一个改进的井筒温度模型

在气井的试井过程中,由于井筒流体向地层散热,使得流体温度发生改变。在某些气井中,在关井阶段出现流体温度先上升后下降的情况。常规气井解释方法没有考虑温度变化的影响,无法正确解释此类异常现象。对Hasan提出的井筒温度模型进行改进,考虑了焦耳—汤姆逊效应引起的温度变化,使得该模型能够预测并计算井温变化情况。     

海洋凝析气井关井井筒温度与压力的计算

凝析气井关井井筒温度分布模型属于非稳态传热问题,在压力恢复关井测试中,井筒温度分布对井底压力起着重要影响。考虑流体相变和海水段传热的影响,建立了海洋凝析气井井筒气体瞬变流动的非稳态传热温度、压力耦合的数学模型,采用解析解和数值解相结合的求解方法,实际计算时先将井筒分为若干微元段,求出该段温度,然后通过非稳态传热温度、压力耦合的分布模型再计算得到该段压力,再依次计算下一微元段的温度和压力,直到计算到井底。通过对海上某气田实例气井关井过程温度、压力分布的计算,结果表明所建立的模型能有效地对压力恢复测试过程中气井井口压力进行校正。     

带井筒积液的气井试井分析方法

本文分析了气井的井筒积液效应对井底压力的影响，建立了带积液气井试井分析的新图版，可用来解释由井筒积液引起的异常测压资料。     

拟均匀流态下气井井筒压力分布特征

以井筒动力学为基础,系统地研究了拟均匀流态下气井井筒流体在关井、开井状态下,重力、摩擦力、动量、温度及含水对井筒压力分布的影响;确立了井口压力与井底压力的关系,研究了井筒流体密度的变化规律,并用建立的井口压力与井底压力的关系对长庆气田２０余口井的静压、流压值进行了推算,其值怀实测结果接近。该研究成果的应用减少了测压作业次数,取得了较好的效果。     

气井井筒压力温度预测矫正算法分析

气井天然气水合物监测过程中,需要由井口的温度、压力和流量计算井筒的压力温度分布。但分析认为,敞开式的理论方法与现场实际相比存在较大的误差,理论预测后的矫正算法设计与分析可降低误差。在开井与关井两种生产状态井筒温度压力的理论预测方法结果的基础上,设计了两点法矫正、梯度矫正和多点矫正等3种算法。以滴西1426气井实测的井身压力温度分布为例,进行了3种算法的误差对比。结果说明,矫正算法可提高预测精度。同时,针对不同生产状态设计了矫正后数据的使用方法,提出了相应建议。     

确定气井井筒储集效应结束时间的经验方法

本文根据气井二项式产能方程系数Ｂ在井筒储集效应阶段的规律，在统计分析基础上，提出一种确定陕甘宁盆地中部气田气井井筒储集放结束时间的经验方法。该方法仅需知道气井的地层系数Ｋｈ，便可确定出井筒储集效应的结束时间，较前人的方法简便。实际应用表明，本文提出的经验方法是有效的。     

电磁加热凝析气井井筒温度分布

井下电磁加热使凝析油蒸发或流动。在反凝析区域,若升高温度可以得到蒸发凝析油的效果,甚至成为单相。所以通过加热方法升高近井区温度,使凝析油蒸发。凝析气井井筒温度分布是进行气井节点分析和动态分析必不可少的参数。根据传热学原理推出了凝析气井井筒温度分布计算公式,研究了温度计算基础数据求取方法。对某一井深为3390m的凝析气井进行了计算,该气井气油比为3000;地层温度为114℃。计算结果表明:气井温度随井深呈非线性分布;气井井口温度随储层温度的增加而增加。     

牙哈高压凝析气井试井研究

在总结牙哈凝析气田高压凝析气井的施工经验的基础上,经压恢凝析驼峰产生的原因和解决方法的分析认为,产量不一样致使井筒温度有差别是产生驼峰的主要原因。解决凝析驼峰的根本措施是把压力计下到气层中部,从根本上消除凝析沉降的影响。     

高温油藏气井测试的井筒／油藏模拟方法

由于流体具有高压缩性，所以在不稳定试井期间，气体常常表现出变存储特性，而井筒流体与地层间的热交换，又使会情况变得更为复杂，本文讨论了井筒／洞藏模拟方法。这一模拟方法可用于两种模式下：前向模式和逆向模拟。将模拟方法应用于现场，可以帮助我们了解井筒中不稳定流动机制。我们选取了墨西哥湾沿岸气田的两个现场实例，通过这来说明该模拟方法的功能。用两种模拟方法进行模拟时，计算出的井底压力与测量出的值有很好的一致     

LD高温高压气井井身结构优化与适用性评价

LD区块储层超高温高压,压力窗口极窄,压力预测误差大,套管层次及下深优化的余地小,井下复杂频繁,优化井身结构降低井下复杂至关重要。考虑已钻超高温高压探井遇到的复杂情况、现有的地质认识,结合国内塔里木油田与川东北地区实钻经验,提出了LD高温高压气井井身结构优化方案,并建立了井身结构适用性评价方法。推荐的井身结构方案在不改变一开井眼尺寸的基础上,通过放大技术套管,预留了备用井眼,为下部薄弱层位预留风险应对空间,具有井下复杂的风险处置能力。对推荐的井身结构方案开展水力性能评价、扭矩极限校核、管柱下入可行性分析,结果显示该井身结构方案具有较优的适用性。为LD区块开发安全作业、降本增效提供了保障,具有较好的应用前景。     

Prediction of Temperature and Pressure Distribution in HTHP Injection Gas Wells with Thermal Effect of Wellbore

In this article, a coupled system model of differential equations was derived in radial form to predict the pressure, temperature of formation, and temperature of wellbore in high-temperature–high-pressure gas wells. In the model, the thermal effect of formation was simplified as heat conduction, both the steady heat transmission model in the gas wellbore and the unsteady heat conduction model in the formation were considered, and the pressure effect due to variations in temperature was considered according to the gas equation of state, which links the temperature with the pressure. The finite difference method was used to simulate the solutions of the coupled models. The basic data for X Well (high-temperature–high-pressure gas well, 7,100 m deep) in China were used for case history calculations and a sensitivity analysis was performed for the models. Graphs of the curves for gas pressure and temperature along the depth of the well were plotted with different gradients, injection volumes, and the characteristic of heat transfer in the formation. The results provide technical reliability in well test design in high-temperature–high-pressure gas wells and the dynamic analysis of production.     

