海洋钻井井筒内温度确定

海洋钻井诸多问题的解决都依赖于井筒内温度的准确确定。根据能量守恒原理,推导出了海洋深水钻井温度场的控制方程,包括环空内、钻杆内以及地层内的温度场方程,并给出了方程求解的定解条件。计算结果表明:环空内的温度会受到钻井液密度和循环流量的影响,密度越大、流量越低,环空温度越接近于外部环境温度。     

气液两相流循环温度和压力预测耦合模型

为保证欠平衡钻井安全钻进,需要给欠平衡钻井设计提供井筒温度和压力分布等基础数据。基于气液两相流钻井液循环时的流动特征和井筒与地层的传热机理,建立了适用于欠平衡钻井预测气液两相流钻井液循环温度和压力的耦合模型,给出了模型的离散方法和求解方法。在模型的求解过程中,考虑了温度和压力对气相（空气、氮气）的密度、比热、比焓、动力黏度、热导率等热物性参数的影响及热源对气液两相流钻井液温度场的影响,保证了气液两相流循环温度和压力的计算精度。基于大庆油田升深2-17井充氮气欠平衡钻井试验数据,利用气液两相流钻井液循环温度和压力预测耦合模型对欠平衡钻井时的井底温度和压力进行了计算,计算结果与实测结果吻合程度高,验证了模型的有效性。对比分析了以地温、地面温度作为气液两相钻井液温度和考虑井筒换热3种情况下的环空压力剖面特征,为欠平衡钻井设计及控压钻井设计和施工提供了理论基础和技术支持。     

基于非等温三相流模型的欠平衡钻井井底压力预测

考虑欠平衡钻井中钻屑的影响以及由于地层和钻井液之间热量传递导致的温度变化,应用气-液-固三相流模型来模拟井筒流体,计算井筒温度和压力分布,分析不同参数对环空内流体压力和温度分布的影响.研究表明,与两相流模型及其他考虑地温梯度的三相流模型相比,考虑传热的非等温三相流模型能够更加准确地预测欠平衡钻井井底压力.井筒内黏性耗散...     

控压钻井停止循环期间垂直环空连续气侵机理研究

为了提高控压钻井精度、反馈速度,确保井筒物质平衡及钻井安全性,有必要深入开展停止循环工况下的气液两相瞬态流动规律研究。基于计算流体动力学方法,应用VOF方法对停止循环期间垂直环空连续气侵的机理进行了数值模拟研究,得出了气侵发生后环空流体的运动特性。结果表明,气侵量越大,被顶出的钻井液体积越多、井底压力越小,但当气相的能量不足以将剩余的钻井液携带出井口时,井筒混相流体的流动由瞬态变为拟稳态的零液量流动,与常规气液两相流动一般性规律不同,零液量流动摩阻压降为负值。     

海洋天然气水合物藏钻探环空相态特性

海洋天然气水合物藏钻探过程中,水合物钻屑随钻井液向上返出,随着温度升高、压力降低,水合物钻屑上升至一定位置开始分解,使井筒流动变为环空复杂气液固多相流,这对井下流动安全产生严重威胁。考虑井筒温度、压力与水合物分解的耦合作用与影响,建立了海洋天然气水合物钻井过程中井筒温度模型、井筒压力模型、水合物动态传质分解模型和复杂环空多相流模型。通过模型求解,数值分析了井筒温度、环空压力和水合物分解在不同钻井工况下的变化规律。结果表明:增大钻井液排量,井筒中井底处循环钻井液温度升高,环空中井口处返出钻井液温度降低,分解起始位置下移;增大钻井液密度,环空压力升高,分解起始位置上移;增大钻井液入口温度,井筒温度升高,分解起始位置下移;增大机械钻速,分解起始位置不变。     

