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

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.

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(yù)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(jìn)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(yàn)證預(yù)測最大溫度誤差僅為3.4 ℃，并以此理論為基礎(chǔ)，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(shù)，其切應(yīng)力大于4 Pa。該技術(shù)在南海西部某深水氣井測試應(yīng)用中獲得了成功?，F(xiàn)場測試期間該井實(shí)測井口溫度為16.5 ℃，計(jì)算預(yù)測該井井口溫度為18 ℃，且井筒不同位置實(shí)測溫度與預(yù)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(dá)100×104m3/d。

深水；高溫高壓；測試液；溫度場；海底低溫

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(dá)到1 500～3 000 m，高溫高壓井鉆探最高溫度已達(dá)200 ℃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(dǎo)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(yán)重后果；而高溫高壓氣井測試中，地層流體在到達(dá)井口后仍具有相當(dāng)高的溫度，高溫流體會給地面測試流程帶來一系列風(fēng)險(xiǎn)，嚴(yán)重制約測試放噴產(chǎn)量［1-3］。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，建立測試液控溫性能調(diào)整方法，通過調(diào)整環(huán)空測試液性能，達(dá)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(fēng)險(xiǎn)，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(dǎo)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(fēng)險(xiǎn)。在高溫高壓氣井測試中，由于水深較淺，地層流體在到達(dá)井口后仍具有相當(dāng)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(fēng)險(xiǎn)，嚴(yán)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(diǎn)給測試作業(yè)帶來不同的難題。

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(shù)是對環(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(hù)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。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(yīng)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(chǔ)上，對影響氣井測試井口溫度的測試液控溫性能主控因素進(jìn)行分析，建立一種測試液控溫性能調(diào)整方法，進(jìn)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(yù)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：

自然熱對流中測試液沿管壁的質(zhì)量流量：

傳熱邊界厚度δ：

格拉曉夫數(shù)Grx：

普朗特?cái)?shù)Pr：

式中，mf為生產(chǎn)流體質(zhì)量流量，g/s；cpf為生產(chǎn)流體比熱容，J/（kg）；Tbh為井底溫度，℃；Ts為井口溫度，℃；ma為由熱對流引起的測試液沿油管壁的質(zhì)量流量，g/s；cpa為測試液的比熱容，J/（kgK）；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/（mK）；Ti為油管壁溫度，℃；To為套管壁溫度，℃；ri為油管外徑，mm；ro為套管內(nèi)徑，mm；Vz為沿?zé)岚逑蛏狭鲃拥乃俣?，mm/s；B為兩板之間流體的熱膨脹系數(shù)；△T為2板之間的溫度差，℃；μ為流體的黏度，mPas；δ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(dǎo)等多種熱量傳遞模式，其忽略了海水-隔水管-隔水管內(nèi)流體交互作用的復(fù)雜影響。新建模型中不僅考慮了多種熱量傳遞模式的復(fù)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(jìn)行了重點(diǎn)分析［10］。模型計(jì)算過程中，重點(diǎn)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(dǎo)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(diǎn)以及測試液性能參數(shù)，對影響溫度場的測試液控溫性能因素進(jìn)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(yù)測使用測試液體系后的井筒溫度場，L-X-1和Y-X-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1。

L-X-1：φ533.4 mm隔水管+φ508.0 mm× 2 100 m+φ339.7 mm×3 650 m+φ244.5 mm×4 350 m+φ177.8 mm×4 550 m

Y-X-1：φ508.0 mm×995 m+φ339.7 mm×3 195 m+φ244.5 mm×4 150 m+φ177.8 mm×4 423 m

表1　L-X-1和Y-X-1井井身結(jié)構(gòu)等基本數(shù)據(jù)

2.1測試液性能參數(shù)對井口溫度的影響

測試液切應(yīng)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(yīng)力對測試液井口溫度的影響程度最大，但隨著切應(yīng)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(dǎo)系數(shù)和比熱容的改變對井口溫度影響程度不大。

圖2　測試液切應(yīng)力對深水測試井口溫度的影響

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(yīng)力、黏度等性能參數(shù)，計(jì)算深水井L-X-1井測試產(chǎn)量50×104m3/d和高溫高壓井Y-X-1井測試產(chǎn)量60×104m3/d的井筒溫度場變化趨勢，結(jié)果見圖4～圖7。

