張 崇 任冠龍 董 釗 余 意 吳 江

(中海石油(中國)有限公司湛江分公司 廣東湛江 524057)

深水氣井測試井筒溫度場預(yù)測模型的建立及應(yīng)用*

張 崇 任冠龍 董 釗 余 意 吳 江

(中海石油(中國)有限公司湛江分公司 廣東湛江 524057)

張崇,任冠龍,董釗，等.深水氣井測試井筒溫度場預(yù)測模型的建立及應(yīng)用[J].中國海上油氣，2016,28(5)：78-84.

Zhang Chong,Ren Guanlong,Dong Zhao,et al.Establishment and application of a wellbore temperature field prediction model for deep water gas well testing[J].China Offshore Oil and Gas,2016,28(5):78-84.

目前對(duì)深水測試井筒溫度場預(yù)測模型的研究較少，且現(xiàn)有模型存在預(yù)測精度誤差大等缺陷。在深水氣井測試井筒溫度場預(yù)測難點(diǎn)分析的基礎(chǔ)上，建立了深水氣井測試井筒溫度場預(yù)測模型，利用建立的井筒溫度場預(yù)測模型對(duì)測試期間水基測試液性能參數(shù)進(jìn)行了敏感性分析，得到了影響井口溫度的水基測試液最優(yōu)性能參數(shù)值，進(jìn)而指導(dǎo)開發(fā)了一套深水氣井測試保溫測試液體系。模型驗(yàn)證及應(yīng)用結(jié)果表明，本文建立的井筒溫度場預(yù)測模型所預(yù)測的井口溫度與現(xiàn)場實(shí)測井口溫度最大絕對(duì)誤差僅為3.4 ℃，使用本文研制的深水氣井測試保溫測試液后不同測試產(chǎn)量下的井口溫度提升效果和水合物生成抑制效果均十分明顯，本文研究成果對(duì)于深水氣井測試具有重要指導(dǎo)意義。

深水；氣井測試；井口溫度；預(yù)測模型；保溫測試液

南海深水氣井測試過程中地層流體溫度較高，而海床溫度較低(一般為2～4 ℃)，高溫氣體在油管內(nèi)自下而上流動(dòng)過程中，其熱量會(huì)通過井筒向低溫地層和海水散失，導(dǎo)致生成天然氣水合物等，給測試作業(yè)帶來很大風(fēng)險(xiǎn)[1-2]。目前的井筒溫度場預(yù)測方法大多是針對(duì)深水鉆井作業(yè)，對(duì)于深水測試井筒溫度場預(yù)測模型的研究較少，且缺乏針對(duì)深水氣井產(chǎn)能測試井筒溫度場預(yù)測模型[3-5]。因此，建立深水氣井測試井筒溫度場預(yù)測模型，識(shí)別影響測試井口溫度的主控因素，對(duì)于安全和高效地實(shí)現(xiàn)深水氣田的產(chǎn)能評(píng)價(jià)具有一定的指導(dǎo)意義。筆者基于南海深水氣井測試井筒溫度場預(yù)測難點(diǎn)分析，建立了深水氣井測試井筒溫度場預(yù)測模型，并進(jìn)行了測試液性能參數(shù)對(duì)井口溫度的影響敏感性分析，進(jìn)而指導(dǎo)開發(fā)了深水氣井測試保溫測試液體系，使深水氣井測試井口溫度得到了明顯提升，且有效抑制了天然氣水合物生成，對(duì)于深水氣井測試有重要指導(dǎo)意義。

