高温深井当量静态密度的计算
固井作业常用公式
固井作业常用公式-标准化文件发布号：（9456-EUATWK-MWUB-WUNN-INNUL-DDQTY-KII固井施工作业常用公式一、 水灰比的确定设水灰比为λ，水泥浆密度为s ρ g/cm 3,干灰密度为c ρ g/cm 3,则有：λ=1--s s c ρρρ 二、 1m 3水泥浆所需的干水泥量设水泥浆密度为s ρ g/cm 3,干灰密度为c ρ g/cm 3T c =1)1(--c s c ρρρ （吨） 三、 1m 3水泥浆所需的水量 V=1--c S C ρρρ （m 3） 四、 造浆量的计算V s =)1()1(100--s c c ρρρ （1/100kg ） 五、 水泥浆到达井底压力计算：设钻井液密度为m ρ（g/cm 3），井垂深深为h （m ）井底压力P=m ρgh/1000 （Mpa ）六、 井底循环温度计算（1）已知地温梯度为p （℃/m ），井垂深深为h （m ），循环温度系数为λ（取值在0.6-0.8之间）,地表温度为T S （℃）井底循环温度T c =（T S +ph ）λ （℃）（2）已知钻井液出口温度为T o （℃）井垂深深为h （m ） 井底循环温度T c =T o +h/168 （℃）七、 注水泥升温时间计算已知套管内容积Q （m 2），套管下深h （m ），设计注入水泥浆量L （m 3），注水泥排量为q 1（m 3/min ），替泥浆排量为q 2（m 3/min ）：（1） 当Qh ＜L ，则升温时间t=1q Qh（min ）（2） 当Qh ＞L ，则升温时间t=1q L +2q L Qh -（min ）八、 稠化时间计算已知套管内容积Q （m 2），套管下深h （m ），设计注入水泥浆量L （m 3），注水泥排量为q 1（m 3/min ），替泥浆排量为q 2（m 3/min ）稠化时间t=1q L +1q Qh +附加安全时间（60-90min ）（min ）九、 失水量的计算Q 30=2*Q t T 30式中：Q 30——30min 失水量，mlQ t ——在时间t 时收集的滤液量，mlT ——试验结束时的时间，min十、 流变参数计算流变模式判别： F=100300100200θθθθ-- 式中：F ——流变模式判别系数，无量纲；300θ——转速300r/min 时仪器读数200θ——转速200r/min 时仪器读数100θ——转速100r/min 时仪器读数当F=0.5±0.03时选用宾汉流变模式，否则选用幂律流变模式。
计算高温高压条件下的钻井液当量循环密度
ｈ— — 钻井 液静 液柱 高度 ，ｆ。 ｔ
２ 。当 量 循 环 密 度
二 、 与温度 和压 力 相 关 的 流 变特 性
为分析 高温 高压条 件下 钻井 液 的流动 特性 ，应
用 了 Ｐ ｌｔ 宾 汉 塑 性 模 型 所 开 发 的 以 下 变 量 。 ｏｉ ｅ为 ｔ
（ ） ２
钻 井液 的 当量循 环密 度可 以定 义 为钻 井液 的 当 量静态 密 度与 钻井 液流 动造 成的环 空压 降之 和 。现 场情 况下 的 当量循 环密 度表 达式 如下 ：
高 ， 井 底 压 力 越 低 ； 钻 杆 入 口温 度 对 井底 温 度 和 压 力 无 显 著 影 响 ；循 环 速 度 越 高 ， 井 底
温度 越低 、井底 压力越 高。
式中， ｐ为 钻 井 液 密 度 ， 为 钻 井 液 流 速 ， Ｌ 为 △ 流 动 管 壁 的 长 度 ， 为 管 柱 直 径 ，－ 范 宁 摩 擦 系 ｄ 厂为
２ ９
析 ，发 现塑性 黏 度与 基础 油 的性 能 相关 。因此 ，可 用基 础 油 的黏度 来校 准塑性 黏度 ，方法如 下 ： ◇ 测 量 钻井 液在 标准 条件 下的 塑性黏 度 ； ◇ 测量 基础 油在 标 准 条件 下 以及在 需 要 的压 力
向 相 垂 直 的 流 速 发 生 变 化 。钻 井 液 流 速 的 这 一 变 化
的模 拟程序 ， 用于模 拟 循 环 条 件 下 的 井 眼 。 用 宾 汉 塑 性 模 型 来表 征 所 研 究 的 钻 井 液 的 流 变 特 性 ，其 流 变 参 数 与 温 度 和 压 力 呈 函 数 关 系。 在 Ｄ Ｓｍｕａｏ Ｄ ｉ ｌｔｒ模 拟 程 序 中 使 用 了 Ｃ ａ ｋ Ｎｉ ｌ ｎ数 值 离散 图 来 绘 制 井 眼 温 ｒｎ — ｃ ｓ ｏ ｏ
固井作业常用公式
盛年不重来，一日难再晨。
及时宜自勉，岁月不待人。
固井施工作业常用公式一、水灰比的确定设水灰比为λ，水泥浆密度为s ρ g/cm 3,干灰密度为c ρ g/cm 3,则有：λ=1--s s c ρρρ 二、1m 3水泥浆所需的干水泥量设水泥浆密度为s ρ g/cm 3,干灰密度为c ρ g/cm 3T c =1)1(--c s c ρρρ （吨） 三、1m 3水泥浆所需的水量 V=1--c S C ρρρ （m 3） 四、造浆量的计算 V s =)1()1(100--s c c ρρρ （1/100kg ） 五、水泥浆到达井底压力计算：设钻井液密度为m ρ（g/cm 3），井垂深深为h （m ）井底压力P=m ρgh/1000 （Mpa ）六、井底循环温度计算（1）已知地温梯度为p （℃/m ），井垂深深为h （m ），循环温度系数为λ（取值在0.6-0.8之间）,地表温度为T S （℃）井底循环温度T c =（T S +ph ）λ （℃）（2）已知钻井液出口温度为T o （℃）井垂深深为h （m ）井底循环温度T c =T o +h/168 （℃）七、注水泥升温时间计算已知套管内容积Q （m 2），套管下深h （m ），设计注入水泥浆量L （m 3），注水泥排量为q 1（m 3/min ），替泥浆排量为q 2（m 3/min ）：（1） 当Qh ＜L ，则升温时间t=1q Qh （min ） （2） 当Qh ＞L ，则升温时间t=1q L +2q L Qh -（min ） 八、稠化时间计算已知套管内容积Q （m 2），套管下深h （m ），设计注入水泥浆量L （m 3），注水泥排量为q 1（m 3/min ），替泥浆排量为q 2（m 3/min ）稠化时间t=1q L +1q Qh +附加安全时间（60-90min ）（min ） 九、失水量的计算Q 30=2*Q t T 30式中：Q 30——30min 失水量，mlQ t ——在时间t 时收集的滤液量，mlT ——试验结束时的时间，min十、流变参数计算流变模式判别： F=100300100200θθθθ-- 式中：F ——流变模式判别系数，无量纲； 300θ——转速300r/min 时仪器读数200θ——转速200r/min 时仪器读数100θ——转速100r/min 时仪器读数当F=0.5±0.03时选用宾汉流变模式，否则选用幂律流变模式。
井控压井公式常用
井控压井公式常用井控计算公式1最大关井套压=（地破当量密度-井浆密度）×0.0098×井深= MPa2 地层压力=0.0098×井浆密度×井深+关井立压= MPa3压井密度=102×地层压力÷井深+附加密度= g／cm34求加重量=加重体积×加重剂密度×（压井密度-原浆密度）÷（加重剂密度-压井密度）=吨5地破压力=漏失压力+0.0098×密度×井深= MPa6破裂当量密度=102×地破压力÷井深=g／cm37溢流类型=井浆密度-（关井套压-关井立压）÷（0.0098×池面增量×1000÷每米环容、升）0.12-0.36为气、0.37-0.6油、0.61-0.84油水、0.85-1.07水、1.08-1.20盐水8气体上升高度=池面增量÷每米环容m3=米9气体上窜速度=气层深度-井深÷迟到时间×后效时间÷停泵～开泵时间（小时）=米／小时10初始立管总压力=低泵冲压力+关井立压+附加压力= MPa。
