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海上氣井測試液控溫性能調(diào)整方法

文檔作者：任冠龍張崇董釗余意曾春珉文檔來源：中海石油(中國)有限公司湛江分公司		點擊數(shù)：	更新時間： 2024年02月26日
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第33卷第4期
2016年7月
鉆井液與完井液
DRILLING FLUID&amp;amp;COMPLETl0N FLUID
V-01．33 NO．4
July 2016
doi：1 0．3696／j．issn．1 00 1—5620．20 1 6．04．025
海上氣井測試液控溫性能調(diào)整方法
任冠龍， 張崇， 董釗， 余意， 曾春珉
(中海石油(中國)有限公司湛江分公司，廣東湛江524057)
任冠龍等．海上氣井測試液控溫性能調(diào)整方法[J】．鉆井液與完井液，2016，33(4)：117．121．
摘要深水和高溫、高壓是目前南海西部勘探開發(fā)面臨的2大挑戰(zhàn)，測試作業(yè)更是面臨海底低溫、井口高溫的難題，
且保溫測試液體系研究在中國尚屬空白。通過建立氣井測試系統(tǒng)預測傳熱模型，對影響深水和高溫、高壓氣井測試井筒溫
度場的測試液控溫性能因素進行了敏感性分析，建立了測試液控溫性能調(diào)整方法。模型驗證預測最大溫度誤差僅為3．4℃，
并以此理論為基礎，構(gòu)建了一套控溫性能可調(diào)、井口溫度可控的測試液技術，其切應力大干4 Pa。該技術在南海西部某深
水氣井測試應用中獲得了成功?，F(xiàn)場測試期間該井實測井口溫度為16．5℃，計算預測該井井口溫度為18℃，且井筒不同
位置實測溫度與預測井筒溫度場十分接近，最終該井測試安全順利，氣產(chǎn)量達100×104m3／d。
關鍵詞深水；高溫高壓；測試液；溫度場；海底低溫
中圖分類號：TE257 文獻標識碼：A 文章編號：1001．5620(2016)04—0117-05
Temperature Control Capability of Test Fluid Used in Offshore Operations
REN Guanlong，ZHANG Chong，DONG Zhao，YU Yi，ZENG Chunmin
fZhanjiang Branch Company,CNOOC,z而口njiang,Guangdong 524057)
Abstract Deep water and HTHP have been two challenges encountered in the exploration and development operations in the west of
South China Sea，and low temperature at the seabed and high temperature at the wellhead are difficulties that must be dealt with in
offshore well testing．Study on the heat retaining test fluids has not been found presently in China．Through the construction ofthe heat
transfer prediction model used in gas well testing，sensitivity analyses were performed to those factors of the test fluids affecting the
temperature field in the borehole of deep water and HTHP gas wells，and a method of adjusting the temperature control capability of a
test fluid was established．The maximum temperature prediction error ofthe model is only 3．4℃．Using this model and the method，a
test fluid with adjustable temperature control capability and controllable wellhead temperature was developed．The test fluid has shear