1 預(yù)測難點(diǎn)分析

1.1 泥線附近溫度低，生成水合物風(fēng)險(xiǎn)高

南海某氣田2口深水探井測試過程中均采用水基測試液。由于深水海床溫度低，隔水管與油管間的測試液隔熱性能差，熱量散失快，導(dǎo)致井筒溫度在泥線以上位置出現(xiàn)快速下降，水合物生成風(fēng)險(xiǎn)高，甲醇抑制劑消耗量大。在測試作業(yè)中，一旦有水合物生成，一方面會(huì)導(dǎo)致節(jié)流管線、壓井管線、隔水管和防噴器等堵塞，給井控帶來事故隱患；另一方面會(huì)導(dǎo)致測試管柱及地面流程堵塞，造成測試作業(yè)中斷，無法取得地層資料；同時(shí)會(huì)影響測試環(huán)空壓力操作工具的正常工作，帶來復(fù)雜情況和事故等，使測試風(fēng)險(xiǎn)和成本直線上升。

1.2 現(xiàn)有預(yù)測模型誤差大

現(xiàn)有的井筒溫度場預(yù)測方法大多是針對(duì)固井或深水鉆井循環(huán)過程，根據(jù)熱力學(xué)及傳熱學(xué)基本原理，通過建立適當(dāng)?shù)臄?shù)學(xué)模型來預(yù)測井筒循環(huán)條件下的管內(nèi)流體、管壁、環(huán)空液體與地層的溫度分布[6-10]。而深水氣井測試與鉆井和固井過程的熱量傳遞不同，深水氣井測試過程中油管與套管環(huán)空充填測試液，在高溫氣體自井底經(jīng)油管向上流動(dòng)過程中，泥線以下部分高溫氣體的熱量經(jīng)過油管壁、油套環(huán)空、環(huán)空測試液、套管壁、水泥環(huán)向地層傳遞，而海水段熱量通過隔水管環(huán)空、環(huán)空測試液、隔水管壁與海水發(fā)生熱交換，且由于深水海底泥線溫度低，高溫氣體流經(jīng)泥線位置時(shí)溫度會(huì)顯著降低。在我國首批自營深水探井測試作業(yè)前，組織不同科研單位進(jìn)行了不同測試產(chǎn)量下井口溫度預(yù)測(表1)。從表1可以看出，南海某氣田2口深水井的井口實(shí)測溫度隨著測試放噴產(chǎn)量的增大一直保持在20 ℃左右，而使用不同科研單位的預(yù)測模型進(jìn)行井筒溫度場預(yù)測后的井口溫度與實(shí)測溫度相差較大，最大誤差可達(dá)47.2 ℃。

表1 南海某深水氣田2口井測試作業(yè)井口預(yù)測溫度與實(shí)測溫度對(duì)比

1.3 深水保溫測試工作液體系研究在國內(nèi)尚屬空白

隔熱封隔液技術(shù)是對(duì)環(huán)空注水或環(huán)空充惰性氣體隔熱技術(shù)的改進(jìn)，以減少井筒中導(dǎo)熱和自然對(duì)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)保要求、作業(yè)成本及與水基鉆井液的一致性，迫切需要進(jìn)行水基保溫測試液的研究[11-12],而目前國內(nèi)在水基保溫測試液體系的研究方面尚屬空白。因此，盡快進(jìn)行影響深水氣井測試井口溫度的測試液性能主控因素研究，并指導(dǎo)高性能保溫測試液的研發(fā)，達(dá)到提高井口溫度、抑制水合物生成的目的，對(duì)保障深水測試作業(yè)安全順利進(jìn)行具有現(xiàn)實(shí)意義。

2 深水氣井測試傳熱模型的建立

1) 地層流體至井底溫度分布。

在深水氣井產(chǎn)能測試過程中，地層高溫流體進(jìn)入井底沿井筒向上流動(dòng)。隨著流體向井筒滲流，同時(shí)也產(chǎn)生了溫度的徑向熱流，使儲(chǔ)層至井筒底部產(chǎn)生了新的溫度分布?？紤]到地層熱傳導(dǎo)和流體流動(dòng)的傳質(zhì)問題，假設(shè)：①地層為均勻各向同性；②地層中的傳熱滿足傅立葉熱傳導(dǎo)定律；③與水平方向的熱流相比，地層中垂直方向的熱傳導(dǎo)可以忽略；④井筒與地層之間的徑向熱流是穩(wěn)定狀態(tài)。井底附近溫度分布模型如下[13-15]：