深水钻井水力参数计算及优选方法

基于常规钻井水力参数设计理论,结合深水钻井井身结构特点,给出了适用于深水钻井的理论最优排量、循环压耗及钻井液当量循环密度计算方法,针对不同井段、不同钻井液流态下钻杆内及环空内的压耗进行了计算和分析,提出了深水钻井水力参数优选方法。进行了实例计算分析,结果表明本文提出的深水钻井水力参数计算和优选方法计算精度高,符合深水钻井实际情况,对深水钻井水力参数设计具有一定的指导意义。     

控压钻井井筒压力控制技术初探

常规钻井技术钻遇压力衰竭或复杂地层时,经常遇到钻井液安全密度窗口窄,并引起漏、喷、卡、塌等井下复杂问题。控压钻井(MPD)通过控制井筒环空循环流体介质的流量与流态、井口施加压力等因素,结合环空压降模型计算,使环空压力保持在一定的范围,就可以降低甚至避免这些钻井问题,减少非钻井作业时间,提高钻井效率,降低作业成本。     

极地钻井井筒温度压力预测模型及分布规律研究

极地永久冻土层的低温条件会影响钻井液的流变性,从而影响极地钻井中井筒温度和压力的分布。为了解极地永久冻土层低温条件对钻井中井筒温度和压力分布的影响规律,为极地钻井设计和钻井施工提供依据,分析了低温对水基和油基钻井液流变性的影响,考虑低温对钻井液流变性的影响、永久冻土层与井筒之间的耦合作用,建立了极地钻井井筒温度压力预测模型。通过与实测结果和试验结果对比,证明极地钻井井筒温度压力预测模型的预测精度达到了极地钻井要求。利用所建模型模拟了一口极地井钻井循环和停泵工况下的温度和压力分布,结果表明:循环期间,钻井液吸收下部高温地层的热量,通过环空上返时将热量传递至井筒浅部永久冻土层,导致近井地带冻土层融化,冻土层融化消耗热量使井筒温度降低;随着循环时间增长,环空循环摩阻增大;停泵时间越长,井筒钻井液的温度越接近地层环境温度,开井时环空循环压耗越大,开井泵压也越高。研究结果可为极地井钻井设计和钻井施工提供依据和指导。      

环空附加当量循环密度的计算方法

面对日益复杂的地质条件和钻井技术的革新要求,井底当量循环密度计算的重要性越来越引起钻井工作者的重视。一般而言,当量循环密度等于当量静态密度与环空压耗的当量密度之和。将循环过程附加的环空压耗折算成相当的密度值,则为环空附加当量循环密度,其计算与监测对于大位移井、深水井或超深井的控压钻井尤为重要。文中通过优选钻井液流变模式选取幂律模式作为实际钻井液的流变模式,对不同尺寸的管柱采取分段求和的处理方法计算钻井液循环压耗,并运用环空水力模型和U型管原理这2种方法计算环空附加当量循环密度,最后结合具体实例进行了计算。研究结果表明,环空附加当量循环密度的计算结果能够满足工程设计的计算要求。     

负压力窗口控压下套管井筒压力控制技术

负压力窗口油气井下套管时井筒内压力难以控制,容易引发溢流或漏失等复杂事故的问题。为此,以井筒内多密度梯度钻井液为基础,基于瞬态波动压力理论,建立了控压下套管过程中井筒内液柱结构及井筒压力计算模型;以中国石油重点探井乐探1井为例,模拟计算了下套管及钻井液循环过程中液柱结构的变化情况,给出了下套管过程中的钻井液循环方案,推荐了不同阶段的套管下入速度及井口控压值。结果表明：1）优化后的多密度梯度钻井液可实现负压力窗口地层起钻后的防漏压稳;2）套管下入不同深度时,通过循环不同密度的钻井液,可以实现钻井液循环过程中的防漏压稳;3）通过分段控制套管下入速度及环空回压,可以实现下套管过程中的防漏压稳。研究结果为负压力窗口地层控压下套管提供了理论依据。     

