深井超深井注入过程井筒温度场模型研究及应用

低温流体的注入过程若使井筒温度场发生较大变化,管柱会因温度变形而产生较大的附加轴向力,导致管柱变形和封隔器失封。为此,考虑深井、超深井井身结构特点及地层传热机理,根据能量守恒定律和热力学定律,建立深井、超深井注入过程井筒温度场模型。采用稳态假设消除时间项并连续使用解析法得到模型解析解,结合某超深井井身结构与施工参数,分析了复杂井身结构和地层温度对计算结果的影响,得到了不同注入温度和排量下井筒温度分布规律。研究结果表明,考虑复杂井身结构后模型精度更高,与井底温度的绝对误差为-0.56%,不考虑复杂井身结构的绝对误差为1.52%;地层温度对井筒温度的影响较小。研究结果可为管柱力学分析提供数据支撑、为作业参数优化提供理论依据。

小井眼超深井井筒温度预测模型及降温方法研究

顺北区块超深小井眼钻井井底高温问题突出,明确井筒温度场分布规律并探讨高效降温方法对于保障该地区钻井安全具有重要工程意义。文章基于超深小井眼钻井工艺,综合考虑钻井液黏性耗散、钻柱偏心和旋转及钻头破岩等多种热源项对井筒温度的影响,建立了适用于小井眼超深井的井筒瞬态传热模型,并提出针对性的降温方法,然后采用MWD实测数据及商业软件Drillbench进行对比验证,本模型预测值与随钻数据更为吻合,误差在2%以内;钻柱隔热可降低井底温度33℃,钻井提速、增加排量等其它方法可使井底温度降低3~10℃,采用地面降温法的降温效率呈现显著的边际递减效应,即井越深其降温能力越有限。针对单一降温方法降温效果不够显著,建议综合多种降温方法有效降低井筒温度。本研究成果可为小井眼超深井的井筒温度准确预测和降温方法优选提供理论指导。

稠油热采热流体循环加热过程中的井筒温度分布

针对稠油开采时闭式热流体循环加热井筒产出流体的情况,文中建立了循环加热流体和产出流体的二维瞬态温度分布模型,充分考虑了对流换热、轴向传热以及热源项对热流体加热产出流体的影响。使用有限体积法对模型进行求解,并分析了热流体入口温度、热流体流量、热流体加热深度、产液量对产液温度的影响规律,以及这4个因素发生变化时对产液温度的影响程度。通过与现场实测数据及其他模型进行对比,验证了文中建立的温度模型的准确性。研究结果表明,热流体入口温度变化对产液温度的影响程度最大,产液量变化和热流体流量变化的影响程度比较接近,而热流体加热深度变化的影响程度较小。该研究成果对于热流体循环加热开采稠油的现场生产具有指导意义。

钻井过程中井筒温度分布影响建模研究

为掌握钻井过程中的井筒温度分布规律。建立了直井钻井过程中井筒和地层瞬态二维传热模型,研究了入口温度、钻井液导热系数和地温梯度对直井井筒温度分布的影响,实验结果表明,环空内钻井液和钻柱内钻井液温差最大在井筒温度等于地层温度处;入口温度影响井口附近井筒温度,但井深增加后地温影响更大;钻井液密度增加,井筒上部温差增大;钻井液导热系数增加,井筒上部环空内温度降低,下部升高。模型计算结果与现场温度数据吻合度高,最大相对误差仅为1.65%和0.79%,表明模型有效可靠,可为钻井作业提供指导。

浅层水合物钻井井筒温度场特征研究

深水浅层水合物钻井过程中,井筒压力与温度的变化显著影响水合物钻屑在环空中的平衡状态。水合物相态随着温度的变化而改变,同时水合物相变产生气体后,又会影响井筒流体组成和传热方式,导致井筒温度与水合物相变互相影响。因此,研究建立了深水钻井过程中瞬态温度场模型,分析了浅层水合物钻井过程中井筒温度场特征,为天然气水合物钻屑在环空中的分解情况提供了依据,有效指导深水浅层水合物钻井工艺措施的优化。