stress greater than 4 Pa，and has been successfully applied in an offshore deep gas well in the west of South China Sea．The measured
wellhead temperature during well testing is 16．5℃，while the calculated wellhead temperature is 18 oC，and the temperatures measured
at the different places in the wellbore are very close to those calculated．Test ofthe well has been successful，giving gas production rate
of 100×104 m3／d．
Key words Deep water；High temperature high pressure；Test fluid；Temperature field；Low temperature at seabed
中國南海海域有著豐富的油氣資源，深水和
高溫、高壓是目前面臨的2大挑戰(zhàn)，目前勘探區(qū)域
水深范圍已達到1 500～3 000 m，高溫高壓井鉆探
最高溫度已達200 oC以上，地層壓力系數(shù)大于2．0，
且南海西部面臨著深水高溫高壓井的鉆井作業(yè)。深
水氣井測試中，海底低溫是測試作業(yè)面臨的最大問
題之一，高溫油氣在油管內(nèi)自下而上流動時，油氣
中的大量熱量會向低溫地層(或海水)散失掉，大
量熱量散失會導致析蠟、生成天然氣水合物、環(huán)空
出現(xiàn)較大的帶壓值等嚴重后果；而高溫高壓氣井測
試中，地層流體在到達井口后仍具有相當高的溫度，
高溫流體會給地面測試流程帶來一系列風險，嚴重
制約測試放噴產(chǎn)量[1-3]o因此研究深水高溫高壓氣
井測試作業(yè)井筒溫度場分布規(guī)律，建立測試液控溫
第一作者簡介：任冠龍，1988年生，碩士，現(xiàn)在主要從事儲層保護、鉆完井工藝方面的研究工作。電話
1 8688372662；E—mail：rengl4@cnooc．com．cn。
萬方數(shù)據(jù)
118 鉆井液與完井液2016年7月
性能調(diào)整方法，通過調(diào)整環(huán)空測試液性能，達到調(diào)
節(jié)井口溫度的目的，研發(fā)適合深水氣井和高溫高壓
氣井溫度場調(diào)整需要的測試液體系，對保證測試作
業(yè)安全順利，保障產(chǎn)能正常釋放，減小溫度場對深
水和高溫高壓氣井測試造成的風險，降低作業(yè)成本，
改善測試效果具有重要意義。
1 測試井筒溫度場研究現(xiàn)狀
在深水氣井測試中，海底低溫是測試作業(yè)面臨
的最大問題之一，超長的低溫海水段會使井筒熱量
大量散失，導致溫度場大幅度降低，因此需要提高
井筒溫度場，以降低水合物生成的風險。在高溫高
壓氣井測試中，由于水深較淺，地層流體在到達井
口后仍具有相當高的溫度，且井口溫度會隨著產(chǎn)量
的增加而升高，從而給地面測試流程帶來一系列風
險，嚴重制約測試放噴產(chǎn)量，因此需要降低井筒溫
度場以釋放測試產(chǎn)量[4。7】，深水及高溫、高壓氣井
測試期間典型溫度場見圖1。對于測試作業(yè)來說，
2者不同的井筒溫度場分布特點給測試作業(yè)帶來不
同的難題。
‘ 1
么一≯ O 1 000 200() 3000 4000 500C
深度／m
a)深水井
T“l(fā)t Ill
b)高溫高壓氣井
圖1 深水及高溫高壓氣井測試期間典型溫度場
隔熱封隔液技術是對環(huán)空注水或環(huán)空充惰性氣
體隔熱技術的改進，以減少井筒中導熱和自然對流
傳熱損失。國外多使用油基鉆井液作為測試液，但
考慮環(huán)境保護要求、作業(yè)成本及與水基鉆井液的一
致性，迫切需要進行水基保溫測試液的研究。例
如，國外的BJ Services公司，研制出了“水+可
溶性鹽+多元醇+其他”的ABIF(Aqueous Based
Insulating Fluid)無固相水基隔熱封隔液體系，并
成功應用在墨西哥灣的深水鉆井和測試作業(yè)中[8-9]。
中國在水基保溫測試液體系的研究方面尚屬空白，
對于高溫高壓氣井測試需要降低井筒溫度場，以降
低井口溫度的可控溫測試液研究更屬空白。因此需
要在獲取深水和高溫、高壓氣井測試作業(yè)井筒溫度
場分布規(guī)律的基礎上，對影響氣井測試井口溫度的
測試液控、溫J眭能主控因素進行分析，建立一種測試