(1)

內(nèi)邊界條件

(2)

(3)

外邊界條件

T|rw→∞=Tei

(4)

初始條件

T|t=0=Tei

(5)

式(1)～(5)中：T為儲(chǔ)層溫度，℃；Tw為井筒溫度，℃；Tei為初始地層溫度，℃；λs為儲(chǔ)層導(dǎo)熱系數(shù)，W/(m·℃)；ρs為儲(chǔ)層密度，g/cm3；ρg為流體密度，g/cm3；Cs為儲(chǔ)層比熱，J/(kg·℃)；Cg為流體比熱，J/(kg·℃)；Q為單位長度井筒流體改變的熱量，J/m；q為單位長度井筒的熱通量,W/m3。

2) 泥線以下地層段井筒傳熱模型。

根據(jù)經(jīng)典傳熱學(xué)理論，相對(duì)于對(duì)流換熱系數(shù)、水泥環(huán)導(dǎo)熱系數(shù)及地層導(dǎo)熱系數(shù)，鋼質(zhì)套管的導(dǎo)熱系數(shù)是非常小的，可以忽略。因此，在泥線以下地層段井筒傳熱模型建立時(shí)，可以認(rèn)為熱傳導(dǎo)的熱量損失為井筒流體與套管的對(duì)流換熱、水泥環(huán)導(dǎo)熱、地層的導(dǎo)熱傳熱等部分的疊加[14,16]，即

(6)

其中

]-1

(7)

式(6)、(7)中：TD為無量綱溫度；Uto1為地層段總傳熱系數(shù)，W/(m2·℃)；hc為環(huán)空流體對(duì)流換熱系數(shù)，W/(m2·℃)；hr為環(huán)空流體輻射傳熱系數(shù)，W/(m2·℃)；rto為油管外半徑，m；rh為水泥環(huán)外半徑，m；rco為套管外半徑，m；Kcem為水泥環(huán)導(dǎo)熱系數(shù)，W/(m·℃)。

3) 海水段井筒傳熱模型。

通過對(duì)國內(nèi)深水氣井測試數(shù)據(jù)以及國外大量測試數(shù)據(jù)的分析，認(rèn)為深水氣井測試期間高溫氣體通過油管向上流動(dòng)過程中其熱量散失主要發(fā)生在海水段。深水氣井測試井筒熱損失示意如圖1所示，產(chǎn)能測試時(shí)測試液位于油管與隔水管環(huán)空而靜止不動(dòng)，高溫氣體的熱量先通過與油管的熱傳導(dǎo)傳遞到環(huán)空測試液，在測試液內(nèi)部通過自然熱對(duì)流繼續(xù)向外擴(kuò)散，再通過與隔水管的熱傳導(dǎo)散失到海水中。由于整個(gè)熱量傳遞過程中的熱輻射影響很小，可以不予考慮，因此海水段井筒傳熱模型為

mfcpf(Tbh-Ts)=

(8)

(9)

δ=3.93Pr-0.5(0.952+Pr)0.25Gr-0.25X

(10)

(11)

(12)

式(8)～(12)中：mf為井生產(chǎn)流體質(zhì)量流量，kg/h；cpf為井生產(chǎn)流體比熱容，J/(kg·℃)；Tbh為井底溫度，℃；Ts為井口溫度，℃；ma為由熱對(duì)流引起的測試液沿油管壁的質(zhì)量流量，kg/h；cpa為測試液的比熱容，J/(kg·℃)；Tba為測試液在底部的平均溫度，℃；Tta為測試液在頂部的平均溫度，℃；L為井深，m；k為測試液的導(dǎo)熱系數(shù)，W/(m·℃)；Ti為油管壁溫度，℃；To為套管壁溫度，℃；ri為油管外徑，m；ro為套管內(nèi)徑，m；Vz為沿?zé)岚逑蛏狭鲃?dòng)的速度，m/s；ρ為測試液密度，g/cm3;B為兩板之間流體的熱膨脹系數(shù)，無量綱；ΔT為兩板之間的溫度差，℃；μ為流體的黏度，mPa·s；δ為邊界層的厚度，m；X為熱傳遞開始至結(jié)束的一個(gè)特定的長度，m；Gr為格拉曉夫數(shù)(Grashof數(shù))，無量綱；Pr為普朗特?cái)?shù)(Prandtl數(shù))，無量綱；cp為流體的比熱容，J/(kg·℃)。

