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海上气井测试液控温性能调整方法

文档作者：任冠龙张崇董钊余意曾春珉文档来源：中海石油(中国)有限公司湛江分公司		点击数：	更新时间： 2024年02月26日
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第33卷第4期
2016年7月
钻井液与完井液
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
海上气井测试液控温性能调整方法
任冠龙， 张崇， 董钊， 余意， 曾春珉
(中海石油(中国)有限公司湛江分公司，广东湛江524057)
任冠龙等．海上气井测试液控温性能调整方法[J】．钻井液与完井液，2016，33(4)：117．121．
摘要深水和高温、高压是目前南海西部勘探开发面临的2大挑战，测试作业更是面临海底低温、井口高温的难题，
且保温测试液体系研究在中国尚属空白。通过建立气井测试系统预测传热模型，对影响深水和高温、高压气井测试井筒温
度场的测试液控温性能因素进行了敏感性分析，建立了测试液控温性能调整方法。模型验证预测最大温度误差仅为3．4℃，
并以此理论为基础，构建了一套控温性能可调、井口温度可控的测试液技术，其切应力大干4 Pa。该技术在南海西部某深
水气井测试应用中获得了成功。现场测试期间该井实测井口温度为16．5℃，计算预测该井井口温度为18℃，且井筒不同
位置实测温度与预测井筒温度场十分接近，最终该井测试安全顺利，气产量达100×104m3／d。
关键词深水；高温高压；测试液；温度场；海底低温
中图分类号：TE257 文献标识码：A 文章编号：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
中国南海海域有着丰富的油气资源，深水和
高温、高压是目前面临的2大挑战，目前勘探区域
水深范围已达到1 500～3 000 m，高温高压井钻探
最高温度已达200 oC以上，地层压力系数大于2．0，
且南海西部面临着深水高温高压井的钻井作业。深
水气井测试中，海底低温是测试作业面临的最大问
题之一，高温油气在油管内自下而上流动时，油气
中的大量热量会向低温地层(或海水)散失掉，大
量热量散失会导致析蜡、生成天然气水合物、环空
出现较大的带压值等严重后果；而高温高压气井测
试中，地层流体在到达井口后仍具有相当高的温度，
高温流体会给地面测试流程带来一系列风险，严重
制约测试放喷产量[1-3]o因此研究深水高温高压气
井测试作业井筒温度场分布规律，建立测试液控温
第一作者简介：任冠龙，1988年生，硕士，现在主要从事储层保护、钻完井工艺方面的研究工作。电话
1 8688372662；E—mail：rengl4@cnooc．com．cn。
万方数据
118 钻井液与完井液2016年7月
性能调整方法，通过调整环空测试液性能，达到调
节井口温度的目的，研发适合深水气井和高温高压
气井温度场调整需要的测试液体系，对保证测试作
业安全顺利，保障产能正常释放，减小温度场对深
水和高温高压气井测试造成的风险，降低作业成本，
改善测试效果具有重要意义。
1 测试井筒温度场研究现状
在深水气井测试中，海底低温是测试作业面临
的最大问题之一，超长的低温海水段会使井筒热量
大量散失，导致温度场大幅度降低，因此需要提高
井筒温度场，以降低水合物生成的风险。在高温高
压气井测试中，由于水深较浅，地层流体在到达井
口后仍具有相当高的温度，且井口温度会随着产量
的增加而升高，从而给地面测试流程带来一系列风
险，严重制约测试放喷产量，因此需要降低井筒温
度场以释放测试产量[4。7】，深水及高温、高压气井
测试期间典型温度场见图1。对于测试作业来说，
2者不同的井筒温度场分布特点给测试作业带来不
同的难题。
‘ 1
么一≯ O 1 000 200() 3000 4000 500C
深度／m
a)深水井
T“lt Ill
b)高温高压气井
图1 深水及高温高压气井测试期间典型温度场
隔热封隔液技术是对环空注水或环空充惰性气
体隔热技术的改进，以减少井筒中导热和自然对流
传热损失。国外多使用油基钻井液作为测试液，但
考虑环境保护要求、作业成本及与水基钻井液的一