海洋深水钻井油基钻井液气体溶解度计算

在深水钻井过程中,泥线上、下井筒温度差异较大,受温度、压力的影响,气体会溶解于钻井液中,也会从钻井液中逸出,气体在环空中存在的状态对环空压力的影响较大。为此,以天然气在水和油中的溶解度计算模型为基础,建立了气体在水基钻井液和油基钻井液中的溶解度计算理论模型,分析了深水环境下气体在水基钻井液和油基钻井液中的溶解度随温度、压力的变化。计算结果表明,随着压力的增加,气体在水基和油基钻井液中的溶解度随之增加; 随着温度的增加,气体在水基和油基钻井液中的溶解度减小。在相同条件下,油基钻井液气体溶解度远大于水基钻井液气体溶解度。     

寄生管充气钻井环空多相流流动特性研究

针对寄生管充气钻井技术的特征,选用Hasan多相流计算模型,确定了井筒环空的流型和压降计算方法,给出了编程求解的计算流程。利用新疆某充气欠平衡井的数据进行计算,对井筒压力、流型变化、含气体积分数随注气量、钻井液排量、井口回压的变化规律进行了研究。在寄生管充气钻井的过程中,井筒环空压力随注气量的增大而减小,随钻井液排量的增大而增大,随井口回压的增大而增大。井筒环空中的含气体积分数随注气量的增大而增大,随钻井液排量的增大而减小,随井口回压的增大而减小。井筒环空中的流型转换点随注气量的增大而下移,随钻井液排量的增大而上移,随井口回压的增大而上移。     

控压欠平衡钻井井口回压控制技术

控压欠平衡钻井揭开储层后,随着揭开储层的厚度不断增加,进入井筒中的气体量会不断增多,容易引起井筒压力的失控,形成复杂事故。为此,采用气液两相流理论计算了气体在井筒不同深度处的含气率变化,通过改变边界条件,分析不同的进气量和井口回压对井筒含气率的影响;考虑井口回压抑制井筒环空的段塞流中气体膨胀,进而对井底压力产生一个增加值影响的情况下,得到控压钻井钻开储层期间恒进气量时的井口回压计算方法。结果表明：控压欠平衡钻井的井口回压对井口位置气体膨胀影响较大,施加的井口回压值应考虑井筒含气率变化引起的静液柱压力的变化;为保持井底进气量一定,揭开储层厚度越大,需要施加的井口回压就越大;而揭开储层厚度达到一定值后,井口回压趋于稳定。该井口压力控制方法得到现场应用的验证,能够对控压欠平衡钻井井筒压力控制提供理论支撑。     

维持井壁稳定的充气钻井液密度确定方法研究

随着我国西部和海洋深层天然气勘探开发不断加快、深入，钻井不断遇到高温、高压、气侵环境，受气体侵入的井筒钻井液其密度随温度和压力的变化而变化，这导致常规井壁稳定研究确定的当量静态钻井液密度不能有效地阻止井下井壁坍塌、缩径引起的复杂情况。国内外高温高压条件下钻井液密度计算模型存在着明显的问题：①没有考虑气体在环空中的影响，此时环空中是气液两相流体的流动，不能用单相液体的情况来对待；②井筒温度用地温梯度来代替不合理。为此，在确定有气侵、压耗和温度影响的有效安全钻井液密度时，分析了气液两相钻井流体受井筒压力、温度、气侵量与钻井液密度的相互影响关系，结合地层参数、钻井水力参数和钻柱结构，通过对温度场与压力场的耦合求解，获取了有效安全钻井液密度的下限和上限，计算结果在实际钻井中得到了较为成功地应用。     

高温高压气井生产过程井筒温度场分析

高温高压气井在生产过程中受到地层高温流体的影响,井筒温度原有的平衡被打破,井筒温度重新分布会引起环空压力增高,威胁井筒安全服役和井筒的完整性。为了准确预测井筒温度,基于质量、动量、能量守恒、传热学、井筒传热理论,再考虑气体焦耳-汤姆逊效应、气体温度、压力、密度及物性参数的影响,建立井筒温度预测模型;将流体物性参数根据不同的温度压力分段计算,可提高模型计算的精确性。最后,通过实例计算分析了环境温度的影响因素。     