油井1.5～3.5、气井3～511终了立管总压力=压井密度÷原浆密度×低泵冲压力= MPa12排量计算=泵冲×活塞面具×活塞行程÷60×缸数=升／秒13上返速度=(12.74×排量) ÷(井眼直径2-钻具外径2)=米／秒14迟到时间=井深÷米／分15一周的时间=16.67×井筒容积-钻柱体积）÷排量=分16压井泥浆量=井筒容积的1.5-2倍17压井时间=（井筒容积-钻柱体积）÷（升／分÷1000）=分。
压井计算公式
井控公式1.静液压力：P=0.00981ρ H MPa ρ-密度g/cm3；H-井深 m。
例:井深3000米，钻井液密度1.3 g/cm3，求：井底静液压力。
解：P=0.00981*1.3*3000=38.26 MPa2,压力梯度： G=P/H=9.81ρ kPa/m =0.0098ρMPa；例：井深3600米处，密度1.5 g/cm3，计算井内静液压力梯度。
解：G=0.0098*1.5=0.0147MPa=14.7kPa/m3.最大允许关井套压 Pamax =（ρ破密度－ρm）0.0098H MPa H—地层破裂压力试验层（套管鞋）垂深，m。
Ρm—井内密度 g/cm3例;已知密度1.27 g/cm3,套管鞋深度1067米，压力当量密度1.71 g/cm3，求：最大允许关井套压解; Pamax =（1.71－1.27）0.0098*1067=4.6 MPa4.压井时（极限）关井套压 Pamax =（ρ破密度－ρ压）0.0098H MPaΡ压—压井密度 g/cm3 （例题略）5.溢流在环空中占据的高度 hw=ΔV/Va mΔV—钻井液增量(溢流)，m3；Va—溢流所在位置井眼环空容积，m3/m。
6.计算溢流物种类的密度ρw=ρm- (Pa-Pd)/0.0098 hw g/cm3；ρm—当前井内泥浆密度，g/cm3；Pa —关井套压，MPa；Pd —关井立压，MPa。
如果ρw在0.12～0.36g/cm3之间，则为天然气溢流。
如果ρw在0.36～1.07g/cm3之间，则为油溢流或混合流体溢流。
如果ρw在1.07～1.20g/cm3之间，则为盐水溢流。
7.地层压力 Pp =Pd＋ρm gHPd —关井立压，MPa。
ρm—钻具内钻井液密度，g/cm38.压井密度ρ压=ρm＋Pd/gH9、(1)初始循环压力 =低泵速泵压＋关井立压注：在知道关井套压，不清楚低泵速泵压和关井立压情况下，求初始循环压力方法：（1）缓慢开节流阀开泵，控制套压=关井套压（2）排量达到压井排量时，保持套压=关井套压，此时立管压力=初始循环压力。
高温高压条件下钻井液当量静态密度预测模型
摘 要 :高温高压井中 ,钻井液密度受温度和压力的影响较大 ,如果按照钻井液地面物性参数来计算井底静压 则会产生较大误差 ,在孔隙压力与破裂压力差值很小的井中 ,可能会产生井涌 、井喷或井漏等井下复杂情况或事 故 。从井筒温度场的数值模拟入手 ,首先建立了钻井液循环期间井筒的温度分布模型 ,然后通过高温高压钻井液 密度试验 ,分析了钻井液的高温高压密度特性 ,并在试验的基础上建立了高温高压钻井液密度预测模型 ,在此基础 上 ,用迭代数值计算方法建立了钻井液循环期间当量静态密度预测模型 。该模型将循环期间的井筒温度场模型与 高温高压钻井液密度预测模型结合起来 ,计算出的钻井液当量静态密度较为准确 。该模型为控压钻井技术提供了 理论依据 ,对于合理控制井下压力 、预防井下复杂情况和事故的发生具有指导意义 。
图 3 温度压力对钻井液 3 和 4 密度的影响
度的影响程度比常温时大 ;当 T = 1761 67 ℃时 ,即
使将压力加至最大 ,测得的密度仍明显低于常温常 压时的密度ρ0 。因此 , 在一般情况下 , 温度对钻井 液密度的影响程度高于压力对钻井液密度的影响程
图 2 温度压力对钻井液 1 和 2 密度的影响
·50 ·
石 油 钻 探 技 术 2009 年 5 月
典型配方进行配制 。4 种样品分为 2 组 。每组的两 种样品 ,除基油一种是柴油 ,一种是矿物油外 ,其余 组分完全相同 。第 1 组钻井液的密度为 11 32 kg/ L , 第 2 组钻井液的密度为 21 04 kg/ L 。4 种钻井液的 测试结果见图 2 、3 。
收稿日期 :2008 - 12 - 31 ;改回日期 :2009 - 03 - 30 基金项目 :国家自然科学基金项目“理想充填理论与保护油气层 暂堵新方法研究”(编号 :50574061) 的部分研究内容 ,并获教育部“长 江学者和创新团队发展计划”(编号 : IR T0411) 资助 作者简介 : 赵胜英 (1973 —) ,女 ,山东邹平人 ,1995 年毕业于石 油大学 (华东) 钻井工程专业 ,中国石油大学 (北京) 在读博士研究生 , 工程师 ,研究方向为油田化学及油气层保护技术 。 联系电话 : (010) 89733893
固井作业常用公式
固井施工作业常用公式一、水灰比得确定设水灰比为λ,水泥浆密度为g/cm３,干灰密度为g/cm３,则有:λ=二、１m3水泥浆所需得干水泥量设水泥浆密度为ｇ/cｍ3,干灰密度为g/cｍ3Ｔｃ＝(吨)三、１m3水泥浆所需得水量V＝(m3)四、造浆量得计算V s= (1／10０kg)五、水泥浆到达井底压力计算:设钻井液密度为(g/cｍ3),井垂深深为h(m)井底压力P=gｈ/１0０0 (Mｐａ)六、井底循环温度计算(１)已知地温梯度为p(℃/m),井垂深深为h(ｍ),循环温度系数为λ(取值在0.6-0。
8之间),地表温度为ＴＳ(℃)井底循环温度T c=(ＴＳ+ph)λ(℃)(2)已知钻井液出口温度为T o(℃)井垂深深为ｈ(m)井底循环温度T c＝T o＋h/168 (℃)七、注水泥升温时间计算已知套管内容积Q(m2),套管下深ｈ(m),设计注入水泥浆量L(ｍ3),注水泥排量为q１(m3/ｍiｎ),替泥浆排量为ｑ2(ｍ3/ｍin):（1）当Qh＜L,则升温时间ｔ=(min)（2）当Ｑh>Ｌ,则升温时间t=+(mｉn)八、稠化时间计算已知套管内容积Q(m２),套管下深h(m),设计注入水泥浆量L(m3),注水泥排量为q1(m3/min),替泥浆排量为ｑ2(ｍ３／mｉn)稠化时间t=++附加安全时间(６0－90mｉn)(min)九、失水量得计算Q30=2*Q t式中:Q30——３0ｍin失水量,mlQ t——在时间t时收集得滤液量,mlT——试验结束时得时间,ｍiｎ十、流变参数计算流变模式判别:F=式中:Ｆ—-流变模式判别系数,无量纲;—-转速300r/min时仪器读数—-转速200r／mｉn时仪器读数——转速１0０ｒ／min时仪器读数当F=0、５±0。
03时选用宾汉流变模式,否则选用幂律流变模式、宾汉模式ηp=０、0015(—)τ＝0.51１－511ηp式中:ηp—-塑性粘度,Pａ.sτ-—动切力,Pa幂律模式n=2.0９２lg()ｋ=式中:n-—流性指数,无量纲;k-—稠度系数,Pa、ｓn十一、游离液得计算:FF=式中:ＦF-—游离液占得比例;V f—-游离液体积(ml)V s——水泥浆体积(ml)十二、固井配水用量计算（1）固体外加剂固体用量:Ｗ＝1000 (kg)式中: ａ％为固体在干灰中得加量,λ为水灰比,Ｖ为配水总量,单位为ｍ3、（2）液体外加剂液体用量:W＝10００(kg)式中:a为试验加量,单位(ml)W c为试验干灰用量,单位(g)λ为水灰比Ｖ为配水总量,单位为m3ρl为液体密度,单位g/cｍ3十三、套管内容积计算已知套管外径D(mm),壁厚h(mｍ)套管内容积Q＝(D-2h)2(ｍm2)十四、环空容积计算已知井径D1(mm),套管外径D2(mm)环空容积Q= (D12-D22)(mｍ2)十五、环空流体所占环空高度已知注入流体体积为Ｖ(m3),所占环空得环空容积为Q(L/m)该流体所占环空高度Ｈ=(m)十六、环空返速及注水泥排量计算环空返速V=注水泥排量q＝60QV式中:Q为环容,单位(L/m)q为注水泥排量,单位(L/miｎ)V为环空返速,单位(m/s)十七、钻井液替量计算已知套管阻位为H(ｍ),套管内容为Q(L／m)钻井液替量L=ＱH/1000(m3)。