圖1 深水氣井測試井筒熱損失示意圖

3 測試液性能參數(shù)敏感性分析

由表3可知，通過改變4個(gè)性能參數(shù)的取值，得到測試液性能參數(shù)影響井口溫度的主次順序依次為動(dòng)切力、塑性黏度、熱傳導(dǎo)系數(shù)、比熱容，在相應(yīng)水平中較理想的參數(shù)值為：塑性黏度100 mPa·s、動(dòng)切力2 Pa、熱傳導(dǎo)系數(shù)0.15 W/(m·℃)、比熱容3 600 J/(kg·°C)。

為進(jìn)一步考察各性能參數(shù)對(duì)井口溫度的影響程度，確定準(zhǔn)確的參數(shù)范圍，采用只改變1種性能參數(shù)取值，其余參數(shù)取值不變的方法來確定測試液最優(yōu)性能，模擬結(jié)果如圖2～5所示。

表2 南海某深水氣井測試液性能參數(shù)影響水平

表3 南海某深水氣井測試液性能參數(shù)對(duì)井口溫度影響的正交實(shí)驗(yàn)結(jié)果

圖2 南海某深水氣井測試液動(dòng)切力對(duì)井口溫度的影響

圖3 南海某深水氣井測試液黏度對(duì)井口溫度的影響

圖4 南海某深水氣井測試液熱傳導(dǎo)系數(shù)對(duì)井口溫度的影響

圖5 南海某深水氣井測試液比熱容對(duì)井口溫度的影響

由圖2～5可知，測試液動(dòng)切力對(duì)井口溫度影響程度最大，但隨著動(dòng)切力的增大，井口溫度先迅速升高，再至穩(wěn)定；測試液黏度對(duì)井口溫度影響程度較大，隨著測試液黏度的增大，井口溫度在逐漸升高；而熱傳導(dǎo)系數(shù)和比熱容對(duì)井口溫度影響程度不大。綜合分析后確定出測試液最優(yōu)性能參數(shù)值為：塑性黏度100 mPa·s，動(dòng)切力大于0.5 Pa，熱傳導(dǎo)系數(shù)0.25 W/(m·℃)，比熱容3 200 J/(kg·°C)。在此基礎(chǔ)上，通過模型計(jì)算和室內(nèi)實(shí)驗(yàn)調(diào)整，成功研制了一套深水氣井測試保溫測試液體系。

4 模型驗(yàn)證及應(yīng)用

4.1 模型驗(yàn)證

將本文建立的井筒溫度場預(yù)測模型應(yīng)用于南海深水某氣田已測試的2口井，對(duì)比不同測試產(chǎn)量下模型預(yù)測的井口溫度與實(shí)測井口溫度，結(jié)果見表4。由表4可知，本文建立模型預(yù)測的井口溫度與現(xiàn)場實(shí)測溫度相差不大，最大溫度誤差僅為3.4 ℃，驗(yàn)證了預(yù)測模型的準(zhǔn)確性。

表4 南海某深水氣田氣井測試實(shí)測井口溫度與本文建立的模型預(yù)測結(jié)果對(duì)比

4.2 保溫隔離測試液室內(nèi)實(shí)驗(yàn)指導(dǎo)

