井筒温度

2024-07-27

井筒温度（精选4篇）

井筒温度篇1

1 井筒温度、压力预测的目的和意义

取得井筒压力、温度的途径有:

(1) 在井筒中布置一定数量的压力计和温度计;

(2) 仅实测井底或井口压力、温度, 采用理论分析方法预测整个井筒的压力、温度分布。

然而, 对于一些高压气井及高黏度稠油井, 有时很难进行下压力计、温度计的操作, 因此切实可行的方法是采用理论分析手段对井筒压力、温度分布进行预测。

本文的内容是应用基础理论研究的一部分, 通过井筒流体压力、温度分布规律的研究, 建立能够满足现场需要的准确的数学预测模型, 并将模型预测值与部分井的实测值进行对比分析, 以校正理论的正确性, 从而为不能下井底压力计、温度计的井提供测试工具及管柱工作力学分析所需的压力和温度分布。本文重在预测, 通过建立精确可靠的压力、温度预测模型, 使测试工艺参数更好地符合实际测试过程, 并将为测试工具仪表的选择及测试工艺的优化设计提供技术依据。准确预测井筒温度和压力的分布将提高深气井完井测试技术的安全性和可靠性, 提供稠油热采实施方案的有利依据, 有助于提高复杂条件下测试工艺的水平, 从而产生显著的经济效益和社会效益。

2 井筒气液两相流动的流动型态

(1) 泡状流。井筒内流体的压力稍低于饱和压力, 少量的气体从油中分离出来, 以小气泡的形式分散在油中。

(2) 弹状流。在流动过程中, 随着压力的降低, 小气泡逐渐膨胀, 互相合并成大气泡。最后大气泡成为顶部凸起的炮弹形气泡。

(3) 段塞流。井筒内流体的压力进一步降低至低于饱和压力, 气体继续分离出来, 并且进一步膨胀, 且炮弹形气泡形成气体柱塞, 井筒内出现一段液体, 一段气体的柱塞状流动。

(4) 环状流。随着气体的继续分离与膨胀, 气体的柱塞不断加长而突破液体柱塞, 形成中间为连续气流, 管壁附近为环状液流的流动型态。

(5) 雾流。当气体的量继续增加时, 气柱几乎完全占据了井筒的横断面, 液体呈滴状分散在气柱之中。

2.1 井筒中流体的能量平衡及温度分布

油层产出的油气混合物从井底上升时, 历经散热、脱气及气体膨胀、析蜡等过程。井筒上取dl长的微元 (如图3—1) 并取l的正方向向上, 进行能量平衡的分析。假设脱气及气体膨胀做功与油气的的举升相抵消, 又假设析蜡放出的热均匀分布于全井筒, 并作为内热源, 则可写出能量平衡方程式:

2.2 空心杆掺热流体抽油井井筒温度分布

近年来有些油田开始用空心抽油杆结合掺入热流体开采稠油和高凝油。热流体由空心抽油杆引入, 在某一深度流出, 与从油管通过采出的原油一同流向井口。在这种情况下, 油套环形空间的流体是静止的, 实际上起着保温层的作用, 因此使用空心抽油杆的热损失较小, 油管中和井口产出的原油温度高度, 很适合稠油油藏的开采。本节将介绍掺热水和注蒸汽等的井筒温度分布计算。

2.2.1 空心杆掺热水采油井井筒温度分布

空心杆掺热水采油井将热水从空心杆导入, 从油管排出, 整个过程的能量平衡计算可以将井筒分为三段, 第一段为加热段, 从井口至掺水深度止;第二段从掺水深度至泵口处;第三段从泵口至油层中部。第二、三段的产液温度分布可根据常规采油时的能量平衡方程式,

在加热段, 根据能量守恒原理, 可列出两个热平衡方程式:

2.2.2 空心杆掺蒸汽采油井井筒温度分布

空心杆掺蒸汽多用于较浅的油层, 掺入的是中低压水蒸气。由于蒸汽在空心抽油杆中凝结, 它可以使套管保持在可以承受的温度范围内, 而又能较多的提高产出原油的温度, 并保持原油中掺入最少的水量。空心抽油杆掺入蒸汽开采稠油的工艺中, 空心抽油杆的上部是蒸汽凝结放热, 至蒸汽全部凝结, 蒸汽的干度X=0。以下就变为热水的冷却放热, 其计算方式与掺热水循环一样, 只是kl2值小一些。井筒上部的蒸汽冷凝段按下面的能量平衡方程组计算:

3 结论

采用例题所给的参数, 结合井筒温度、压力分布的理论分析, 通过对空心杆抽油机井电加热与不加热井筒温度、压力分布的计算, 得出以下结论:

(1) 井筒压力和井筒温度分布并不是呈线性分布, 井筒温度分布从井底至井口呈部分曲折下降趋势, 而井筒压力分布呈整体平缓下降趋势。

(2) 井筒压力和井筒温度之间不是两个独立的物理量, 而是相互紧密联系的两个物理量。

(3) 井筒压力、温度计算的关键是求出气液两相的各相物性参数, 而这些参数同时又是压力和温度的函数, 因此整个计算过程需要运用多次迭代法。

(4) 对井筒采取加热措施可以使井筒温度下降幅度减小, 使井口温度较不加热时要高很多, 同使还能减小井筒内的流动阻力, 从而使压降幅度减小, 使井口压力值维持高位。

(5) 由于不同深度处的传热介质有所不同, 使得不同深度处的传热系数是变量, 而非常量, 这也是导致温度沿井深呈非线性分布的一个主要因素。

气举井井筒温度场分布研究篇2

1 模型建立

模型建立的条件是:油井为垂直井;井筒中混合物为气液两相;气举阀前后的压差处于最优状况, 即压差等于阀阻压力。该模型同时考虑了注气温度、注气量、气举阀前后温度的降低等因素对井筒温度场的影响, 通过对温度、压力的循环迭代, 对气举井井筒温度场进行求解[2]。

确定传热系数, 包括气举阀下部从油管流体到地层的传热系数, 油管流体到环空井液的传热系数, 气举阀上部油管内外流体间的传热系数, 环形空间流体与地层间的传热系数[3]。

模型计算框图[4,5]见图1。

2 软件研制

综合一整套气举井井筒温度场分布计算模型和方法, 采用Visual Basic语言编制了气举井井筒温度场分布计算程序。整个软件采用人机对话方式, 界面友好, 操作方便[5]。

该软件主要分为数据录入模块、数值计算模块、数值结果输出模块及曲线输出模块四大部分。

1) 数据录入模块:载入已存在的基础数据或手工输入计算所需的数据。

2) 数值计算模块:这是整个程序的核心, 该模块按照录入的数据完成温度场分布计算, 并可以对注气压力、注气量等参数进行敏感性分析。

3) 数值结果输出模块:完成录入数据计算结果的屏幕输出或文件输出。

4) 曲线输出模块:绘制文件输出结果曲线。

该软件主要包括软件载入窗体、最优状况下数据计算窗体、产油量敏感性分析窗体、注气温度敏感性分析窗体、注气量敏感性分析窗体、注气压力敏感性窗体、注气时间敏感性分析窗体, 每个窗体又附带有曲线输出窗体, 见图2～图5。

3 功能介绍

通过研制开发的计算软件可以对气举井井筒温度场数据进一步分析, 研究其随产油量、注气量及注气压力等参数的变化趋势, 进而求得最优注气量、注气压力及气举阀直径。

3.1 最优状况下的井筒温度场分布

气举阀上部, 井筒温度大于环空温度;气举阀下部, 井筒温度与环空温度相一致。气举阀上下, 井筒温度、环空温度都有一定的温度突变, 井筒中变化较小, 环空变化较大。井筒中温度场曲线具有一定的直线性。

3.2 最优状况下的井筒压力场分布

气举阀上部, 压力梯度较小, 曲线近乎于呈直线变化;气举阀下部, 压力梯度较大, 曲线也近乎于呈直线变化。

3.3 井筒温度场随产油量的变化

在一定产量范围内, 随着产油量的增加, 井筒温度逐渐增加, 在图上显示为曲线逐渐向上偏移。井筒深度越小, 增加幅度越大, 但是同一深度下的增加幅度逐渐减小。到一定产量, 沿气举阀向上, 会出现曲线先向下偏移, 后向上偏移的现象。这是由于:产量较低时, 随着产量的增加, 注气量近乎于线性增长, 注气温度对井筒温度影响几乎保持一致, 而产油量越高, 经过一定井筒长度, 温度降低幅度越小;产量较高时, 注气量开始呈指数增长, 注入气体温度对井筒温度影响越来越大, 导致沿气举阀向上的一段距离内, 井筒温度曲线向下偏移;由于产油量越高, 经过一定井筒长度所产生的温降越小, 使得井筒温度曲线又向上偏移。