钻井液常用计算公式
钻井与常用计算公式1、钻井液配制与加重的计算（1）配制低密度钻井液所需粘土量水土水泥土泥土）（ρ-ρρ-ρρ=V W 式中：土W ---所需粘土重量，吨（t ）； 土ρ -- 粘土密度，克/厘米3（g/cm3）水ρ -- 水的密度，克/厘米3（g/cm3）泥ρ -- 欲配制的钻井液的密度，克/厘米3（g/cm3）泥V 欲配制的钻井液的体积，米3（m3）(2)配制低密度钻井液所需水量土土泥水ρ-=WV V式中：水V ---所需水量，米3（m3）； 土ρ -- 所用粘土密度，克/厘米3（g/cm3）土W -- 所用粘土的重量，吨（t ）泥V -- 欲配制的钻井液的体积，米3（m3）（3）配制加重钻井液的计算①对现有体积的钻井液加重所需加重剂的重量重加原重加原加）（ρ-ρρ-ρρ=V W 式中：加W ---所需加重剂的重量，吨（t ）； 原ρ -- 原有钻井液的密度，克/厘米3（g/cm3）重ρ -- 钻井液欲加重的密度，克/厘米3（g/cm3）加ρ -- 加重剂的密度，克/厘米3（g/cm3）原V -- 原有钻井液的体积，米3（m3）②配制预定体积的加重钻井液所需加重剂的重量原加原重加重加）（ρ-ρρ-ρρ=V W式中：加W ---所需加重剂的重量，吨（t ）；原重ρ -- 钻井液欲加重的密度，克/厘米3（g/cm3）加ρ -- 加重剂的密度，克/厘米3（g/cm3）重V -- 加重后钻井液的体积，米3（m3）③用重晶石加重钻井液时体积增加21224100(v ρ-ρ-ρ=.）式中：v ---每100m3原有钻井液加重后体积增加量，米3（m3）；1ρ -- 加重前钻井液的密度，克/厘米3（g/cm3）2ρ -- 加重后钻井液达到的密度，克/厘米3（g/cm3）24. --- 一般重晶石的密度，克/厘米3（g/cm3）④降低钻井液密度所需加水量水稀稀原原水）（ρ-ρρ-ρ=V V式中：水V ---所需加水的体积，米3（m3）；原水ρ -- 水的密度，克/厘米3（g/cm3）稀ρ -- 加水后钻井液的密度，克/厘米3（g/cm3）原V -- 原有钻井液的体积，米3（m3）2、两种不同密度钻井液混合后的密度212211V VV V +ρ+ρ=ρ式中：ρ --- 混合后钻井液的密度，g/cm3（ppg ）1ρ -- 混合前第一种钻井液的密度，g/cm3（ppg ）2ρ-- 混合前第二种钻井液的密度，g/cm3（ppg ）1V -- -- 混合前第一种钻井液的体积，m3（bbl ）2V -- 混合前第二种钻井液的体积，m3（bbl ）3、固相分析计算（1）钻井液低密度固相体积百分比)()()])(V ())(V ()V gbmoobssfg1w1100)([(V ρ-ρρ-ρ+ρ+ρ=式中：wV --- 对溶解的盐校正过的含水体积百分比，%；fρ --- 对溶解的盐校正过的水的密度，g/cm3（ppg ）gV 1 -- 低密度固相的体积百分比，%；ssV -- 悬浮固相的体积百分比，%；bρ -- 所用加重材料的密度，克/厘米3（g/cm3）；oV -- 油的体积百分比，%；oρ -- 油的密度，克/厘米3（g/cm3）mρ--钻井液的密度，克/厘米3（g/cm3）g1ρ -- 低密度固相的密度，克/厘米3（g/cm3），（2.2—2.9，平均2.6）（2）钻井液高密度固相体积百分比)()])(V ())(V ()V gboogssfb11wm)([(V -)100(ρ-ρρ+ρ+ρρ=式中：bV --- 加重材料的体积百分比，%；其余各项符号的说明同上一个公式一样。
钻井工程常用计算公式
钻井常用计算公式•、地层压力计算1、静液柱压力（MPa）=P（粘井液密度）*0.00981*H（垂深m）2、压力梯度值（MPa）=p（钻井液密度）*0.009813、单位内容积（r∩3Λn>=7.854*10-5*内径2（Cm）4、单位环空容积（m3∕m）=7.854*10^5*（井径2cm-管柱外径2cm）5、容积（m?）=单位内容积（m3∕m）*长度（m）管柱单位排音量（mVm）=7.854*10^5*（外径2cm内径2cm）6、地层压力（MPa）=钻具静液柱压力+关井立压7、压井钻井液密度（g∕c11p>=（关井立压Mpa/O.00981/11（m））+当前井液P（gcm3）8、初始循环压力=关井立压+底泵速泵压9、终止循环压力=（压力井液p/当前井液p）*低泵速泵压10、溢流长度m;钻井液增量m3/环空单位容积m3∕m11、溢流密度p（g∕cm3）=当前井液P-［（套压MPa-立压Mpa）/（溢流长度m*0.00981）］12、当量循环密度p（g/cm3）-（环空循环压力损失Mpa/O.00981/垂深m）+当前井液P13、当量钻井液P（g4zm3）-总压力Mpa/O.00981/垂深m14、孔隙压力MPa=9.81*Wf（地瓜水平均密度g∕cmυ*H（垂高m）15、上覆岩层压力（Mpa）=（岩石基质重量+流体重量）/面积［9.81*［（卜-。
岩石孔隙度％）*pm岩石基颓密度Hem3+4>*p岩石孔隙中流体密度g/cnP］16、地层破裂压力梯度（Mpa）=Pf（破裂地层压力Mpa）/H（破裂地层垂直深度m>Pf（破裂地层压力Mpa）=Ph（液柱压力Mpa）+P（破裂实验时的立管压力MPa）二、喷射钻井计算公式1、射流喷射速度计算相同直径喷嘴VOU1.2.73*Q（通过喷嘴液体排量1.∕S）∕n（喷嘴个数）*dc>2（喷嘴直径Cm）不相同直径喷喷Vo=12.73*Q（通过喷嘴液体排量1.∕S）/de?（喷嘴当量直径Cm）试中:de喷喷当量直径（cm）计算等喷嘴直径de-（根号n喷嘴个数）*d。
压井计算公式
压井计算公式-CAL-FENGHAI.-(YICAI)-Company One1井控公式1.静液压力：P=ρ H MPa ρ-密度g/cm3；H-井深 m。
例:井深3000米，钻井液密度1.3 g/cm3，求：井底静液压力。
解：P=**3000= MPa2,压力梯度： G=P/H=ρ kPa/m =ρMPa；例：井深3600米处，密度1.5 g/cm3，计算井内静液压力梯度。
解：G=*==kPa/m3.最大允许关井套压 Pamax =（ρ破密度－ρm） MPa H—地层破裂压力试验层（套管鞋）垂深，m。
Ρm—井内密度 g/cm3例;已知密度1.27 g/cm3,套管鞋深度1067米，压力当量密度1.71 g/cm3，求：最大允许关井套压解; Pamax =（－）*1067= MPa4.压井时（极限）关井套压 Pamax =（ρ破密度－ρ压） MPa Ρ压—压井密度 g/cm3 （例题略）5.溢流在环空中占据的高度 hw=ΔV/Va mΔV—钻井液增量(溢流)，m3；Va—溢流所在位置井眼环空容积，m3/m。
6.计算溢流物种类的密度ρw=ρm- (Pa-Pd)/ hw g/cm3；ρm—当前井内泥浆密度，g/cm3；Pa —关井套压，MPa；Pd —关井立压，MPa。
如果ρw在～0.36g/cm3之间，则为天然气溢流。
如果ρw在～1.07g/cm3之间，则为油溢流或混合流体溢流。
如果ρw在～1.20g/cm3之间，则为盐水溢流。
7.地层压力 Pp =Pd＋ρm gHPd —关井立压，MPa。
ρm—钻具内钻井液密度，g/cm38.压井密度ρ压=ρm＋Pd/gH9、(1)初始循环压力 =低泵速泵压＋关井立压注：在知道关井套压，不清楚低泵速泵压和关井立压情况下，求初始循环压力方法：（1）缓慢开节流阀开泵，控制套压=关井套压（2）排量达到压井排量时，保持套压=关井套压，此时立管压力=初始循环压力。
