南堡潜山高温油气藏井下循环温度的数值模拟

沈园园

（中国石油冀东油田分公司钻采工艺研究院，河北 唐山 063000）

南堡潜山高温油气藏井下循环温度的数值模拟

沈园园

（中国石油冀东油田分公司钻采工艺研究院，河北 唐山 063000）

南堡潜山油气藏属高温油气藏，井下高温给钻井液、水泥浆、井下工具等带来了一系列的问题，因此，准确确定钻井作业时井内循环温度的分布和变化规律，对钻井和完井工程具有极其重要的意义。文中从能量守恒定律出发，结合传热学和流体力学的基本原理，考虑高温高压对钻井液密度的影响，运用Presmod温度模拟软件，确定了适用南堡潜山高温油气藏的井下循环温度预测方法。该方法可以分析钻井施工参数、流体物性和外界环境对井筒温度的影响，应用实测的井筒温度对模型预测结果进行了验证。结果表明，该方法的井温预测精度能较好地满足油田高温井的设计及施工要求。

井筒温度；数值模拟；温度计算；南堡潜山

0 引言

随着南堡凹陷古潜山勘探开发的深入，深井钻探越来越多，而井深的增加，井底温度也越来越高。南堡1-89井在奥陶系潜山4 700 m处试油时储层温度高达192.25℃，如此高温对钻井液性能和井下设备、工具、仪器的密封件、软管等造成了严重影响。例如：MWD没有信号，无法正常工作；螺杆出现脱胶等。这一系列井下故障制约了该地区勘探开发的进程，因此，准确掌握钻井过程中井内的温度值，掌握其分布和变化规律，对安全、高效地实施钻井作业具有极其重要的意义。

目前常用的确定井内循环温度的方法，有井下工具实测法、简易公式估算法（即API法和各公司的经验方法）及计算机数值模拟法［1］。井下工具实测法就是采用特制的设备或仪器下入井内对井下温度进行直接测量，它是确定井筒温度的最直观方法，是其他方法的基础，但该方法成本高并且会占用正常的钻井作业时间，因此一般用于特殊的、井况复杂的井；简易公式估算法使用快捷方便，但在高温井中计算误差较大［2］；计算机数值模拟法［3-6］则是通过不同工况建立各种数学模型进行模拟计算确定井内温度，随着计算机技术的发展，该方法的计算效率和精度逐步提高，但现阶段依旧存在计算复杂、现场应用困难的难题。本文在Hasan和Kabir提出的传热模型基础上，结合钻井液密度预测模型，考虑摩擦力做功热源项，运用Presmod温度模拟软件［7-12］，确定了适用南堡潜山高温油气藏的井下循环温度预测方法，并应用实测的井筒温度对模型预测结果进行了验证。该方法兼顾了时效性和准确性，可操作性很强。

1 井筒温度场模型

图1为井眼中钻井液循环热平衡模型。图中，井眼单元微元体长度为dz，钻柱内流入微元体的热量为Qp（z），流出微元体的热量为 Qp（z+Δz）；环空流入微元体的热量为 Qa（z+Δz），流出微元体的热量为 Qa（z）。

图1 井眼中钻井液循环热平衡模型

式中：dpi，dpo，dw分别为钻柱内径、钻柱外径、环空井径，m；Tp，Ta，Tf分别为钻柱内钻井液、 环空内钻井液、地层温度，℃；Cp，Ca分别为钻柱内、环空内钻井液比热容，J/（kg·℃）；hpi，hpo，hf分别为钻柱内表面、钻柱外表面、地层井壁表面对流换热系数，W/（m2·℃）；ρp，ρa分别为钻柱内、环空内钻井液密度，kg/m3；Qcp，Qca分别为钻柱、环空的热源项，J；λdp为钻柱导热系数，W/（m·℃）；qm为钻井液质量流量，kg/s。

式（1）中等号左侧第1项代表从钻杆外壁进入钻柱内微元控制体的热量，第2项代表钻井液流动进入钻柱内微元控制体的热量，第3项代表微元控制体内由于摩擦压耗产生的热源项，等号右侧表示钻柱内微元控制体内能的增量。

式（3）中等号左侧第1项代表从地层进入环空微元控制体的热量，第2项代表从环空内流体进入钻柱内流体的热量，第3项代表钻井液流动进入环空微元控制体的热量，第4项代表微元控制体内由于摩擦压耗产生的热源项，等号右侧表示环空内微元控制体内能的增量。

钻柱、环空内热源项摩擦压降 Δpf确定方法［13］为

式中：ρ为钻井液密度，g/cm3；v 为钻井液流速，m/s；Δz流动管壁的长度，m；d为管柱直径，m；f为范宁摩擦因数；qv为体积流量，m3/s。

2 钻井液密度预测模型

关于钻井液密度在高温高压下的变化规律，国内外学者建立了多种密度模型，目前钻井液密度模型主要有 Hoberock，Dondson-Standing，Kemp-Thoms及 Sorelle模型等［14］。本文选用适合高温高压条件下的Hoberock模型计算钻井液密度。该组分模型假定，钻井液密度随着温度压力而发生的任何变化都是由其流体组分的体积特性造成的。该模型的表达式为