3.4 井筒温度场随注气量的变化

随着注气量的增加, 气举阀上部井段, 温度逐渐下降。在气举阀处下降幅度最大, 随着井筒深度的减小, 下降幅度逐渐减小, 直到下降幅度趋于0。这是由于注入气体温度较低, 注气量越大, 使得井筒温度降低幅度越大。井筒温度越低, 油管向环空中散热量越少, 使得越靠近井口的井段井筒温度下降幅度越小。

3.5 井筒温度场随注气压力的变化

随着注气压力的增加, 气举阀上部井段井筒温度逐渐降低, 温度曲线向下偏移。气举阀处降低幅度最大;随着井筒深度不断的减小, 降低幅度逐渐减小, 直至趋近于0。这是由于注气压力越大, 气举阀前后压差越大, 致使气体通过气举阀温降越大, 井筒中温度越低。井筒中温度越低, 向环空中散热越少, 随着井筒深度的减小, 井筒温度降低幅度也逐渐减小。

3.6 井筒温度场随注气温度的变化

注气温度对气举井井筒温度场分布影响不大, 主要集中在靠近井口井段, 注气温度越高, 该井段井筒温度越高。

3.7 井筒温度场随注气时间的变化

随着注气时间的增加, 气举井井筒温度逐渐增加, 这是因为地层热阻受注气时间影响, 注气时间越长, 地层热阻越大, 环空向地层散热量越少, 井筒温度越高, 但增加幅度逐渐减小。

4 结论

1) 注气点以上和注气点以下气举管柱传热系数相差很大, 所以在实际工程计算时必须分别予以考虑, 并且可以忽略油管和套管传热的影响。

2) 气举阀上下两井段, 温度梯度和压力梯度相差较大。气举阀上部, 温度梯度较大, 压力梯度较小;气举阀下部, 温度梯度较小, 压力梯度较大。

3) 通过对产油量的敏感性分析, 可以发现:在一定的产油量区间内, 随着产油量的增加, 注气量成线性增加。这段区间内, 井筒温度随着产油量呈线性增加, 这段区间可以认为是产油量最合理区间。

4) 随着注气量增加, 井筒温度不断下降, 对生产产生不利影响, 所以建议采用较小的井口压力, 以此来满足较小的注气量。

5) 通过对注气压力的敏感性分析, 可以看出, 在最优注气压力的基础上, 随着注气压力的增加, 气举阀前后温降呈直线增加, 导致井筒温度不断下降, 所以建议采用大孔径的气举阀, 以此来满足最优注气压力。

6) 注气温度对井筒温度场的影响主要集中在井口附近, 影响较小, 在实际生产中可以忽略不计。

7) 地层传热为非稳态传热, 随着注气时间的增加, 地层热阻逐渐增大, 使得井筒温度逐渐增大。

8) 井筒温度场分布模型是在井筒中为油气两相混合流动的情况下建立的, 如果在油、气、水三相流动的前提下建立模型, 将会有更高的适应性。

9) 井筒温度场分布模型是针对于垂直井筒的特殊模型, 对于水平井、斜井尚未分析, 具有一定的局限性。

参考文献

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井筒温度场在电加热井中的应用篇3

在油田开采过程中,石油流动性的好坏直接影响着油井产量及泵效。因此,对于流动性差的高含蜡、高凝固点油藏,在开采过程中常采用电加热辅助工艺来改善油品流动性。电加热采油是一种常用的稠油降黏或清防蜡技术。我厂自2011年就开始了电加热采油技术研究,但一般只靠现场试验和观察法来确定加热点深度和加热功率。研究井筒内流体温度分布是分析原油流动性的基础,也为电加采油确定加热深度和加热功率提供了方法,对我厂电加热采油技术研究具有一定意义。

2 井筒温度分布数学模型

2.1 假设条件

在建立井筒温度分布数学模型之前,首先作如下假设:(1)井筒向地层中的散热损失是径向的,不考虑井深方向的传热;(2)井筒中的传热是稳态传热;(3)井筒中油、水比热容的变化不大,对计算影响很小,视为常数,并且不考虑油管、套管、水泥及环空流体的热容量;(4)地层具有各向同性,井径不随井深的变化而变化;(5)流体不可压缩;(6)产量恒定。基于以上假设,生产井井筒和地层的传热简图如图1所示:井筒和产层主要通过热对流和热传导传递热量,围岩内主要通过热传导传递热量。当流体在井筒中流动时,由于热传导和热对流,使得井筒温度分布偏离原始井筒的静温。