(2)求低泵速泵压：(Q/Q L)2=P/P L例：已知正常排量=60冲/分，正常泵压=,求：30冲/分时小泵压为多少解：低泵速泵压P L=(60/30)2= MPa10.终了循环压力= （压井密度/原密度）X低泵速泵压（一）注：不知低泵速泵压，求终了循环压力方法：（1）用压井排量计算出重浆到达钻头的时间，此时立管压力=终了循环压力。
高温高压条件下钻井液密度研究
从而精确计算井筒的环空压力剖面 。 建立高温高压钻井条件下精确 的井底压力预测模型，关键就在于
确 定钻 井液密 度 随井深 的变化 规律 ，建立 高温 高压井 的 当量 静态 密度和 当量 动态 密度 的积 分模 型 ，从 而 精确 计算井 底 压力 ，满足 安全钻 井 的需要 ，为钻井 设计 计算 与施 工提供 可靠 的理论 依据 。
温 高压条件下不同变化规律所提出的复合模型；一种以 Ｋ ｕ ｔ ａ ｓ ｏ ｖ为代表 ，基于大量室 内实验数据提出
的经 验模 型 。
Ｈ ｏ ｂ ｅ ｒ ｏ ｃ ｋ的 复合模 型 【 ５ 】 为
盆地 、陆上 的塔 西 南油 田、川 东油气 田等地 都遇 到 了高温 高压钻完 井难 题 。其 中之 一就 是钻井 液密 度 不再 是一 个定值 ，而 是 随着 压 力和温 度 的变 化而变 化 。例如 某种 不含加 重材料 的合 成油机 钻井 液 ，在
地面 测得 密度 为 ０ ． ７ ９ ｇ ／ ｃ ｍ３ ，在 井深 ４ ９ ７ ７ ｍ 处 ，温 度 为 ２ ０ １ ℃，测得钻 井液 密度 为 ０ ． ６ ８ ｇ ／ ｃ ｍ３ ，相 对地
高温高压条件下钻 井液密度研 究
姜智博 １ ， ２ ， ３ ，张兴 ｉ 全２ ， ３ 李峰 飞
（ １ ．中海 油研 究总院 ，北京 １ ０ ０ ０ ２ ７ ；２ ．中国石油勘探 开发研究院，北京 １ ０ ０ ０ ８ ３ ；
３ ． 中国石 油集 团 钻 井工程技 术研 究院，北京 １ ０ ０ １ ９ ５ ）
摘
要
研 究 了温度和压力对钻井液 当量静态 密度 （ Ｅ Ｓ Ｄ）的影响 ，建立 了高温高压条件下钻 井液 当量循环 密 度 （ Ｅ Ｃ Ｄ）模型，利用 南海 莺琼盆地某井的数据进行 了钻井液循环模 拟计算，结果显示： （ １ ）井底压力随
高温深井当量静态密度的计算
高温深井当量静态密度的计算随着石油勘探的深入和加工技术的提升，高温深井中的油气资源得以有效地开采和利用，深度钻探井的数量也逐渐增多。
在高温深井开采过程中，需要对岩石的物理性质进行准确的计算，在此基础上进行合理的井壁强度设计及决策。
本文将简要介绍高温深井当量静态密度的计算方法及其意义。
在高温深井岩石力学研究中，常常需要考察不同深度下的岩石的密度变化情况，而岩石的密度随着温度和压力的不同而有所差异。
为了在高温深井中准确地模拟地质条件，需要计算当量静态密度。
当量静态密度是指将岩石样品经加热后在一定压力下等温密度与它原本的等温密度在同一温度下的密度相等的等温密度。
因此，计算高温深井当量静态密度是研究高温深井物理性质的必要步骤。
高温深井当量静态密度可以基于密度计算公式得到。
根据体积守恒原理，当量静态密度的计算公式可以表示为：ρeq=ρ(1+α(T-T0)-βP)其中，ρ为原始密度，α和β分别为温度和压力系数，T和T0分别为样品温度和参考温度，P为样品承受的压力。
需要注意的是，α和β的取值需要根据不同的岩石来进行确定。
高温深井中常见的岩石类型有石英岩、砂岩、灰岩等，在计算时应该根据岩石性质合理选择温度和压力系数的取值。
高温深井当量静态密度的计算具有实际意义。
它可以提供资料为高温深井井壁强度设计及开发决策提供参考。
在现实工程中，高温深井井壁设计中需要对井壁材料的力学性能进行模拟和优化。
在考虑高温因素的情况下，计算出当量静态密度可以为井壁设计提供基础信息，以确定适应高温环境的井壁材料性能和井壁厚度，从而提高井壁的承载能力和防漏能力。
此外，在高温深井开发阶段选择合适井壁材料也是非常重要的，合适的井壁材料可以在高温、高压下保持稳定的物理性质，具备较好的抗热、抗蚀和抗压等特性，从而为高温深井的可持续开发提供保障。
总之，高温深井当量静态密度的计算对于研究高温深井的物理性质和井壁设计具有重要的实际意义。
在日益加剧的油气能源需求下，高温深井开采将会成为未来的热门领域，有关计算方法和实际应用的探索将有益于更深入地认识高温深井科学和技术。
高温深井钻井液当量循环密度预测模型
高温深井钻井液当量循环密度预测模型高温深井钻井液当量循环密度预测模型摘要：高温深井钻井过程中，钻井液应力和热膨胀等因素对井筒壁的影响不能忽视。
本文通过大量实验数据和统计学方法，建立了一个钻井液当量循环密度预测模型，可以提供高温深井钻井液配方中的参考。
关键词：高温深井、钻井液、循环密度、预测模型1. 引言高温深井钻井是一项复杂的工程技术，涉及到许多方面的知识和技术。
其中，钻井液作为钻井的重要组成部分之一，对钻井工作的顺利进行具有至关重要的意义。
因为钻井液的质量和性能直接影响到钻井效率和井筒壁稳定性。
循环密度是钻井液的一个重要参数，对井筒壁的稳定性和钻头的钻进速度有着直接的影响。
在高温深井中，由于井筒内部温度高达150℃以上，因此循环密度的预测和控制尤其重要。
而当前的循环密度预测模型往往是基于外部环境因素进行计算，缺少对钻井液内部的作用因素进行考虑，因此往往难以准确反映实际情况。
本文的目的是通过建立一个综合考虑到钻井液内部和外部因素的钻井液当量循环密度预测模型，提高高温深井钻井液配方的准确性和可信度。
2. 实验方法2.1 材料和设备本实验使用的钻井液配方为：高岭土（30kg/m³）、碳酸钙（135kg/m³）、氯化钠（30kg/m³）、白云石（65kg/m³）、石英粉（5kg/m³）、石墨（5kg/m³）、碳酸钠（1kg/m³）、聚合物（2kg/m³）。
本实验用到的设备主要有：旋转马头、样品采集器、循环系统、压力计、温度计、密度计等。
2.2 实验步骤1. 在实验室中按照配方制备钻井液，并将其置于钻井装置中进行模拟钻井操作。
2. 在模拟钻井操作过程中，采集温度、压力、循环密度等数据，并记录每次操作的变化情况。
3. 基于采集得到的数据，采用统计学方法对钻井液内部和外部因素对循环密度的影响进行分析，构建出循环密度预测模型。
3. 结果与分析通过对实验获取的数据进行统计学分析，得出了钻井液内部和外部因素对循环密度的影响因子，包括高岭土含量、碳酸钙粒度、钻头转速、钻杆长度等。
钻井液当量密度和钻井液密度
钻井液当量密度和钻井液密度
钻井液是在石油勘探和钻井过程中使用的一种特殊液体。
它的主要功能是冷却钻头、清洁井底、稳定井壁和输送钻屑。
钻井液的密度是一个重要的参数，对于钻井工程的顺利进行至关重要。
钻井液当量密度是指钻井液在特定工况下的密度。
它与钻井液的实际密度有一定的关联，通常使用钻井液密度在规定条件下的当量密度进行计算。
当量密度的计算公式为：当量密度=（0.052×钻井液密度）+0.018。
这个公式的目的是为了考虑到钻井液中其他组分的密度对整体密度的影响。
钻井液当量密度的控制非常重要。
如果当量密度过低，可能导致井筒不稳定，引起井内塌陷等问题；而当量密度过高，则会增加钻井液对井壁的压力，导致井壁破裂，甚至引发井喷等严重事故。
因此，在钻井过程中，必须根据地层情况和井深变化及时调整钻井液当量密度，以确保井筒的稳定和钻井作业的安全进行。
钻井液密度是指钻井液的实际密度，一般通过测量钻井液的比重来计算。
钻井液密度的选择需要根据具体的钻井条件和地层情况来确定。
一般来说，钻井液密度的选择应能够满足以下几个方面的要求：一是能够稳定井壁，防止井壁塌陷；二是能够悬浮钻屑，保持井底清洁；三是能够冷却钻头，防止钻头过热；四是能够输送钻屑，确保钻井作业的顺利进行。