將敏感性分析得出的測試液最優(yōu)性能參數(shù)值應(yīng)用于室內(nèi)實(shí)驗(yàn)研究，通過模型計(jì)算和室內(nèi)實(shí)驗(yàn)調(diào)整，成功研制出一套深水氣井測試保溫測試液體系，其配方為：小分子醇+復(fù)合鹽+0.3%除氧劑HGD+0.5%～3.0%緩蝕劑HWSJ-3，其基本流變性能指標(biāo)達(dá)到了預(yù)期調(diào)整效果，其他性能指標(biāo)也滿足工程施工要求(表5)。通過模型預(yù)測，南海某深水氣井使用該保溫測試液體系后，不同測試產(chǎn)量下的井口溫度提升效果及水合物生成抑制效果如圖6所示。由圖6可以看出，使用該保溫測試液體系后的井口溫度得到了明顯提升，整個(gè)井筒溫度場都有提升，100萬m3/d測試產(chǎn)量下的井口溫度從23.52 ℃提高到53.80 ℃；且由水合物相態(tài)曲線可知，不同測試產(chǎn)量下使用該保溫測試液體系后井口無水合物生成風(fēng)險(xiǎn)。

表5 深水氣井測試保溫測試液實(shí)際性能與理論性能參數(shù)對(duì)比

圖6 南海某深水氣井測試井口溫度提升效果及水合物抑制效果預(yù)測

5 結(jié)論

1) 基于南海深水氣井測試井筒溫度場預(yù)測難點(diǎn)分析，建立了深水氣井測試井筒溫度預(yù)測模型，開展了測試液性能參數(shù)對(duì)井口溫度的影響敏感性分析，得到了水基測試液最優(yōu)性能參數(shù)值，在此基礎(chǔ)上成功開發(fā)出一套深水氣井測試保溫測試液體系。

2) 將本文建立的井筒溫度場預(yù)測模型應(yīng)用于南海某深水氣田已測試的2口井，所預(yù)測的井口溫度與現(xiàn)場實(shí)測井口溫度最大絕對(duì)誤差僅為3.4 ℃，使用本文研制的深水氣井測試保溫測試液體系后不同測試產(chǎn)量下的井口溫度提升效果和水合物生成抑制效果均十分明顯。

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(編輯：孫豐成)

Establishment and application of a wellbore temperature field prediction model for deep water gas well testing

Zhang Chong Ren Guanlong Dong Zhao Yu Yi Wu Jiang

(ZhanjiangBranchofCNOOCLtd.,Zhanjiang,Guangdong524057,China)

Currently there is not much research on temperature field prediction models in deep water gas testing, and the prediction accuracy of existing models is low. Based on the analysis of the difficulties in temperature field predicting, a wellbore temperature field prediction model for deep water gas well testing was built. Sensitivity analysis on performance parameters of the water-based testing fluid was carried out with the model, then the optimal parameters which would affect the wellhead temperature were obtained. Furthermore an insulating fluid system for deep water gas well testing was developed. Model verification and application results show that the predicted wellhead temperature with our model has an deviation of only 3.4 ℃ compared with field test data. Remarkable rise of wellhead temperature and hydrate inhibiting effect during various tests have been achieved using the insulating fluid system. The results here have important guiding significance for deep water gas well testing.

deep water; gas well testing; wellhead temperature; prediction model; insulating testing fluid

張崇，男，工程師，2010年畢業(yè)于中國石油大學(xué)(華東)油氣井工程專業(yè)，獲碩士學(xué)位，現(xiàn)主要從事海洋石油深水鉆完井測試工藝及技術(shù)研究工作。地址：廣東省湛江市坡頭區(qū)南油二區(qū)商業(yè)樓鉆采工藝所(郵編：524057)。E-mail：zhangchong3@cnooc.com.cn。

1673-1506(2016)05-0078-07

10.11935/j.issn.1673-1506.2016.05.013

TE27+2

A

2015-10-08 改回日期：2016-03-25

*“十二五”國家科技重大專項(xiàng)“海洋深水區(qū)油氣勘探關(guān)鍵技術(shù)(編號(hào)：2011ZX05025)”部分研究成果。