2.2 常规抽油机井井筒温度分布

地层流体沿井筒上升时,由于向周围地层散热,其温度逐渐降低。取井底为坐标原点,垂直向上为正。根据能量守恒定律,其能量平衡方程式为

$- W d t = Κ_{1} (t - t_{e}) d l (1)$

式(1)中

$\begin{array}{l} t_{e} = t_{r} - m l (2) \\ W = W_{o} C_{o} + W_{w} C_{w} + W_{g} C_{g} (3) \end{array}$

气体比热Cg可采用分段迭代计算,在计算段内取平均温度,其公式为:

Cg=1243+3.14T+7.931×10-4T2-6.881×10-7T3 (4)

式(1)的通解为

$t = c e x p (- \frac{Κ_{1} l}{W}) + \frac{m W}{Κ_{1}} + (t_{r} - m l) (5)$

积分常数c可根据边界条件确定。当l=0(井底)时,t=td,得

井底产液温度等于地层温度,即td=tr。所以

$t = \frac{m W}{Κ_{1}} [1 - \exp (- \frac{Κ_{1} l}{W})] + (t_{r} - m l) (7)$

2.3 电加热井井筒温度分布

在建立电伴热井井筒温度分布数学模型时,分为两部分进行考虑。第一,井底至加热点处温度分布;第二,加热点至井口温度分布。其中井底至加热点处温度分布数学模型与无辅助工艺井温度分布数学模型相同。在建立加热点到井口处的温度分布数学模型时,沿井深方向截取任一段微元dl,将加热装置放出的热量作为一种内热源,则可得出微元中能量平衡方程式

{K1[t-(tr-ml)]+(Mf+Mg)g-qi}dl=-Wdt (8)

式(8)的通解为

$t = C \exp (- \frac{Κ_{1}}{W} l) + (t_{r} - m l) + (W m + q_{i}) / Κ_{1} (9)$

在加热点处,l=0,t=tj,整理可得到加热点到井口的温度分布为

$\begin{array}{l} t = (t_{j} - t_{r}) \exp (- \frac{Κ_{1}}{W} l) + \frac{(W m + q_{i})}{Κ_{1}} [1 - \exp (- \frac{Κ_{1}}{W} l)] + \\ (t_{r} - m l) (10) \end{array}$

则,电加热井井筒温度分布数学模型为

${\begin{cases} t = \frac{m W}{Κ_{1}} [1 - \exp (- \frac{Κ_{1} l}{W})] + (t_{r} - m l) \\ (井底至加热点) \\ t = (t_{j} - t_{r}) \exp (- \frac{Κ_{1}}{W} l) + \frac{(W m + q_{i})}{Κ_{1}} \\ [1 - \exp (- \frac{Κ_{1}}{W} l)] + (t_{r} - m l) (加热点至井口) 。 \end{cases}$

式中,W为产出液水当量,W/℃;WO、WW、Wg分别为油、水、气的质量流量,kg/s;t为产液温度,℃;K1为单位管长传热系数,W/(m·℃);te为沿井筒地层温度,℃;td为井底产液温度,℃;qi为内热源,W/m。

3 井筒温度分布规律及影响因素分析

3.1 井筒温度分布规律

龙173井在2011年进行了电加热试验,为了对比分析加热前后井筒内温度分布,本文根据该井电加热试验时的基本参数(见表1),应用所建立的数学模型进行编程计算,同时绘制了该井加热前后井筒内流体温度分布曲线,如图2所示。

从图2中可以看出,在采取电加热前即无辅助工艺井,井筒内温度从井底到井口逐渐降低,且在井底附近温度降低相对缓慢,其余部分温度降低较快且成直线变化。采取电加热后,加热点以下的温度分布与加热前相同,加热点至井口处温度发生变化,加热点处温度开始上升,上升到一定值时,温度又开始下降,但从加热点开始,同一深度处电加热井比无辅助工艺井温度高,并且加热后与加热前直线变化部分的斜率相同。

应用所建立的数学模型对我厂3口电加热井进行计算,计算所得的加热前、后井口温度与实测井口温度对比见表2,由表2可以看出,加热前后计算与实测井口温度的平均相对误差分别为2.8%和2.9%,这在一定程度上表明所建立的数学模型在我厂电加热井中具有一定的适应性。