总之，钻井液当量密度和钻井液密度是钻井过程中非常重要的参数。
它们的合理控制和选择对于井筒稳定、钻井作业的安全进行起到了关键作用。
在实际操作中，钻井液当量密度和钻井液密度需要根据地层情况和井深变化进行调整，确保钻井作业的顺利进行。
深水高温高压井钻井液当量循环密度
㊀㊀收稿日期:20210519;改回日期:20220315㊀㊀基金项目:中海石油(中国)有限公司综合科研课题 双孔介质储层测录井综合评价技术与作业方案优化研究 (YXKY -2021-ZJ -01)㊀㊀作者简介:高永德(1978 ),男,高级工程师,2001年毕业于江汉石油学院应用地球物理专业,2008年毕业于长江大学地球探测与信息技术专业,获硕士学位,现主要从事地球物理测井与地质录井相关的技术研究与管理工作㊂DOI :10.3969/j.issn.1006-6535.2022.03.020深水高温高压井钻井液当量循环密度预测模型及应用高永德1,董洪铎2,胡益涛3,陈㊀沛1,程乐利4,5(1.中海石油(中国)有限公司湛江分公司,广东㊀湛江㊀524057;2.中国石油渤海钻探工程有限公司,天津㊀3002803.中法渤海地质服务有限公司湛江分公司,广东㊀湛江㊀524057;4.长江大学,湖北㊀荆州㊀434023;5.中国石油大学(北京)油气资源与探测国家重点实验室,北京㊀102249)摘要:深水高温高压井具有井筒温度场变化复杂㊁钻井液物性变化大等特点,导致钻井液当量循环密度(ECD )难以准确预测㊂为此,根据南海某研究区深水高温高压井钻井资料,通过PVT 测量仪和旋转黏度计研究了深水水基钻井液当量静态密度㊁流变参数与温度㊁压力之间的响应特征,并根据实验数据拟合经验模型参数,同时考虑温度和压力对钻井液物性参数的影响㊁海底增压对井筒流场与温度场的影响,对深水高温高压井ECD 计算模型进行完善㊂研究表明:高温高压环境对水基钻井液物性有较大影响,海底增压泵排量越高,井筒内ECD 越高㊂利用模型对南海ST362-1d 井进行实例计算,ECD 模型预测值与实测值平均误差仅为0.249%㊂该研究结果对深水高温高压井水力参数优化设计及井筒压力控制具有一定的参考价值㊂关键词:当量循环密度;钻井液;深水钻井;高温井;高压井;南海中图分类号:TE254㊀㊀文献标识码:A ㊀㊀文章编号:1006-6535(2022)03-0138-06Prediction Model of Equivalent Circulating Density of Drilling Fluid in Deep HPHT Wells and Its ApplicationGao Yongde 1,Dong Hongduo 2,Hu Yitao 3,Chen Pei 1,Cheng Leli 4,5(OOC Zhanjiang Branch ,Zhanjiang ,Guangdong 524057,China ;PC Bohai Drilling Engineering Company Limited ,Tianjin 300280,China ;3.Zhanjiang Branch ,China France Bohai Geoservices Co.,Ltd.,Zhanjiang ,Guangdong 524057,China ;4.Institute of Logging Technology and Engineering ,Yangtze University ,Jingzhou ,Hubei 434023,China ;5.State Key Laboratory of Petroleum Resources and Prospecting ,China University of Petroleum (Beijing ),Beijing 102249,China )Abstract :Deep HPHT wells have the characteristics of complex wellbore temperature field changes and large chan-ges in the physical properties of drilling fluids ,multiplying the difficulties in accurate prediction of the equivalent circulating density (ECD )of drilling fluid.To this end ,based on the drilling data of deep HPHT wells in a study area in the South China Sea ,the characteristics of response between the equivalent static density and rheological pa-rameters of deep water -based drilling fluids and the temperature and pressure were investigated by means of PVT meter and rotary viscometer.The parameters of empirical model were fitted based on experimental data ,while the ECD calculation model of deep HPHT wells was improved with consideration of the influence of temperature andpressure on the physical parameters of drilling fluid and the influence of subsea pressurization on the flow field andtemperature field of wellbore.The study showed that ,the physical properties of the water -based drilling fluid were greatly affected by high temperature and pressure ,and the higher the displacement of the subsea booster pump ,the higher the ECD in the wellbore.The model was used in the calculation of Well ST362-1d well in the South ChinaSea ,and the average error was only 0.249%between the predicted value of ECD model and the measured value.