致性，迫切需要进行水基保温测试液的研究。例
如，国外的BJ Services公司，研制出了“水+可
溶性盐+多元醇+其他”的ABIF(Aqueous Based
Insulating Fluid)无固相水基隔热封隔液体系，并
成功应用在墨西哥湾的深水钻井和测试作业中[8-9]。
中国在水基保温测试液体系的研究方面尚属空白，
对于高温高压气井测试需要降低井筒温度场，以降
低井口温度的可控温测试液研究更属空白。因此需
要在获取深水和高温、高压气井测试作业井筒温度
场分布规律的基础上，对影响气井测试井口温度的
测试液控、温J眭能主控因素进行分析，建立一种测试
液控温|生能调整方法，进而研发出适合深水气井和
高温高压气井温度场调整需要的测试液体系。
2 测试液控温性能主控因素分析
通过建立气井测试系统预测传热模型，将整个
井段分为3部分：地层流体至井底温度分布，泥线
以下地层段井筒和海水段井筒模型。海水段传热模
型如下。
能量守恒方程：
m，cp，(瓦。一1)=
，、(1)
吲乇也)+2IILk(z—to)／In引
自然热对流中测试液沿管壁的质量流量：
m。=圪pⅡl(6+I)2一‘2 (2)
传热边界厚度6：
6=3．93竹。05 f0．952+Pr)025 Grx-0．25X (3)
格拉晓夫数Grx：
Gt：—p29BA-TX3 (4)
“
“‘
普朗特数Pr：
Pr=肛印／k (5)
式中，m，为生产流体质量流量，g／s；C。，为生产流
体比热容，J／(埏·oC)；兀。为井底温度，oC；L
为井口温度，oC；埘。为由热对流引起的测试液沿
油管壁的质量流量，g／s；C。。为测试液的比热容，
万方数据
第33卷第4期任冠龙等：海上气井测试液控温性能调整方法119
J／(kg·K)；瓦。为测试液在底部的平均温度，℃；
正。为测试液在顶部的平均温度，oC；L为井深，m；
k为测试液的导热系数，W／(m·K)；正为油管壁
温度，oc；ro为套管壁温度，oC；Pi为油管外径，
mill；ro为套管内径，mill；K为沿热板向上流动
的速度，mill／s；B为两板之间流体的热膨胀系数；
△丁为2板之间的温度差，℃；／1为流体的黏度，
mPa·S；占为边界层的厚度，mm；X为热传递开
始至结束的一个特定的长度，mm。
现有模型中，整个井筒一般均采用地层井段的
热传递模式，没有专门考虑深水海水井段的特殊性，
且海水井段隔水管与海水、环空测试液间存在受迫
热对流、自然对流以及热传导等多种热量传递模式，
其忽略了海水．隔水管一隔水管内流体交互作用的
复杂影响。新建模型中不仅考虑了多种热量传递模
式的复合作用，且将作为非牛顿流体的环空测试液
在油管和隔水管壁上形成的保温效果显著的非凝胶
对流层进行了重点分析[1 01。模型计算过程中，重
点调整了热量散失程度大的海水段环空测试液的切
力、比热容、黏度、导热系数以及密度等影响因素
对井筒传热性能和非凝胶对流层的影响。
综合测试作业概况、模型特点以及测试液性能
参数，对影响温度场的测试液控温l生能因素进行敏
感性分析，分别以南海西部某深水探井和高温高压
探井为例，建模预测使用测试液体系后的井筒温度
场，L—x．1和Y-x一1两口直井套管程序如下，井身
结构基本数据见表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+击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井井身结构等基本数据
注：表面环境温度为26 oC；测试管柱为西88．9111111油管。
2．1测试液性能参数对井13温度的影响
测试液切应力和黏度对测试期间井口温度的影
响见图2和图3。由图2和图3可知，切应力对测
试液井口温度的影响程度最大，但随着切应力的增
大，井口温度先迅速升高，再至稳定；随着测试液
黏度的增大，井口温度在逐渐地升高。而热传导系
数和比热容的改变对井口温度影响程度不大。
(J 二j 4 5
J『】、．I．n
Ⅵ3I!、上，j／ra
图2测试液切应力对深水测试井口温度的影响
l‘mI’tl、
图3测试液黏度对深水测试井口温度的影响
2．2测试液性能参数对井筒温度场的影响
通过改变测试液切应力、黏度等性能参数，计
算深水井L．x．1井测试产量50×104 m3／d和高温高
压井Y．x．1井测试产量60×104 m3／d的井筒温度场