3.2 井筒温度分布影响因素分析

由所建立的井筒温度分布数学模型可以看出,井筒内温度分布与油井产量、汽油比、含水率等参数有关。分析这几个参数对温度分布的影响可以得出,它们对井筒温度分布的影响趋势相同,因此本文只以含水率为例来分析这几个参数对井筒温度分布的影响。在其它参数不变的情况下,改变龙173井含水率的值,绘制加热前后含水率对井筒温度分布的影响曲线(见图3和图4)。由图中可以看出,随着含水率增加,除温度上升段外,井筒内温度会有所升高。

4 井筒温度分布曲线的应用

对于电加热井,确定加热深度和加热功率是电加热工艺应用好坏的关键,其选择依据是既要满足生产要求,又要满足节能降耗的要求。目前,我厂电加热技术应用过程中,一般只靠现场试验和观察法来确定加热点深度和加热功率,该方法存在着如下几点问题。

(1)加热参数确定的不准确,如果加热深度选择过深,将增大能耗;如果选择过小,虽然观察加热时井口处能满足流动性要求,但加热点以下一段距离还是不能满足要求,达不到电加热工艺应用的最佳效果。

(2)不能根据生产参数的变化来及时调整加热参数,导致后期加热井达不到生产和节能的要求。

基于以上分析,本文给出了应用井筒温度分布曲线来确定加热参数的方法,并可根据曲线分析及时调整加热参数。

4.1 确定加热深度

确定加热深度的示意图见图5,首先根据要采取加热措施井的基本数据,绘制无电加热时井筒内温度分布。定义Tn为拐点温度(电加热用于降黏就是指原油流动的最低温度;用于防蜡就指析蜡温度)。找出拐点温度所对应的深度Hn,在应用过程中,建议加热深度在Hn以下50 m,即H加=Hn+50。这样既可保证加热点以下流体具有较好的流动性,又不至于加热深度选择过深增加能耗。也可以用如下公式来近似确定加热点深度:

$Η_{加} = (Τ_{n} - Τ_{a v e}) / m 。$

式中,Tave为井口年平均温度,℃;m为温度曲线直线段的斜率。

4.2 确定加热功率

图6给出了确定加热功率的示意图,在加热深度确定后,根据所建立的加热井井筒温度数学模型,编程绘制一组不同加热功率时的温度分布曲线,当满足井口温度Ti=Tn时的加热功率即为所求功率,它即保证了生产要求,又满足了能耗最低的要求。

4.3 根据生产,及时调整加热参数

由前面分析知道,井筒内温度分布与产液量、含水率和汽油比有关。随着生产的进行,井筒内温度会发生变化,这就可能导致初始选择的加热参数(特别是加热功率)在生产一段时间后不能满足生产或节能的要求,必须根据实际来进行调整。应用所建立的温度分布模型可以随时对井筒温度进行分析,如果不满足可以及时调整。

4.4 其它方面的应用

稠油油藏中,摩擦载荷在抽油机载荷中占有很大比例,计算过程中不可忽略。要想确定摩擦载荷必不可少的一个参数就是黏度,由于稠油对温度的敏感性特别强,沿井筒内黏度变化很大,所以不能用一个平均黏度来代替计算,必须掌握整个井筒内黏度分布,其确定井筒黏度分布的基础就是温度分布,由图7可以看出井筒温度分布在稠油油藏中对于抽油机的选择和抽吸参数的确定与优化都具有重要意义。

5 结论

(1)应用能量守恒和质量守恒原理建立了无辅助工艺井和电加热井井筒温度分布数学模型,求解了模型的解析解。应用所建立模型对我厂加热井进行计算,加热前后计算与实测井口温度的平均相对误差分别为2.8%和2.9%,这在一定程度上表明所建立的数学模型在我厂电加热井中具有一定的适应性。

(2)应用井筒温度分布曲线可以确定加热深度和加热功率,并可根据生产的变化及时调整加热参数,满足了生产和节能的要求。

(3)井筒温度分布的研究对稠油油藏黏度分布计算、载荷计算、抽油机选型及抽汲参数确定与优化等具有重要意义。

摘要：对于电加热采油技术,明确井筒温度场分布是确定合理加热参数的关键。为了满足生产和节能的需要,探讨电加热井井筒温度分布的计算方法。从研究井筒温度分布出发,建立了温度分布的数学模型。通过计算绘制实际生产井井筒温度分布曲线,进而提出一种确定电加热井加热深度和加热功率的方法,为该采油技术的应用提供参考。