㊀第3期高永德等:深水高温高压井钻井液当量循环密度预测模型及应用139㊀㊀The results of the study can serve as references for the optimal design of hydraulic parameters and wellbore pressurecontrol in deep HPHT wells.Key words:equivalent circulating density;drilling fluid;deepwater drilling;high-temperature well;high-pres-sure well;South China Sea0㊀引㊀言钻井液当量循环密度(ECD)是控制井筒压力㊁优化水力参数设计的重要参数之一[1]㊂深水高温高压钻井具有井筒温度场变化复杂㊁钻井液物性变化大等特点,与陆地或常规海上钻井有明显区别,ECD的准确预测尤为重要[2-3]㊂长期以来,许多学者对ECD的准确预测问题进行了大量研究㊂在井筒温度场方面,杨谋等[4]探究了钻井全过程井筒温度分布规律,Zhang等[5]对深水多压力系统钻井中井筒的温度与压力进行了耦合计算㊂在高温高压钻井液物性特征方面,赵胜英等[6]通过实验探究了温度和压力对油基钻井液物性的影响㊂在井筒温度场和高温高压钻井液物性特征的综合影响方面,罗洪斌等[7]推导了考虑海底增压的ECD预测模型,杨雪山等[8]在ECD预测中考虑了井斜的影响,并认为ECD沿水平段逐渐增大㊂前人研究表明,深水高温高压钻井中对ECD预测精度影响较大的主要因素为:温度和压力对钻井液物性参数的影响,以及海底增压对井筒流场与温度场的影响㊂但前述预测方法都未能同时考虑二者的影响,因此,基于考虑海底增压的井筒温度场模型,结合实验测定高温高压对钻井液物性参数的影响,建立了新的深水高温高压井ECD计算模型,并利用南海ST36-2-1d井进行验证㊂1㊀深水高温高压井ECD计算模型钻井液当量循环密度理论计算公式:ρECD=ρESD+Δp0.00981H(1)式中:ρECD为钻井液当量循环密度,kg/m3;ρESD为钻井液当量静态密度,kg/m3;H为井深,m;Δp为井深H处的环空压耗,MPa㊂典型的深水钻井井身结构是带有较长的大直径隔水管,并采用增压管线提供额外的钻井液排量来满足携岩的需要㊂增压管线中的流体进入井筒将加重紊流程度[9],对井筒温度场会产生影响,目的层高温高压的特点也会影响钻井液密度㊁流变性等物性参数,两者的影响在ECD的计算中均需考虑㊂因此,从提升ECD模型预测精度的目的出发,有必要将井筒流动传热与钻井液物性加入模型进行耦合计算㊂1.1㊀考虑井底增压的井筒温度场模型1.1.1㊀钻柱内和增压管线内传热模型影响钻柱及增压管线内流体温度分布的因素主要包括3方面[10]:由于流体摩擦产生的热量;钻柱及增压管线中流体的对流换热;流体与钻柱及增压管线内壁沿径向的热传导㊂由此可得传热微分方程:πλn d n[T n h(z,t)-T n s(z,t)]=q n hρn h [c n p(z,t)T n h(z,t)]z +Q n=πd2bi4㊃ [c n p(z,t)ρn p(z,t)T n h(z,t)]t(2)式中:n为p时代表钻柱,n为q时代表增压管线;λn为热传导系数,W/(m㊃ħ);d n为管柱内径,m; T n s为管柱外的海水温度,ħ;T n h为管柱内的流体温度,ħ;q n h为管柱中流体的流量,m3/s;ρn p为管柱的密度,kg/m3;ρn h为管柱内部流体密度,kg/m3;c n p为管柱比热容,J/(kg㊃ħ);d bi为钻头直径, mm;Q n为管柱内的热源项,W;z为管柱某一处的深度,m;t为时间,s㊂1.1.2㊀钻柱㊁套管㊁隔水管㊁水泥环传热模型在钻井液循环过程中,钻柱㊁套管㊁隔水管㊁水泥环的传热类型相似,综合考虑钻柱内部钻井液的对流传热以及钻井液在套管㊁隔水管㊁水泥环之间的热传导过程,基于能量守恒定律可得到综合考虑上述因素的传热方程:J poπd po[T a(z,t)-T po(z,t)]=J piπd pi[T p(z,t)-T pi(z,t)]=2πλp[T po(z,t)-T pi(z,t)]ln(d po/d pi)(3)式中:J po㊁J pi分别为钻柱外壁㊁内壁换热系数,W/(m2㊃ħ);d po㊁d pi分别为钻柱外径和内径,m;T a㊁㊀140㊀特种油气藏第29卷㊀T p 分别为环空和钻柱内钻井液温度,ħ;T po ㊁T pi 分别为钻柱外壁和内壁温度,ħ㊂1.1.3㊀环空内传热模型环空传热主要包括钻井液与钻柱外壁㊁井壁之间的对流传热,以及钻井液流动摩擦产生的热量[11]㊂在忽略钻柱及钻头的机械摩擦热源的前提下,依据能量守恒原理,环空内的传热方程可表达为:π4(d 2w -d 2po )[ρa (z ,t )c a (z ,t )T a (z ,t )]t =J po πd po [T a (z ,t )-T po (z ,t )]+J w πd w [T a (z ,t )-T w (z ,t )]+νm[ρa (z ,t )c a (z ,t )T a (z ,t )]y+Q ca(4)式中:d w 为井眼直径,m;ρa 为环空内钻井液密度,kg /m 3;c a 为环空内钻井液的比热容,J /(kg㊃ħ);νm 为钻柱内钻井液流量,m 3/s;T w 为井壁温度,ħ;Q ca 为钻井液在环空中的摩擦热源项,W;J w 为井壁换热系数,W /(m 2㊃ħ)㊂综合式(2)~(4),采用有限体积法全隐式格式将控制方程离散化,以工程实际参数赋予模型作为初始条件及边界条件,便可求取模型结果㊂1.2㊀钻井液物性计算模型1.2.1㊀高温高压钻井液密度计算模型在钻井液当量循环密度综合预测模型中,需要考虑的钻井液物性参数主要包括钻井液当量静态密度㊁表观黏度㊁塑性黏度以及动切力等㊂其中,钻井液当量静态密度与温度㊁压力的耦合关系可通过解析法描述如下:ρ(p ,T )=ρ0exp[ξp (p -p 0)+ξpp (p -p 0)2+ξT (T -T 0)+ξTT (T -T 0)2+ξpT (p -p 0)(T -T 0)](5)式中:T 为井底温度,ħ;p 为井底压力,Pa;p 0为地面压力,Pa;T 0为地面温度,ħ;ρ(p ,T )为温度为T ㊁压力为p 时的钻井液密度,kg /m 3;ξp 和ξpp 均为与压力相关的模型系数,单位分别为Pa -1和Pa -2;ξT 和ξTT 均为与温度相关的模型系数,单位分别为ħ-1和ħ-2;ξpT 为与温度和压力同时相关的模型系数,ħ-1Pa -1㊂针对南海地区ST36-2-1d 井实际情况,采用密度为2040.0kg /m 3的水基钻井液开展高温高压钻井液密度测试实验,具体配方为:260mL 海水+1.5%膨润土+0.2%Na 2CO 3+0.3%NaOH +0.2%包被剂PAC -LV +4.0%抗高温降失水剂SMP +5.0%降滤失剂SPNH +3.0%润滑防塌剂FT -1+0.8%降滤失剂HTFL +5.0%NaCl +10.0%KCOOH +520g 重晶石㊂测试结果如图1所示㊂由图1可知:该钻井液当量静态密度与温度呈负相关关系,与压力呈正相关关系,高温时对压力的响应更为敏感㊂利用多元非线性回归方法,求取以下参数:ξp =3.985ˑ10-10Pa -1,ξpp =-4.987ˑ10-19Pa -2,ξT =2.336ˑ10-4ħ-1㊁ξTT =-1.146ˑ10-6ħ-2,ξpT =7.325ˑ10-13ħ-1Pa -1,ρ=2038.7kg /m 3,模型相关系数为0.9937㊂图1㊀高温高压对钻井液当量静态密度的影响Fig.1㊀The influence of high temperature and high pressureon the equivalent static density of drilling fluid1.2.2㊀高温高压钻井液流变参数计算模型为探究高温高压对钻井液流变参数的影响,采用Rheochan7400型高温高压旋转黏度计,对表1中钻井液体系开展流变性测试实验,测试结果如图2~4所示㊂由图2~4可知:①该钻井液流变性能的核心影响参数是温度,其表观黏度㊁塑性黏度和动切力都与温度呈负相关关系,与压力呈正相关关系;②在高温情况下,压力对表观黏度和塑性黏度的影响比在低温情况下的影响小,而压力对动切力的影响则较大;③温度和压力对表观黏度和塑性黏度的影响比对动切力的影响大㊂㊀第3期高永德等:深水高温高压井钻井液当量循环密度预测模型及应用141㊀㊀图2㊀高温高压对钻井液表观黏度的影响Fig.2㊀The