式中： ρ2为当前温度压力下的钻井液密度，g/cm3；ρo1，ρw1分别为参比条件下油、水的密度，g/cm3；ρo2，ρw2分别为当前温度压力下油、水的密度，g/cm3；fo，fw，fs，fc分别为参比条件下油、水、固相、添加剂的体积分数。

利用式（1）—（6），假定井底环空处与钻柱内钻井液温度相同、井底环空压力为地层孔隙压力，采用PRESMODE软件建立传热模型、PVT模型及流动模型，联立求解可得井筒温度分布情况。使用NP3-81井的实测数据对模型进行验证，并对钻井施工参数、流体物性和外界环境对井筒温度的影响进行分析。

3 实例计算

NP3-81井完钻井深6 066 m，垂深5 607 m，地表温度为12.5℃，地温梯度为3.7℃/100 m，钻井液入口温度为53.5℃，钻井液密度1.08 g/cm3，钻井液流变参数 Φ3=2，Φ300=31，Φ600=49。井身结构为 φ244.5 mm套管×4 380 m+φ177.8 mm 套管×（4 076～5 937 m）+φ152.4 mm裸眼×6 066 m。其中，φ244.5 mm套管内径220.0 mm，φ177.8 mm套管内径157.0 mm。钻具组合为φ152.4 mm 钻 头×0.3 m+φ101.6 mm 钻 铤 ×200 m+φ101.6 mm 钻杆×1 956 m+φ127.0 mm 钻杆×3 910 m。其中，φ101.6 mm钻铤内径65.0 mm，φ101.6 mm钻杆内径84.8 mm，φ127.0 mm钻杆内径108.6 mm。计算井下循环温度所用热物理性质参数见表1。NP3-81井完井电测过程中井下温度变化情况见图2。

表1 计算井下循环温度所用热物理性质参数

图2 NP3-81井完井电测过程中井下温度变化情况

NP3-81井钻进至6 066 m完钻，以18 L/s的排量循环约7 h，起钻下电缆测井（起钻电缆入井大约用时13 h），所测最低温度133.8℃，最高温度为204.5℃。首先对这一过程进行模拟，循环7 h预测井底温度133.0℃，静止13 h后预测井底温度为203.8℃，与实测井底温度基本吻合。因此可以认为所建立的井下温度模型基本符合现场实际情况，可用于预测井下循环温度和模拟分析不同因素对井筒温度的影响。

3.1 钻井液入口温度对井筒温度的影响

图3为不同钻井液入口温度时井底温度随时间的变化情况。前4 500 min钻井液以18 L/s的排量循环，4 500 min后停止循环，开始静止。从图3可以看出：钻井液入口温度越高，井底温度也越高；当钻井液入口温度从30.0℃上升到70.0℃，随着循环时间的增加，井底温度的增幅变大 （循环420 min时，井底温度从132.8℃增加到140.1℃，增加了7.3℃；循环4 500 min（此时井底温度趋于平衡），井底温度从108.5℃增加到124.2℃，增加了15.7℃）；随着静止时间的延长，井底温度的增幅在变小。

同时，从图3也可看出，循环时间对井底温度剖面有非常大的影响。随着循环时间的增长，影响程度在逐渐减弱，循环1 000 min后，温度变化相当缓慢，几乎不再变化。因为随着循环时间的增加，井筒周围地层的温度也会降低，井筒与地层之间的热交换趋于稳定，井筒温度也较低。

图3 不同钻井液入口温度时井底温度随时间的变化

图4为不同钻井液入口温度（循环排量18 L/s、循环时间1 000 min）时，井筒温度随井深的分布情况。图中，环空温度为实线，钻具内温度为虚线。

图4 不同钻井液入口温度时井筒温度随井深的变化

钻井液从钻柱注入井内，随着循环时间的增加，温度逐渐升高，进入环空后，温度先升高，再随着地层温度的降低，缓慢下降。从图中可看出：随着井深的增加，入口温度对井底温度的影响减小；在井筒上部井内温度较低时，热量传递主要以对流为主，钻井液入口温度对井内温度分布影响较大；在井筒下部井内温度较高时，热量传递主要是导热，钻井液入口温度对井内温度分布影响在减弱；钻井液最高温度对应井深不是井底，而是在井底上方环空5 300 m处。

3.2 钻井液密度对井筒温度的影响

图5为不同钻井液密度时，井底温度随时间的变化情况。前5 500 min钻井液以18 L/s的排量循环，然后停止循环，开始静止。从图中可以看出，井底温度随着钻井液密度的增加而降低。但当钻井液密度增加到一定程度，由于摩擦压耗等热源增加，井底温度变化幅度变小。