关键词：温度,电加热,加热深度,加热功率

参考文献

[1]任瑛.加热开采稠油工艺的探讨.华东石油学院学报,1982;4(2):53—65

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[5] Ramey H J Jr.Well bore heat transmission.JPT(April 1962),427—435

井筒温度篇4

随着世界能源需求的不断增长,东部深层以及西部钻探工作不断加强,深井、超深井钻井技术成为了一项必不可少的开发油气资源方式。然而,随着钻进深度的增加,井底压力和温度愈来愈高,这无疑会影响到钻井液的性能。过高的温度、压力使钻井液密度、黏度、比热和导热系数等物性参数不再能按常数来处理,而是温度和压力的函数[1]。以钻井液密度为例,温度升高可以使钻井液密度降低,压力增大可以使钻井液密度变大。井筒内钻井液的性质对井涌风险的预防及控制起到相当大的作用。因此,有必要对井筒温度场、压力场改变带来的井底压力的变化以及对井控安全的影响开展研究,并提出相应的对策及意见,这对钻井现场事故预防有着重要的指导意义。

1 考虑井筒温度场及压力场的井控关键技术

1.1 钻井液循环及静止时井筒温度场计算模型

常规井中,可以忽略井筒温度场、压力场的变化,将钻井液当量密度作为常量来处理,但在深井、超深井中,温度、压力变化范围较大,会给当量密度的计算带来较大误差。因此,为准确预测井底压力,需要将井筒温度、压力与钻井液物性参数耦合,应用能量守恒定律、傅立叶定律等,忽略次要影响因素,对实际传热过程进行适当简化,考虑摩擦压降等产生的热源项[2,3]以及温度、压力对钻井液物性参数(具体包括密度[4]、黏度[5]、导热系数和比热[6])的影响,建立井筒温度场计算模型[6]。

将井筒传热模型划分为钻柱、环空和地层三部分,钻井液循环和静止时的各部分的能量守恒方程为:

1.1.1 循环时

钻柱内:

$\begin{array}{l} 2 π r_{p} u_{p} (z, t) [Τ_{a} (z, t) - Τ_{Ρ} (z, t)] - \\ q_{m} \frac{\partial [c_{p} (z, t) \cdot Τ_{p} (z, t)]}{\partial z} + Q_{c p} = \\ π r_{p}^{2} \frac{\partial [ρ_{p} (z, t) \cdot c_{p} (z, t) \cdot Τ_{p} (z, t)]}{\partial t} (1) \end{array}$

环空内:

$\begin{array}{l} 2 π r_{a} u_{a} (z, t) [Τ_{f} (r_{q}, z, t) - Τ_{a} (z, t)] - \\ 2 π r_{p} u_{p} (z, t) [Τ_{a} (z, t) - Ρ_{p} (z, t)] + \\ q_{m} \frac{\partial [c_{a} (z, t) Τ_{a} (z, t)]}{\partial z} + Q_{c a} = \\ π (r_{a}^{2} - r_{p}^{2}) \frac{\partial [ρ_{a} (z, t) c_{a} (z, t) Τ_{a} (z, t)]}{\partial t} (2) \end{array}$

地层内:

$\frac{1}{r} \frac{\partial}{\partial r} [r \frac{\partial Τ_{f} (z, r, t)}{\partial r}] = \frac{1}{a} \frac{\partial Τ_{f} (z, r, t)}{\partial t} (3)$

钻井液循环时计算模型中涉及到的边界条件为:

①钻杆入口钻井液温度为常量:Tp(z=0, t)=const;

②井底处钻柱与环空温度相等:Tp(z=H, t)= Ta(z=H, t);

③不受扰动的地层处温度不随时间改变:Tf(z, r→∞, t)= Tf(z, r→∞, t=0);

公式(1)～式(3)中涉及到的各参数含义如下:

qm为井筒内钻井液质量流量,kg/s;rp,ra分别为钻杆内径、井径,mm;a为地层导热系数,m2/s;ρa,ρp分别为钻柱内、井筒环空内钻井液密度,g/cm3; cp,ca分别为钻柱内、环空内钻井液比热, kJ·(kg·K)-1;up,ua分别为钻柱与环空、环空与地层的综合传热系数; Tf,Tp,Ta分别为地层、钻柱内、井筒环空内的温度,℃;t为时间,s。