influence of high temperature and high图3㊀高温高压对钻井液塑性黏度的影响Fig.3㊀The influence of high temperature and high pressure on the plastic viscosity of drilling fluid关于钻井液流变参数与温度㊁压力之间响应特征的数学模型主要有指数型㊁多项式型等[12-14],根据上述图4㊀高温高压对钻井液动切力的影响Fig.4㊀The influence of high temperature and high pressure on the dynamic shear force of drilling fluid钻井液高温高压流变性测试结果,在考虑以上模型的基础上,采用如下形式的钻井液流变参数预测模型:f (p ,T )=f (p 0,T 0)exp[A (T -T 0)+B (p -p 0)+C (T -T 0)(p -p 0)+D (T -T 0)2](6)式中:f (p ,T )分别为温度为T 和压力为p 条件下的表观黏度(mPa㊃s)㊁塑性黏度(mPa㊃s)㊁动切力(Pa);f (p 0,T 0)分别为地面温压条件下的表观黏度(mPa㊃s)㊁塑性黏度(mPa㊃s)㊁动切力(Pa);A ㊁B ㊁C ㊁D 为钻井液的特性参数,单位分别为ħ-1㊁Pa -1㊁ħ-1Pa -1㊁ħ-2㊂与钻井液当量静态密度经验公式中参数获取方式一样,通过多元非线性回归方法得到相关系数(表1)㊂表1㊀高温高压钻井液流变参数计算模型参数1.3㊀ECD 预测模型数值计算方法利用有限体积法全隐式差分格式对方程进行离散,将温度变量(横向上从井筒至地层㊁垂向上从井口至井底)和时间变量(从小到大)依次合并,形成待求解的方程组;方程组可通过逐次超松弛迭代法进行求解,再根据温度场的求解结果,基于钻井液物性预测模型进行ECD 耦合计算㊂基于图5所示计算流程,结合前述数学模型开发计算软件,实现基于现场参数获取井筒内温度㊁流变参数㊁ECD 等指标的自动化计算㊂2㊀实例分析ST36-2-1d 井是一口部署于松涛36-2构造的定向预探井,该构造主要开发目的层为陵水组,次要目的层为三亚组二段㊂陵水组沉积时期,目标区发育来自海南隆起物源的三角洲沉积,三角洲砂体与稳定分布的滨浅海相泥岩形成良好储盖组合,目的层埋深相对较浅(2000~3000m),预测储层物性较好;三亚组二段时期,三角洲的规模迅速减小,目标区发育浅海砂坝沉积,与浅海背景泥岩构成良好储盖组合,储层分选好,预测物性较好㊂以㊀142㊀特种油气藏第29卷㊀已钻井ST36-2-1d井的部分现场数据为例进行分析(表2)㊂图5㊀深水高温高压井ECD预测软件的数值计算流程Fig.5㊀The flow chart of numerical calculation of ECD prediction software for deep HPHT wells表2㊀ST362-1d井部分现场数据㊀㊀以现场实际测量的ECD作为参考对象进行分析,利用前述自编软件进行计算,ECD实测值㊁计算值和相对误差如图6所示㊂由图6可知:ECD预测值与实测值误差未超过0.963%,平均绝对误差为0.249%;在3118m 前后,ECD值随增压泵排量的增加而增加,在海底增压后ECD存在一定的波动性误差,应是增压管线中流量并非完全恒定,在进入井筒时引发的复杂紊流效应所致,但误差范围均能满足工程需要,这也进一步佐证所编制计算软件在考虑海底增压条件下的ECD预测准确性㊂3㊀结㊀论(1)针对深水高温高压井ECD预测难的问题,建立了考虑海底增压的井筒温度场模型,开展了钻井液物性参数预测的实验研究与计算模型拟㊀第3期高永德等:深水高温高压井钻井液当量循环密度预测模型及应用143㊀㊀合,对深水高温高压钻井时井筒压力合理控制及水力参数优化设计有实际意义㊂图6 ST36-2-1d 井ECD 实测值和计算值误差对比Fig.6㊀The error comparison between ECD measuredvalue and calculated value of Well ST36-2-1d(2)钻井液物性参数随温度㊁压力的响应特征取决于钻井液体系及配方,在实际钻井中,ECD 准确预测的前提是明确钻井液的物性变化规律㊂(3)利用数学模型及迭代原理开发计算软件,并针对南海ST362-1d 井的现场数据进行试算,平均误差值仅为0.249%,具备现场推广应用价值㊂参考文献:[1]黄熠,杨进,施山山,等.控压钻井技术在海上超高温高压井中的应用[J].石油钻采工艺,2018,40(6):699-705.HUANG Yi,YANG Jin,SHI Shanshan,et al.Applications of MPDtechnology in offshore ultra -HTHP wells[J].Oil Drilling &Pro-duction Technology,2018,40(6):699-705.[2]黄熠,杨进,胜亚楠,等.莺琼盆地高温高压钻井工程风险定量评价方法[J].中国海上油气,2019,31(4):119-124.HUANG Yi,YANG Jin,SHENG Yaᶄnan,et al.Drilling engineer-ing risk quantitative assessment for HTHP exploration wells in Yingqiong Basin[J].China Offshore Oil and Gas,2019,31(4):119-124.[3]AHMADI M A.Toward reliable model for prediction drilling fluiddensity at wellbore conditions:a LSSVM model[J].Neurocomput-ing,2016,211(26):143-149.[4]杨谋,孟英峰,李皋,等.钻井全过程井筒-地层瞬态传热模型[J].石油学报,2013,34(2):170-175.YANG Mou,MENG Yingfeng,LI Gao,et al.A transient heattransfer model of wellbore and formation during the whole drilling process[J].Acta Petrolei Sinica,2013,34(2):170-175.[5]ZHANG R,LI J,LIU G,et al.Analysis of coupled wellbore tem-perature and pressure calculation model and influence factors un-der multi -pressure system in deep -water drilling[J].Energies,2019,12(18):3533-3560.[6]赵胜英,鄢捷年,李怀科,等.高温深井钻井液当量循环密度预测模型[J].钻井液与完井液,2009,26(2):30-34.ZHAO Shengying,YAN Jienian,LI Huaike,et al.A prediction model for drilling fluid ECD in high temperature deep wells[J].Drilling Fluid &Completion Fluid,2009,26(2):30-34.[7]罗洪斌,田波,蒋世全,等.