液控溫|生能調(diào)整方法，進而研發(fā)出適合深水氣井和
高溫高壓氣井溫度場調(diào)整需要的測試液體系。
2 測試液控溫性能主控因素分析
通過建立氣井測試系統(tǒng)預測傳熱模型，將整個
井段分為3部分：地層流體至井底溫度分布，泥線
以下地層段井筒和海水段井筒模型。海水段傳熱模
型如下。
能量守恒方程：
m，cp，(瓦。一1)=
，、(1)
吲乇也)+2IILk(z—to)／In引
自然熱對流中測試液沿管壁的質(zhì)量流量：
m。=圪pⅡl(6+I)2一‘2 (2)
傳熱邊界厚度6：
6=3．93竹。05 f0．952+Pr)025 Grx-0．25X (3)
格拉曉夫數(shù)Grx：
Gt：—p29BA-TX3 (4)
“
“‘
普朗特數(shù)Pr：
Pr=肛?。痥 (5)
式中，m，為生產(chǎn)流體質(zhì)量流量，g／s；C。，為生產(chǎn)流
體比熱容，J／(埏·oC)；兀。為井底溫度，oC；L
為井口溫度，oC；塒。為由熱對流引起的測試液沿
油管壁的質(zhì)量流量，g／s；C。。為測試液的比熱容，
萬方數(shù)據(jù)
第33卷第4期任冠龍等：海上氣井測試液控溫性能調(diào)整方法119
J／(kg·K)；瓦。為測試液在底部的平均溫度，℃；
正。為測試液在頂部的平均溫度，oC；L為井深，m；
k為測試液的導熱系數(shù)，W／(m·K)；正為油管壁
溫度，oc；ro為套管壁溫度，oC；Pi為油管外徑，
mill；ro為套管內(nèi)徑，mill；K為沿熱板向上流動
的速度，mill／s；B為兩板之間流體的熱膨脹系數(shù)；
△丁為2板之間的溫度差，℃；／1為流體的黏度，
mPa·S；占為邊界層的厚度，mm；X為熱傳遞開
始至結(jié)束的一個特定的長度，mm。
現(xiàn)有模型中，整個井筒一般均采用地層井段的
熱傳遞模式，沒有專門考慮深水海水井段的特殊性，
且海水井段隔水管與海水、環(huán)空測試液間存在受迫
熱對流、自然對流以及熱傳導等多種熱量傳遞模式，
其忽略了海水．隔水管一隔水管內(nèi)流體交互作用的
復雜影響。新建模型中不僅考慮了多種熱量傳遞模
式的復合作用，且將作為非牛頓流體的環(huán)空測試液
在油管和隔水管壁上形成的保溫效果顯著的非凝膠
對流層進行了重點分析[1 01。模型計算過程中，重
點調(diào)整了熱量散失程度大的海水段環(huán)空測試液的切
力、比熱容、黏度、導熱系數(shù)以及密度等影響因素
對井筒傳熱性能和非凝膠對流層的影響。
綜合測試作業(yè)概況、模型特點以及測試液性能
參數(shù)，對影響溫度場的測試液控溫l生能因素進行敏
感性分析，分別以南海西部某深水探井和高溫高壓
探井為例，建模預測使用測試液體系后的井筒溫度
場，L—x．1和Y-x一1兩口直井套管程序如下，井身
結(jié)構(gòu)基本數(shù)據(jù)見表l。
L．x．1：西533．4 mm隔水管+西508．0 mm X
2 100 m+咖339．7 nllllx 3 650 m+咖244．5 mmX4 350
m+擊177．8 ITInlX4 550 m
Y-X-1：咖508．0 mnl x 995 m+咖339．7 IIIIll x 3 195
m+咖244．5 miil x 4 150 m+咖177．8 film x 4 423 m
表l L—x．1和Y．x．1井井身結(jié)構(gòu)等基本數(shù)據(jù)
注：表面環(huán)境溫度為26 oC；測試管柱為西88．9111111油管。
2．1測試液性能參數(shù)對井13溫度的影響
測試液切應力和黏度對測試期間井口溫度的影
響見圖2和圖3。由圖2和圖3可知，切應力對測
試液井口溫度的影響程度最大，但隨著切應力的增
大，井口溫度先迅速升高，再至穩(wěn)定；隨著測試液
黏度的增大，井口溫度在逐漸地升高。而熱傳導系
數(shù)和比熱容的改變對井口溫度影響程度不大。
(J 二j 4 5
J『】、．I．n
Ⅵ3I!、上，j／ra
圖2測試液切應力對深水測試井口溫度的影響
l‘mI’tl、
圖3測試液黏度對深水測試井口溫度的影響
2．2測試液性能參數(shù)對井筒溫度場的影響
通過改變測試液切應力、黏度等性能參數(shù)，計
算深水井L．x．1井測試產(chǎn)量50×104 m3／d和高溫高
壓井Y．x．1井測試產(chǎn)量60×104 m3／d的井筒溫度場
變化趨勢，結(jié)果見圖4～圖7。
0 1000 2000 3000 4000 5000
井深／n1
圖4測試液切應力對L．X．1井筒溫度場的影響
因此，可通過建立調(diào)整測試液切應力的方法，
調(diào)整環(huán)空測試液保溫及散熱性能，將測試液和海水