深层碳酸盐岩地层长水平段钻井井筒温度分布模型研究

为克服深层海相碳酸盐岩地层长水平段钻井作业过程中的井下高温问题,结合深层海相碳酸盐岩气藏长水平段钻井过程的特点,建立了综合考虑多源项、非牛顿流体螺旋流动、变热物性参数的钻井井筒瞬态温度分布数值模型。基于该模型,研究了水平段长度、循环时间、钻井液排量、入口温度对井筒温度分布的影响规律。结果表明:随着水平段长度的增加,井底温度会显著增加;增加循环时间、增加循环排量、降低钻井液入口温度等措施对降低深层长水平段井底温度的作用有限。可见,为保障深层碳酸盐岩油气资源开发的顺利进行,须提高旋转导向工具的耐温极限。

稠油开采中井筒温度影响因素分析

要使稠油热采过程中井筒加热参数适当,必须全面掌握地层岩石及流体热物理性质与井筒温度的关系。建立了井筒温度场的二维数学模型,对影响井筒温度的14种参数进行敏感性分析,结果表明:套管循环热流体的入口温度及注入排量、油井的产液量和地层岩石的比热对井筒和井口采出液体的温度影响较大,在循环热流体加热过程中,加热流体的注入参数存在最优值。

高凝油常规冷采时井筒温度分布分析

井筒温度是影响高凝油开发的一个重要参数。以传热学和两相流理论为基础,根据能量守恒定律建立了高凝油常规冷采时的井筒温度分布模型,确定了产液量和含水率与井筒温度分布之间的关系。通过实例计算及敏感性因素分析,为高凝油的常规冷采提供了理论支持。

水平井井筒温度场模型及ECD的计算与分析

因水平井钻井液安全窗口较窄,所以准确预测水平井井筒循环温度对井底压力控制、安全快速钻进有很重要的意义。在常规钻井井筒温度计算理论和模型的基础上,根据传热学的基本原理和能量守恒方法,建立了包括垂直段、造斜段和水平段的水平井井筒循环温度预测模型,并用实测的井筒温度对模型预测结果进行了验证,误差仅为0.6%。通过计算分析得出,在水平段较短时,环空内钻井液最高循环温度位置位于水平段起始处或在造斜段末端处;当水平段较长时,环空内钻井液最高循环温度位置位于水平段,并随着水平段的延伸逐渐接近井底;水平段起始处的ESD将逐渐降低,ECD沿着水平段逐渐升高,在钻头处(即井底)最高。

钻井液热物性参数测量及其对井筒温度场的影响

为准确计算钻井过程中井筒内的温度分布,基于瞬态热线法及热平衡原理设计了钻井液热物性参数测试仪。利用该仪器对聚合物钻井液和聚磺钻井液的导热系数和比热进行了实测研究,分析了钻井液导热系数和比热变化对井筒内温度计算值的影响,得到了2种钻井液的导热系数和比热随温度变化的规律,并依据实验数据拟合出了不同温度下2种钻井液的导热系数和比热求取公式。考虑温度对钻井液物性参数的影响,建立了井筒温度场模型。研究表明,钻井液热物性参数的变化对环空温度计算值的影响明显,并通过温度场间接影响到井筒内其它参数的计算。

高压深井压井过程中井筒温度数值模拟

根据正循环和反循环压井工艺特点,综合考虑轴向传热、径向传热、对流换热、摩擦做功生热等影响,建立了循环压井过程中井筒二维瞬态温度场预测模型,并采用有限差分法对预测模型进行数值求解。对实例井两种循环方式分别进行数值模拟得出:正循环压井井口排液温度大于反循环压井井口排液温度,循环压井过程中井底温度随压井时间先下降后逐渐稳定,正循环压井井底温度高于反循环压井井底温度。对排量、井深、注入温度、油管尺寸等4个重要影响因素进行敏感性分析,其对井筒温度的影响程度大小粗略排序为:井深、排量、油管尺寸、注入温度,为现场施工采取措施控制井筒温度的变化提供了理论依据。

