： ρli为钻杆内的钻井液密度，kgm3；ta为岩屑上返时间，h；Aa为裸眼段、套管段或隔水管段环空截面积，m2；Hl为井眼测深，m；Ha为岩屑床高度，m；θ为夹角，°；ρpa为环空压耗当量密度，kgm3，rw为井眼半径，m；环空压耗对钻井液密度、排量设计的限制 pp≤Δpa+pesd≤pf式中，Δpdm为地面管线压耗，Pa；Δppi为钻杆压耗，Pa；Δpb为钻头压耗，Pa；Δpa为环空压耗，Pa；pr为泵压，Pa；pp为地层孔隙压力，Pa；pf为地层破裂压力，Pa；pesd为环空流体静态压力，Pa；D为环空当量直径，m；钻井液入口温度设计范围表示为：Tpf≤Ted13式中，Tpf井底钻井液温度，K；Ted为水合物储层相平衡温度，K；依据井底钻井液温度Tpf通过公式1415传热公式确定钻井液入口温度Tin，Tco≤Tin≤Ten，Tco为储液罐冷却系统所能提供的最低温度，K；Ten为环境温度，K；钻杆内温度计算模型和环空温度计算模型分别为： 式中，cm为钻井液比热容，Jkg·K；rpi为钻杆内径，m；Ta为裸眼段环空、套管段环空或隔水管段环空温度，K；Tp为钻杆内钻井液温度，K；vzg为钻井液在钻杆内流速，ms；hp为钻杆内总换热系数，Wm·K；Ap为钻杆内部截面积，m2；Aa为环空截面积，m2；ha为环空内总换热系数，Wm·K；Tf为地层温度，K；rpo为钻杆外径，m；ra为裸眼段环空、套管段环空或隔水管段环空半径，m；t为时间，s；z为距井底距离，m；mh为含水合物岩屑中的水合物分解速率，kgs；ΔH为水合物分解热，kJmol。

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