∞∞加∞∞∞加
≯嗇
萬方數(shù)據(jù)
120 鉆井液與完井液2016年7月
的控溫性能結(jié)合利用，達到調(diào)節(jié)深水及高溫高壓氣
井測試期間井筒溫度可控的目的。
200
1 80
160
，，140
苦120
100
80
60
40
200
180
160
，、140
昔120
100
80
60
40
圖7測試液黏度對Y-x．1井井筒溫度場的影響
3方法驗證及實驗指導
將建立的測試井井筒溫度場控溫方法用于南海
西部已測試過的2口深水井，模擬不同測試產(chǎn)量下
的井口溫度，并與實測井口溫度進行對比，結(jié)果見
表2。由表2可知，深水氣井測試期間，氣井測試
系統(tǒng)預測傳熱模型預測的井口溫度與現(xiàn)場實測溫度
相差不大，最大誤差僅為3．4 oC，驗證了預測模型
的準確性。
將系統(tǒng)預測模型中敏感性因素分析得出的測試
液眭能的最優(yōu)參數(shù)值用于指導室內(nèi)實驗研究，通過
模型計算結(jié)果和室內(nèi)實驗調(diào)整，成功研制出一套保
溫測試液體系配方，即：小分子醇+復合鹽+0．3％
除氧劑HGD+(0．5％～3％)緩蝕劑HWSJ．3，切
應力大于4 Pa，達到了預期調(diào)整效果，其他性能指
標也滿足工程施工要求。
表2深水測試實測井口溫度與精確預測模型對比
4現(xiàn)場應用
南海LS．X一2井為直井，井深為4 020 m，水深
為1 547 m，表面環(huán)境溫度為26℃，海底泥線溫
度為2．5℃，由于該井水深大，儲層淺，預測井底
溫度為59℃。隔水管材料為鋼鐵，外徑為533．4
mrn，內(nèi)徑為495．3 mm，海底地溫梯度為3．92℃／
100 m，下?lián)?08．0 mill套管至井深2 100 m，下
咖339．7 rllm套管至井深3 650 m，下咖244．5 rfllTl
套管至井深4 350 m，下咖177．8 mill尾管至井深
4 550 m，水基測試液密度為1．50 g／cm3。
在研制的保溫測試液體系中，添加0．5～2．0％
流型調(diào)節(jié)劑HDLH，調(diào)整設計14測試液性能參數(shù)
為：塑性黏度為40 mPa·S，動切力為0．5 Pa，熱
傳導系數(shù)為0．25 W／mK，比熱容為3 200 J／kg·oC。
由于該井海水段過長，地層溫度較低，油氣自下而
上流動時，熱量不斷散失，由于測試液的保溫效
果，經(jīng)過計算預測使用14測試液后該井井口溫度
僅為10℃，水合物生成風險較大。隨后調(diào)整24測
試液塑性黏度為10 mPa·S，動切力為0．05 Pa，熱
傳導系數(shù)為0．30 W／mK，比熱容為4 200 J／kg·oC。
由于該測試液的傳熱性能較強，結(jié)合利用海水段自
然溫度梯度，海水溫度即將測試期間油氣散失的熱
量自動補充，計算預測使用24測試液后該井井口
∞如加∞∞∞∞加0
萬方數(shù)據(jù)
第33卷第4期任冠龍等：海上氣井測試液控溫性能調(diào)整方法12l
溫度為18℃，現(xiàn)場測試期間該井實測井口溫度為
16．5℃，且井筒不同位置實測溫度與預測井筒溫度
場十分接近，如圖8所示。最終該井測試安全順利，
產(chǎn)氣量達100×104m3／d。
50
40
≯30
高
20
10
0
0 500 1000 1500 2000 2500 3000
井深，m
圖8 LS．X．2深水井現(xiàn)場測試井筒溫度與預測結(jié)果對比
5 結(jié)論
1．以深水及高溫高壓氣井測試井筒溫度場分布
規(guī)律為基礎，建立了深水氣井測試系統(tǒng)預測傳熱模
型，并以南海LS—X一1井、LS—X一2井為例進行模型
驗證，預測最大溫度誤差僅為3．4 oC，預測精度滿
足應用需要。
2．通過調(diào)整測試液性能參數(shù)，對影響深水及高
溫高壓氣井測試井口溫度的測試液控溫性能因素進
行了敏感性分析，建立了測試液控溫性能調(diào)整方法，
并以此理論為基礎，構(gòu)建了一套控溫性能可調(diào)的測
試液體系。
3．現(xiàn)場應用表明，調(diào)整后的測試液性能參數(shù)極
大提高了深水測試井口溫度，有效預防了水合物的
生成，且井筒不同位置實測溫度與預測井筒溫度場
十分接近，最終該井測試安全順利。
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(收稿日期2016．2．25；HGF=1603C1；編輯王超)

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