高凝油井筒温度场计算及流态转变分析

高凝油含蜡量高,凝固点高,在沿井筒向上流动的过程中,当油流温度低于所含蜡的初始结晶温度时,蜡容易析出并聚集,使原油逐渐失去流动性,最终阻塞管线,严重影响开采效果。为解决这一问题,根据传热学基本原理,建立了适合高凝油井的井筒温度场数学模型,通过实验得到了高凝油的黏温曲线,进而对潍北油田的高凝油井筒温度场及流态转变进行了研究,指出了解决该油田油井结蜡问题的途径,对实现高凝油的正常生产具有一定的指导意义。

注CO_2井筒温度和压力分布模型研究及现场应用

为了解释红河油田注CO2现场试验中出现的气窜问题,准确优化现场试验中CO2注入压力,利用传热学理论,通过分析井筒传热过程,建立起注CO2井筒温度和压力分布的耦合模型,并结合实际注入参数,对红河油田注CO2井筒温度和压力分布进行了研究,此外也解释了现场试验中出现的气窜问题。结果表明,在注入井实际注入参数下,井筒温度随着井筒深度的增加而增大,但始终低于地层原始温度;井筒压力随着井筒深度的增加呈近似线性增加;井口注入压力过大致使井底压力大于地层破裂压力,这是导致发生气窜现象的根本原因。模型理论计算结果与现场分析结果相吻合,表明该模型对于实际生产具有一定的指导意义。

高凝油油藏自生热压裂井筒温度场计算模型

在高凝油油藏的压裂施工中 ,对地层注入冷流体会使井底周围的原油冷却 ,导致原油析蜡或凝固 ,从而堵塞流动通道 ,降低裂缝的导流能力。因而采用自生热压裂技术 ,依靠生热剂发生化学反应所放出的热量来提高注入流体的温度 ,使井底压裂液的温度在施工期间高于原油的凝固点或析蜡点。在压裂过程中预测井筒温度的变化 ,以保证压裂液在进入裂缝后不会对裂缝和储层造成“冷伤害”是实施这一技术的关键。根据热平衡方程 ,建立了自生热压裂过程中井筒温度场的数学模型 ,采用隐式差分格式建立了数值计算方程 ,并对一口井进行了实例计算和分析。结果表明 ,采用自生热压裂技术能有效地提高压裂液的温度 ,防止高凝原油析蜡和凝固 ,避免储层伤害 。

页岩气井体积压裂井筒温度计算及套管强度变化分析

页岩气井体积压裂排量大、时间长,压裂过程中井筒温度变化剧烈,引起的温度应力对套管强度具有较大影响。在考虑压裂液摩擦生热以及排量与壁面换热系数关系的基础上,建立了页岩气井套管压裂过程中井筒温度场模型,对压裂过程中温度瞬态变化进行了计算。结果表明:页岩气井套管压裂过程中井筒降温幅度较大,储层温度为78.5℃时最大降幅达到64.7℃;跟端和趾端温度差最大值出现在压裂初期60~210 s。依据推导出的套管抗外挤强度计算公式进行强度校核分析,结果表明,温度应力对套管抗外挤强度产生较大影响,且随着压裂排量的不断增大,抗外挤强度降幅也不断增大,冬季施工压裂液排量为20 m^3/min时,套管抗外挤强度降低16.4%。