图5 不同钻井液密度时井底温度随时间的变化

3.3 排量对井筒温度的影响

图6为不同循环排量时，井底温度随时间的变化情况。从图中可以看出，排量较低的情况下，井筒内温度受环境温度影响较明显，随着排量的增加，钻井液与环境之间的对流热交换时间减少，导致井底循环温度降低。

图6 不同排量时井底温度随时间的变化

4 结论

1）建立了南堡潜山井下循环温度和静止温度的计算方法，并通过测井实测温度数据与模型计算值进行对比分析。该计算方法具有较高的精度，有较强的实用性和可操作性，可为正确认识和有效评价深部地层井筒温度分布，实现优质、安全、高效钻井提供技术支撑。

2）钻井液入口温度、密度、循环时间以及排量都对井筒温度场有一定的影响。钻井液入口温度越高、密度越小、排量越小、循环时间越短，井筒温度越高。

3）井筒中各物质的热物理参数（如：钻井液、套管、钻杆等材料的比热容和导热系数）对井筒温度的分布影响较大，因此，需要准确掌握各项热物理性能参数来保障井筒温度模拟精度。

［1］ 何世明，何平，尹成，等.井下循环温度模型及其敏感性分析［J］.西南石油学院学报（自然科学版），2002，24（1）：57-60.

［2］ 尹成，何世明，徐壁华，等.对常规注水泥温度场预测方法的评价［J］.西南石油学院学报（自然科学版），1999，21（4）：57-60.

［3］ 夏环宇，翟应虎，安岩，等.深水钻井隔水管增压排量对井筒温度分布的影响［J］.石油钻探技术，2012，40（1）：32-35.

［4］ 唐述凯，李明忠，刘陈伟，等.闭式热流体循环井筒温度分布规律研究［J］.石油钻探技术，2014，42（5）：104-108.

［5］ 姚传进，雷光伦，吴川，等.高凝原油井筒温度场影响因素研究［J］.石油钻探技术，2011，39（5）：74-78.

［6］ 陈林，孙雷，彭彩珍，等.注CO2井筒温度场分布规律模拟研究［J］.断块油气田，2009，16（6）：82-84.

［7］ Jr，RAMEY H J.Wellbore heat transmission［J］.Journal of Petroleum Technology，1962，14（4）：427-435.

［8］ WILLHITE G P.Over-all heat transfer coefficients in stream and hot water injection wells［J］.Journal of Petroleum Technology，1967，19（5）：607-615.

［9］ HASAN A R，KABIR C S.Heat transfer during two-phase flow in wellbores，partⅡwellbore fluid temperatures［R］.SPE 22948，1991.

［10］ SORELLE R R，JARDIOLIN R A，BUCKLEY P，et al.Mathematical field model predicts downhole density changes in static drilling fluids［R］.SPE 11118，1982.

［11］ MCMORDIE W C ，Jr，BLAND R G，HAUSER J M.Effect of temperature and pressure on the density of drilling fluids［R］.SPE 11114，1982.

［12］ EYMARD R.Numerical computation of temperature distribution in a wellbore while drilling［J］.SPE 13208，1984.

［13］褚元林，樊洪海.钻井环空固液两相流压降模型理论分析［J］.石油大学学报（自然科学版），1996，20（6）：17-20.

［14］ KUTSOV I M.Empirical correlation determines downhole mud density［J］.Oil&Gas Journal，1988，86（52）：61-63.

（编辑 史晓贞）

Numerical simulation of wellbore temperature calculation for Nanpu buried-hill

SHEN Yuanyuan
(Institute of Drilling and Production Technology,Jidong Oilfield Company,PetroChina,Tangshan 063000,China)

Nanpu buried-hill reservoir is a high temperature reservoir.High temperature causes a series of problems to mud property,cement slurry formulation,downhole tool and so on.Therefore,the calculation of the distribution and variation of circulating temperature is very important for drilling and completion engineering.According to the energy conservation and the basic principles of heat transfer and fluid mechanics,considering the effect of high temperature and high pressure of drilling fluid density,the method for predicting the temperature in the Nanpu Oilfield was proposed using Presmod software.This method can be used to analyze the influence of drilling parameters,fluid physical properties and external environment on wellbore temperature,and the simulation results are close to the measured results.The results show that the method can meet the design and construction requirements of high temperature well.

wellbore temperature;numerical simulation;temperature calculation;Nanpu buried-hill

TE28

A

国家科技重大专项“渤海湾盆地黄骅坳陷滩海开发技术示范工程”（2011ZX05050）

10.6056/dkyqt201704029

2017-01-18；改回日期：2017-05-14。

沈园园，女，1984年生，工程师，现从事钻井设计及相关科研工作。 E-mail：zcy_shenyy@petrochina.com.cn。

沈园园.南堡潜山高温油气藏井下循环温度的数值模拟［J］.断块油气田，2017，24（4）：570-573.

SHEN Yuanyuan.Numerical simulation of wellbore temperature calculation for Nanpu buried-hill［J］.Fault-Block Oil&Gas Field，2017，24（4）：570-573.