1.1.2 静止时

$\begin{array}{l} 2 π u [Τ_{b} (z, t) - Τ (z, t)] = \\ \frac{π d_{w}^{2}}{4} \frac{\partial [ρ (z, t) c (z, t) Τ (z, t)]}{\partial t} (4) \end{array}$

式(4)中,u为不受扰动的地层向井筒传递热量的综合传热系数;dw为井壁内径,mm;Tb为不受扰动的地层温度,℃。

钻井液静止时计算模型中涉及到的边界条件为:钻井液停止循环时,井筒内初始温度为循环终止时刻温度。

该模型可同时模拟钻进、静止过程中井筒温度场、钻井液环空密度场、当量循环密度场、当量静态密度场等要素的变化。为了探讨井底温度场压力场的变化对井筒当量密度场及井控工作的影响,采用上面所建立的模型对以下参数的井眼进行模拟,模拟实例中涉及到的某井基本参数如下:井深6 302 m,已固井段为4 352 m,井径235.5 mm,裸眼井段井径215.9 mm,所用钻铤长120 m,外径、内径分别为171.5 mm、63.5 mm,钻杆外径、内径分别为127 mm、108.6 mm,钻头钻进速度为1 m/h,钻头喷嘴当量直径20 mm,其流量系数为0.97,钻井液在地面情况下,初始循环温度20℃,密度1.7 g/cm3,塑性黏度25 mPa·s,机泵循环排量为0.028 m3/s,地温梯度2.3 ℃/100 m,地层密度2.64 g/cm3,地层热物性参数即导热系数2.25 W/(m·K),比热0.837 kJ/(kg·K)。

1.2 钻井液循环工况

在已知钻井过程中井身结构、钻具组合、钻井液等有关参数的前提下,假设钻井液在井筒循环10 h,通过模拟得到钻井循环期间井筒温度场、钻井液密度场、当量循环密度场等参数随井深的变化规律,如图1所示。

从图1可以看出,模拟得到的井筒内温度场分布规律为:钻柱与环空温度场均随着井深增加而增加,且在相同井深处,由于地层的加热作用,环空温度大于钻柱内温度;在井底,由于钻头破碎岩石,与地层摩擦生热,钻柱到环空温度跳跃性升高;钻柱内最高温度出现在井底,而环空内最高温度出现在距离井底一定距离处。

从图2可以看出,考虑温度、压力对钻井液物性参数的影响,钻井液密度场随着井深的增加先减小,而后在井底处略微增大,在各个井深处均低于地面密度。

从图3中可以看出,钻井液环空当量循环密度场与钻井液环空密度场变化趋势一样,随着井深增加先减小后略微增大。对比图2与图3可以看出,由于循环压耗的存在产生的附加值,相同井深处,钻井液当量循环密度大于环空密度。

在现场工程设计时,一般会将钻井液参数按地面常量处理。但从上述模拟可以看出,钻井液环空当量循环密度场要低于井口常量。在井的深度不是很深的情况下,该差异可以不予考虑,但在深井、超深井中,温度、压力变化范围比较大,对钻井液密度场产生的作用明显,如果忽略这种影响,尤其是在窄安全密度窗口的情况下,有可能使井底压力低于地层孔隙压力,引起溢流、井涌甚至井喷等事故。

1.3 钻井液静止工况

当钻井循环10 h然后再静止5 h后,通过模拟,实际井筒钻井液当量静态密度场如图4。

从图4可以看出,对于深井,钻井液当量静态密度不再是常量,在温度、压力作用下随着井深增加从井口到井底逐渐减小。结合该井的地层孔隙压力和破裂压力曲线,当钻进到6 392 m时,为平衡地层孔隙压力,初步取钻井液密度为1.78 g/cm3。但事实上,钻井液当量静态密度从井口到井底不断减小,且均小于地面常量。于是,在6 155 m到井底这段距离,钻井液实际当量静态密度低于地层孔隙压力,可能引起溢流、井涌,甚至井喷,在窄安全密度窗口的情况下,更容易引发工程事故。因此,在设计和现场施工中,应充分考虑温度、压力变化对钻井液当量密度的影响,合理选择钻井液密度。另一方面,在井身结构设计中,将钻井液密度作为地面常量时,技术套管下深到3 850 m,而实际当量静态密度与地层破裂压力曲线交汇于井深3 460 m处,因此在井身结构设计中,这样设计是偏安全的,即可以忽略井筒温度场、压力场对钻井液当量静态密度带来的随井深的变化。