地层水侵入对超临界CO_2钻井井筒温度和压力的影响

为了研究SC-CO2(超临界CO2)连续油管钻井过程中地层水侵入对井筒温度和压力的影响,在综合考虑CO2流体的黏度、密度、导热系数、热容、焦耳-汤姆逊系数等参数影响的基础上,建立了SC-CO2连续油管钻井地层水侵入井筒流动模型,并采用各参数相互耦合的方法对井筒温度和压力分布进行了计算。结果表明,地层水侵入速度越大其混合流体密度越高,环空混合流体对流换热系数越大,但由于喷嘴节流产生的焦耳-汤姆逊冷却效应,在井深约1 900 m处(离井底约10 m处)环空混合流体密度突然增大、对流换热系数突然减小;同时井筒流体温度随地层水侵入速度的增加而升高,在井深约1 900 m处焦耳-汤姆逊冷却效应导致井筒流体温度急剧降低;此外,井筒环空压力也随着地层水侵入量的增加而增大,但增幅不明显。

注CO_2井筒温度场分布规律模拟研究

注气过程中,低温CO2与井筒、地层存在热交换,井底与近井油层温度将明显下降,降低原油黏度,还可能造成蜡沉积和水合物生成,影响生产。为了优化注气参数,提高注气开发效果,通过对注气井筒与地层传热机理的研究,建立了综合考虑沿程流体相态及热物理性质变化的井筒温度、压力场数学模型,利用四阶龙格库塔法求解,并开发了注CO2井筒温度场数值模拟软件。通过实例验证了模型及解法的适用性,模拟并分析了井筒温度及CO2物性变化规律。

稠油热采闭式热流体循环井筒温度场分析

针对"两高"油田原油流动性差的特点以及闭式热流体循环降粘工艺的复杂性,建立了3种闭式热流体循环井筒传热模型及其边界条件,并采用Matlab编写了相应的模型求解程序。通过对现场具体井眼进行模拟计算,对比分析了3种闭式热流体循环效果,给出了最优热流体循环方案。计算了循环流量、循环介质和管柱材料物性参数等对井筒加热效果的影响。计算结果表明,两侧加热方案最好,随着循环流量的增加井筒温度不断升高,导热油作为循环热载体较好,导热性能差的管柱材料能够提高循环加热段产液流动的平均温度。

海洋深水井钻井过程中井筒温度的变化规律

海洋深水油气井钻井过程中,现有的井筒循环温度场计算模型虽然综合考虑了钻井液在循环过程中诸如海水对流换热、隔水管及钻井液、地层导热等多种因素对井筒温度的影响,但却忽略了钻进导致的温度差异,与实际情况不符。为了给深水钻井的钻井液密度设计、井壁稳定性分析等相关工作提供更加准确可靠的依据,在不钻进只循环钻井液过程的温度模型求解温度场的基础上,对补充钻进工况的计算模型应用有限差分法和高斯迭代法进行求解,进而通过节点更新的算法,分析了不同机械钻速的钻进过程对深水钻井井筒温度纵向变化规律的影响。研究结果表明:①同一深度,不同机械钻速下全井温度场的计算结果有明显差异,1000 m水深的井底随钻温度差异接近10℃;②钻进过程的循环温度场对时间的敏感性远高于机械钻速,与不考虑机械钻速的井筒温度场相比,考虑机械钻速情况下的井筒温度场呈整体增大的变化规律。结论认为,利用该方法可以更好地分析海洋深水钻井过程中井壁稳定性和管柱工况等实际问题,其结果更加符合生产实际。

深水多梯度钻井井筒温度场

准确预测多梯度钻井中的井筒温度分布有利于精确地控制井筒压力。考虑空心球由钻柱内进入环空过程中引起的传热和传质,基于质量、动量和能量守恒原理建立多梯度钻井综合瞬态传热模型。使用有限体积法对该模型进行求解,并利用现场实测温度对该模型进行验证。通过模型分析多梯度钻井中的井筒温度分布,并研究不同敏感性参数对井筒温度的影响。结果表明空心球转移引起的传热和传质使分离器处的环空温度沿流动方向突然降低,形成一个突变点;空心球使井筒流体的传热速率降低,导致环空温度随着注入流体中空心球质量分数的增加而降低;旋流分离器的位置和数量对环空温度都有较大影响,但环空温度对旋流分离器的位置更敏感。