圖4　測試液切應(yīng)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(yīng)力的方法，調(diào)整環(huán)空測試液保溫及散熱性能，將測試液和海水的控溫性能結(jié)合利用，達(dá)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。

圖5　測試液黏度對L-X-1井井筒溫度場的影響

圖6　測試液切應(yīng)力對Y-X-1井井筒溫度場影響

圖7　測試液黏度對Y-X-1井井筒溫度場的影響

3　方法驗(yàn)證及實(shí)驗(yàn)指導(dǎo)

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(shí)測井口溫度進(jìn)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(yù)測傳熱模型預(yù)測的井口溫度與現(xiàn)場實(shí)測溫度相差不大，最大誤差僅為3.4 ℃，驗(yàn)證了預(yù)測模型的準(zhǔn)確性。

將系統(tǒng)預(yù)測模型中敏感性因素分析得出的測試液性能的最優(yōu)參數(shù)值用于指導(dǎo)室內(nèi)實(shí)驗(yàn)研究，通過模型計(jì)算結(jié)果和室內(nèi)實(shí)驗(yàn)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(fù)合鹽+0.3%除氧劑HGD+（0.5%～3%）緩蝕劑HWSJ-3，切應(yīng)力大于4 Pa，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2　深水測試實(shí)測井口溫度與精確預(yù)測模型對比

4　現(xiàn)場應(yīng)用

南海LS-X-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(yù)測井底溫度為59 ℃。隔水管材料為鋼鐵，外徑為533.4 mm，內(nèi)徑為495.3 mm，海底地溫梯度為3.92 ℃/ 100 m，下φ508.0 mm套管至井深2 100 m，下φ339.7 mm套管至井深3 650 m，下φ244.5 mm套管至井深4 350 m，下φ177.8 mm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(shè)計(jì)1#測試液性能參數(shù)為：塑性黏度為40 mPas，動切力為0.5 Pa，熱傳導(dǎo)系數(shù)為0.25 W/mK，比熱容為3 200 J/kg。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(jì)算預(yù)測使用1#測試液后該井井口溫度僅為10 ℃，水合物生成風(fēng)險(xiǎn)較大。隨后調(diào)整2#測試液塑性黏度為10 mPas，動切力為0.05 Pa，熱傳導(dǎo)系數(shù)為0.30 W/mK，比熱容為4 200 J/kg。由于該測試液的傳熱性能較強(qiáng)，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(bǔ)充，計(jì)算預(yù)測使用2#測試液后該井井口溫度為18 ℃，現(xiàn)場測試期間該井實(shí)測井口溫度為16.5 ℃，且井筒不同位置實(shí)測溫度與預(yù)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(dá)100×104m3/d。

圖8　LS-X-2深水井現(xiàn)場測試井筒溫度與預(yù)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(chǔ)，建立了深水氣井測試系統(tǒng)預(yù)測傳熱模型，并以南海LS-X-1井、LS-X-2井為例進(jìn)行模型驗(yàn)證，預(yù)測最大溫度誤差僅為3.4 ℃，預(yù)測精度滿足應(yīng)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(jìn)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(chǔ)，構(gòu)建了一套控溫性能可調(diào)的測試液體系。

3.現(xiàn)場應(yīng)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(yù)防了水合物的生成，且井筒不同位置實(shí)測溫度與預(yù)測井筒溫度場十分接近，最終該井測試安全順利。

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Temperature Control Capability of Test Fluid Used in Offshore Operations

REN Guanlong， ZHANG Chong， DONG Zhao， YU Yi， ZENG Chunmin
（Zhanjiang Branch Company， CNOOC， Zhanjiang， Guangdong 524057）

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 of the 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 of the 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 ℃， and the temperatures measured at the different places in the wellbore are very close to those calculated. Test of the well has been successful， giving gas production rate of 100×104m3/d.

Deep water； High temperature high pressure； Test fluid； Temperature field； Low temperature at seabed

TE257

A

1001-5620（2016）04-0117-05

10.3696/j.issn.1001-5620.2016.04.025

任冠龍，1988年生，碩士，現(xiàn)在主要從事儲層保護(hù)、鉆完井工藝方面的研究工作。電話18688372662；E-mail：rengl4@cnooc.com.cn。

（2016-2-25；HGF=1603C1；編輯王超）