深水油气井温度压力计算

井筒温度分布是深水油气井开发和生产动态分析的必需参数。由于深水油气井裸露在海水中的井段较长,其传热规律不同于地层段,海水温度又随其深度呈非线性分布并随季节呈周期性变化,使得其温度计算较陆上和浅海油田更复杂。根据传热学基本理论和海水、地层段井筒传热特点,建立了深水油气井井筒温压耦合数学模型,采用龙格库塔法求解。该模型考虑了变化的环境温度梯度、井身结构、管斜角、不同环空传热介质等。实例计算结果表明,所建立的模型与实例数据吻合较好,可满足开发工程需要。     

高温高压气井井筒温度场计算与分析

为确保高温高压气井的安全钻井,有必要对高温高压气井的井筒温度场进行研究。考虑井筒流体与地层传热,根据热力学定律和能量守恒定律,建立了钻井液循环期间钻柱内及环空流体瞬态温度模型,分析了钻井液排量和循环时间对环空温度的影响。研究结果表明:循环温度与静温剖面的偏离程度随循环排量和循环时间的增加而增大;小排量时环空钻井液温度比排量较大时更接近于静温剖面;随着排量的增加,井底循环温度逐渐降低;在相同排量下,随着循环时间的延长,环空瞬态温度场偏离静止温度场越多,环空温度逐渐趋于稳定。基于该瞬态温度模型,结合顺北鹰1井参数,计算得到的钻井液出口温度与现场实测值很接近,相对误差均在7%以内,验证了模型的可靠性。     

酸性气藏井筒温度压力计算

随着世界能源需求的日益加大,酸性气藏在整个天然气工业生产中的地位越来越突出。但由于酸性气藏不同于普通天然气藏,其中的H2S和CO2具有强腐蚀性和剧毒性,测量气藏温度压力的难度是可想而知的,气井井筒的压力温度分布计算的精确程度直接影响深层气井产能评价、生产系统动态分析和生产优化。为此,该研究克服了以往文献在此方面的不足,结合酸性气藏特殊的物性参数,对酸性气井井筒温度压力动态分析展开深入研究,编制了相应的计算机软件,计算出的井口温度压力值与实测值误差很小,为生产单位提供了切实可行的方法。     

超低压水平井井壁稳定性研究与应用——以崖城13-1气田为例

在气田开发中后期的调整井钻井中,由于储层压力衰竭,会产生与常压或异常高压地层中不同的井壁稳定问题,主要体现在钻进中容易漏失,导致井下复杂情况或钻井事故。崖城13-1气田在开发10余年后,主力储层压力系数衰减为0.47左右,是典型的超低压力气藏。针对该气田储层压力衰竭情况,建立了调整井井壁稳定力学分析方法,对崖城13-1气田某大位移调整井压力衰竭后的坍塌压力、破裂压力和漏失压力情况进行了分析。计算结果表明,地层压力降低导致坍塌压力和破裂压力均有不同程度下降,使钻井中坍塌风险降低,漏失风险增加。因此,在压力衰竭储层段钻井液密度设计中需要以压力衰竭后的坍塌压力、破裂压力及漏失压力为参考。实际钻井情况表明,考虑压力衰竭条件下的井壁稳定性分析在崖城13-1气田水平井的应用取得了良好效果。     

裸眼完井分支水平井井筒压力分布理论研究

根据水平井筒内单相变质量流特点，考虑影响井简压降大小的各个因素，利用质量守恒定律、动量定理以及管流摩阻公式，建立了水平井简压降计算模型。把井筒压降计算模型与油藏三维渗流模型耦合起来，可以得到井筒中的压力分布。通过对分支水平井井筒压力的初步研究，建立了井筒压力分布求解模型，得出了一些有益的结论，为进一步的研究打下坚实的基础。     

Predicting on Distribution of Temperature,Pressure, Velocity,and Density of Gas Liquid Two-phase Transient Flow in High Temperature-High Pressure Wells

The authors present a predicting model concerning pressure, temperature, density, and velocity of gas liquid two-phase transient flow in high-temperature–high-pressure wells, according to mass, momentum, and energy balances. The finite difference method is used to solve the model. A high-temperature–high-pressure gas well (6,115 m deep) in Sichuan Province of China is used to check the efficiency of the proposed model and the algorithms.     

Numerical Simulation on Deepwater Drilling Wellbore Temperature and Pressure Distribution

Abstract

Considering the effect of temperature and pressure on the characteristics of drilling fluid, a coupled model of deepwater drilling wellbore temperature and pressure was established. By numerical simulation, the wellbore temperature and pressure distribution were obtained. Studies have shown that minimum temperature appears in the position slightly upward of the mud line, and maximum temperature appears in the position slightly upward of the bottom hole. Maximum equivalent circulation density (ECD) appears in the shallow layer. In order to accurately predict wellbore temperature and pressure, the effect of temperature and pressure on mud should be coupled; moreover, the variation of convection heat transfer coefficient should be considered.