2 井控安全管理措施

在深井、超深井钻井中,由于忽略井筒温度场、压力场变化,尤其是在地层孔隙压力与地层压力密度窗口较小的情况下,容易导致事故的出现。但井喷事故的发生,不仅仅是因为井控工艺的不合理、井控设备不符合要求,更往往是由于现场施工人员操作不规范或者指挥不当。井喷致灾机理复杂,当前的研究多侧重井控工艺、技术、装备方面,对人因失误的影响认识还不深入。因此,结合以上分析研究,从技术及管理方面提出以下深井、超深井井喷预防控制措施及建议[7,8,9]:

(1)开展与深井、超深井相配套的井控技术研究,进一步规范工程工艺设计,避免或者及时解除井控安全方面存在的事故隐患,从根源上加强井控管理。如:综合考虑井筒温度场、压力场对钻井液密度的影响,选择合适的钻井液密度,实时监控环空井底压力;积极探索不确定地层压力信息条件下的井身结构设计方法,建立深井、超深井条件下井身结构设计方法及风险预测、评价方法;在地质方案中提出区域、地层、井的异常高压的要求,在工艺设计中要明确井口压力等级、设备型号和安装要求;发展先进的井控装备,提高井控装备的动态控制能力,防止压井过程中井控装备的失效。

(2)建立健全HSE管理体系,全面推行HSE管理,实现钻井现场操作以及井控工作的规范化、系统化、文件化、科学化管理。HSE管理体系预防为主、领导承诺、全员参与、持续改进的理念,可以从根本上减少井控事故的发生。将井控工作与HSE管理有机地融合起来,树立新的管理理念,充分考虑以人为本的原则,大幅度减少人为因素导致的后果,从而提高钻井项目的安全生产能力。

(3)加强HSE管理信息化,建立HSE管理信息系统。由于个别钻井现场尤其是井控方面存在管理效率低,领导承诺无法落实,HSE管理体系运行不平稳,标准不统一,信息资源难以共享等缺陷,建立HSE信息管理系统成为改善上述问题的有效工具。该措施可强化管理职责,丰富监管手段,促进不符合情况的快速有效纠正。

(4)转变观念,变事后处理为事前预防。加强安全检查,及时发现隐患并将问题整改落实到实处;保证井控设备日常维护维修,定期进行测试;实行领导或者专家驻井制度,现场督查规章制度的执行并及时应对突发情况;对员工进行统一培训教育,取得相应操作资质,提高作业队伍整体素质;制定全面、科学、详细、有效的应急预案,提高深井、超深井井控应急能力。

3 结论

(1)深井、超深井钻井中,考虑井筒温度场、压力场变化对钻井液物性参数的影响,钻井液循环和静止时,实际钻井液井底当量循环密度低于将钻井液作为地面常数时的当量密度,井控时注意适当增大钻井液密度以平衡地层孔隙压力,采取相应的措施预防环空井底压力的减小带来的溢流、井涌甚至井喷;进行井身结构设计时,可以忽略温度场与压力场的影响。

(2)针对深井、超深井井控过程中可能出现的井涌、井喷等意外情况,不仅从技术也从管理上采取预防控制措施,尤其注重体系制度的完善以及思想观念的教育转变,采取有效的HSE管理措施,避免事故的发生。

摘要：深井、超深井井筒内温度场、压力场变化幅度较大。温度场及压力场的大幅度变化影响到了钻井液密度场,进而对井控安全产生影响。建立了井筒当量密度场分布模型,利用该模型计算了钻井液循环和静止时钻井液当量密度场分布情况,并探讨了井筒温度场压力场对井控过程的影响。研究表明:深井、超深井钻井井控过程中,应该考虑井筒温度场、压力场变化对钻井液物性参数的影响;钻井液循环和静止时,实际钻井液井底当量循环密度和当量静止密度低于将钻井液作为地面常数时的当量密度,井控时应该注意适当增大钻井液密度以平衡地层孔隙压力。采取相应的措施预防环空井底压力的减小带来的溢流、井涌甚至井喷。进行井身结构设计时,可以不考虑温度场与压力场的影响;另外井控事故预防控制需要技术及管理措施相结合。

关键词：深井,超深井,温度场,井控安全,HSE管理

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