海域天然气水合物的形成及其对钻井工程的影响

将气体生成水合物的条件与深水钻井井筒温度压力、地层温度压力分布相结合，证实了深水钻井过程中形成水合物和钻遇天然气水合物层的可能性。天然气水合物的形成会改变钻井液的性质、堵塞井筒、环空及防喷器；水合物层的分解会造成沉积物坍塌、井壁失稳，引起井漏、井喷等一系列问题，给钻井作业造成巨大的经济损失，甚至使钻进无法正常进行。国内外近几年在天然气水合物研究勘探方面的经验表明，解决水合物问题常用的方法是加入水合物抑制剂，或者是采取必要的措施来防止井喷，将钻井液中的气体循环出去。     

泡沫钻井液在井筒中的流动与传热

针对泡沫钻井液特殊物理性质,建立了泡沫在井筒中流动与传热的数学模型,并给出了模型求解方法。为了分析传热对泡沫钻井水力参数的影响,采用建立的数学模型和给出的求解方法进行的数值计算结果表明：钻杆内泡沫温度始终低于环空内泡沫温度和地层温度,而环空下部泡沫温度低于地层温度,在环空上部泡沫温度高于地层温度。随着井深、注液流量和注气流量的增加,环空下部泡沫温度与地层偏差增大。传热使井口泡沫质量增大、井底泡沫质量减小、井底压力增大、最小携岩流速减小、最小注气流量增大,降低了泡沫的稳定性和携岩能力。另外,对泡沫的密度、Fanning摩擦系数也有一定的影响;井筒传热对泡沫钻井水力参数有一定的影响,但不是很明显,可通过增加注气流量和井口回压来抵消传热对泡沫钻井水力参数的影响。     

井底常压控制压力钻井设计计算

井底常压控制压力钻井(MPD)技术采用专用的控压装备,将井底压力控制在合理的范围内.建立井底常压MPD关于井口回压和钻井液密度的计算模型,运用迭代求解方法进行井口回压和钻井液密度的设计计算.利用该计算模型对克拉201井进行了实例分析,3 314 m处的环空压力对比表明,常规方式下无法设计合理的钻井液密度,采用井底常压法设计可保证环空压力在压力窗口之内;窄压力窗口段的回压和钻井液密度设计结果表明,采用井底常压法设计可安全钻穿2 800 m到目的层的井段,并可减少一层套管,节约建井成本.实例计算结果表明,MPD技术既降低了钻井液密度又满足了环空压力控制的需求,能精确地维持井底压力恒定,安全钻穿窄压力窗口地层,为优化井身结构、减少套管层次提供技术基础.     

Wellbore Flow and Heat Transfer of Drilling with Foam

Abstract

On the basis of special physical properties of foam drilling fluid, a mathematical model of foam flow and heat transfer in a wellbore was established, and the solution of the model was proposed. Employing the established mathematical model and its solution, numerical calculation was conducted to analyze the effect of wellbore heat transfer on the hydraulic parameters of foam drilling. The results indicated that foam temperature in a drilling pipe was always lower than that in the annulus and formation temperature. At the bottom of the annulus, foam temperature was lower than the formation temperature, whereas in the top of the annulus, foam temperature was higher than the formation temperature. Most important, with increasing well depth, liquid injection rate, and gas injection rate, the deviation between foam temperature at the bottom of the annulus and formation temperature increased. Wellbore heat transfer not only resulted in increased foam quality in the top of the annulus, bottom pressure, and minimum gas injection rate but also a decrease in the foam quality at the bottom of the annulus and minimum cutting transport velocity. Therefore, the stability and cutting transport capacity of foam decreased. In addition, foam density and Fanning friction coefficient were affected by wellbore heat transfer. Although to a certain extent wellbore heat transfer has an effect on hydraulic parameters of foam drilling, the effect was limited and could be counteracted by increasing gas injection rate and back pressure.