变化趋势，结果见图4～图7。
0 1000 2000 3000 4000 5000
井深／n1
图4测试液切应力对L．X．1井筒温度场的影响
因此，可通过建立调整测试液切应力的方法，
调整环空测试液保温及散热性能，将测试液和海水
∞∞加∞∞∞加
≯啬
万方数据
120 钻井液与完井液2016年7月
的控温性能结合利用，达到调节深水及高温高压气
井测试期间井筒温度可控的目的。
200
1 80
160
，，140
苦120
100
80
60
40
200
180
160
，、140
昔120
100
80
60
40
图7测试液黏度对Y-x．1井井筒温度场的影响
3方法验证及实验指导
将建立的测试井井筒温度场控温方法用于南海
西部已测试过的2口深水井，模拟不同测试产量下
的井口温度，并与实测井口温度进行对比，结果见
表2。由表2可知，深水气井测试期间，气井测试
系统预测传热模型预测的井口温度与现场实测温度
相差不大，最大误差仅为3．4 oC，验证了预测模型
的准确性。
将系统预测模型中敏感性因素分析得出的测试
液眭能的最优参数值用于指导室内实验研究，通过
模型计算结果和室内实验调整，成功研制出一套保
温测试液体系配方，即：小分子醇+复合盐+0．3％
除氧剂HGD+(0．5％～3％)缓蚀剂HWSJ．3，切
应力大于4 Pa，达到了预期调整效果，其他性能指
标也满足工程施工要求。
表2深水测试实测井口温度与精确预测模型对比
4现场应用
南海LS．X一2井为直井，井深为4 020 m，水深
为1 547 m，表面环境温度为26℃，海底泥线温
度为2．5℃，由于该井水深大，储层浅，预测井底
温度为59℃。隔水管材料为钢铁，外径为533．4
mrn，内径为495．3 mm，海底地温梯度为3．92℃／
100 m，下击508．0 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，水基测试液密度为1．50 g／cm3。
在研制的保温测试液体系中，添加0．5～2．0％
流型调节剂HDLH，调整设计14测试液性能参数
为：塑性黏度为40 mPa·S，动切力为0．5 Pa，热
传导系数为0．25 W／mK，比热容为3 200 J／kg·oC。
由于该井海水段过长，地层温度较低，油气自下而
上流动时，热量不断散失，由于测试液的保温效
果，经过计算预测使用14测试液后该井井口温度
仅为10℃，水合物生成风险较大。随后调整24测
试液塑性黏度为10 mPa·S，动切力为0．05 Pa，热
传导系数为0．30 W／mK，比热容为4 200 J／kg·oC。
由于该测试液的传热性能较强，结合利用海水段自
然温度梯度，海水温度即将测试期间油气散失的热
量自动补充，计算预测使用24测试液后该井井口
∞如加∞∞∞∞加0
万方数据
第33卷第4期任冠龙等：海上气井测试液控温性能调整方法12l
温度为18℃，现场测试期间该井实测井口温度为
16．5℃，且井筒不同位置实测温度与预测井筒温度
场十分接近，如图8所示。最终该井测试安全顺利，
产气量达100×104m3／d。
50
40
≯30
高
20
10
0
0 500 1000 1500 2000 2500 3000
井深，m
图8 LS．X．2深水井现场测试井筒温度与预测结果对比
5 结论
1．以深水及高温高压气井测试井筒温度场分布
规律为基础，建立了深水气井测试系统预测传热模
型，并以南海LS—X一1井、LS—X一2井为例进行模型
验证，预测最大温度误差仅为3．4 oC，预测精度满
足应用需要。
2．通过调整测试液性能参数，对影响深水及高
温高压气井测试井口温度的测试液控温性能因素进
行了敏感性分析，建立了测试液控温性能调整方法，
并以此理论为基础，构建了一套控温性能可调的测
试液体系。
3．现场应用表明，调整后的测试液性能参数极
大提高了深水测试井口温度，有效预防了水合物的
生成，且井筒不同位置实测温度与预测井筒温度场
十分接近，最终该井测试安全顺利。
[2】
[3]3
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(收稿日期2016．2．25；HGF=1603C1；编辑王超)

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