考虑海底增压的深水钻井当量循环密度预测方法[J].石油钻采工艺,2015,37(1):72-75.LUO Hongbin,TIAN Bo,JIANG Shiquan,et al.Prediction method for equivalent circulating density of deepwater drilling when sub-sea pressurization is considered [J].Oil Drilling &Production Technology,2015,37(1):72-75.[8]杨雪山,李胜,鄢捷年,等.水平井井筒温度场模型及ECD 的计算与分析[J].钻井液与完井液,2014,31(5):63-66.YANG Xueshan,LI Sheng,YAN Jienian,et al.Temperature pat-tern modelling and calculation and analysis of ECD for horizontal wellbore[J].Drilling Fluid &Completion Fluid,2014,31(5):63-66.[9]骆奎栋,李军,任美鹏,等.深水钻井隔水管增压管线对井筒温度的影响[J].石油机械,2019,47(2):53-58.LUO Kuidong,LI Jun,REN Meipeng,et al.Effect of boost line inriser on the wellbore temperature in deep water drilling[J].China Petroleum Machinery,2019,47(2):53-58.[10]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):32-36.XIA Huanyu,ZHAI Yinghu,AN Yan,et al.The effect of boost flow in riser on the wellbore temperature in deep water drilling [J].Petroleum Drilling Techniques,2012,40(1):32-36.[11]LI G,YANG M,MENG Y F,et al.Transient heat transfer modelsof wellbore and formation systems during the drilling process un-der well kick conditions in the bottom -hole[J].Applied Thermal Engineering,2016,93:339-347.[12]ELKATATNY S.Real -time prediction of rheological parameters ofKCL water -based drilling fluid using artificial neural networks [J].Arabian Journal for Science &Engineering,2017,42(4):1-11.[13]杨宏伟,李军,柳贡慧,等.深水多梯度钻井井筒温度场[J].中国石油大学学报(自然科学版),2020,44(5):62-69.YANG Hongwei,LI Jun,LIU Gonghui,et al.Wellbore tempera-ture profiling for deepwater multi -gradient drilling[J].Journal of China University of Petroleum (Edition of Natural Sciences ),2020,44(5):62-69.[14]杨谋,孟英峰,李皋,等.基于比例积分控制原理预测钻井全过程原始地层温度的新方法研究[J].物理学报,2013,62(17):553-562.YANG Mou,MENG Yingfeng,LI Gao,et al.A new method offorecasting initial formation temperature during the whole drilling process based on proportional -integral control principle[J].Acta Physica Sinica,2013,62(17):553-562.编辑㊀孟凡勤。
测控基础6密度与井深
V d 2h 4
密度的自动测量（续）
式中 h——浮子上部浸没高度 d--浮子上部直径； H--浮子下部浸没高度， D——浮子下部直径： Δh――密度变化Δρ时， 上部浸没高度的变化量．
将这两个关系式代入前式得：
h
D2 d2
H
h
密度的自动测量（续）
由上式可见，浮子上、下 部分直径d和D相差越大，则 测量的灵敏度就越高．
d
0.0051 0.0050 0.0049 0.0048 0.0047 0.0046 0.0045 0.0044
d 15.6 15.6
0.8400～0.8500 0.8500～0.8700 0.8700～0.8900 0.8900～0.9100 0.9100～0.9200 0.9200～0.9400 0.9400～0.9500
绞车传感器结构原理如图所示。
绞车传感器结构图
利用绞车传感器:测量井深
绞车计数的测量
制作一n齿的齿轮，齿宽不小于10毫米。齿轮上装有轴承，与绞车滚 筒轴相连。齿轮外部装有轴承，与绞车滚筒轴相连。齿轮外部装有 两个非接触式信号检测器A和B，不随齿轮转动，检测器内装有磁感 应电路，当齿轮的齿通过时，由于磁感应增强，检测器输出脉冲信 号，齿轮转的越快，发出的脉冲就越多。 设置两个不同相位的检测器A和B，是为了鉴别齿轮的正反转，以判 别大钩的上下运动。
密度的自动测量（续）
在温差20℃±5℃范围内，密度随温度的变化可 近似地看作直线关系，故亦可用下式换算：
t 20 (t 20)
（5-2）
式中：γ——油品密度的平均温度系数，g/(cm3·℃)；
t ——油品的温度，℃。
液体油品的相对密度是其密度与规定温度下水
的密度之比，通常以d表示。我国及东欧各国习惯
高温深井当量静态密度的计算
高温深井当量静态密度的计算
王贵;蒲晓林
【期刊名称】《钻井液与完井液》
【年(卷),期】2008(025)001
【摘要】计算高温深井井底静压时必须考虑高温和高压对钻井液密度的影响.提出了一种新的钻井液密度-温度-压力数学模型,据此阐述了高温高压深井井底静压的具体计算方法,编制了计算机应用程序.结果表明,考虑高温高压影响时得到的深井井底静压值与常规计算方法的计算值相差较大,足以使钻井液安全密度窗口过窄的油气井出现井下复杂事故,高温深井水基钻井液当量静态密度随着井深增加而直线降低;且不同地面密度的水基钻井液密度降低的幅度相同.得出温度对高温高压钻井液静态当量密度的影响程度大于压力的影响程度,钻井液地面密度对当量静态密度变化量的影响很小.
【总页数】3页(P1-2,5)
【作者】王贵;蒲晓林
【作者单位】西南石油大学石油工程学院,四川成都;西南石油大学石油工程学院,四川成都
【正文语种】中文
【中图分类】TE254.1
【相关文献】
1.BP神经网络法预测水基绒囊钻井液当量静态密度 [J], 王金凤;杨晨;毛邓添;苟斐斐
2.用多元回归法预测水基绒囊钻井液当量静态密度 [J], 王金凤;郑力会;韩子轩;邓金根
3.高温高压条件下钻井液当量静态密度预测模型 [J], 赵胜英;鄢捷年;王利国;耿娇娇;丁彤伟;苑晓荣
4.高温深井钻井液当量循环密度预测模型 [J], 赵胜英;鄢捷年;李怀科;耿娇娇;王利国;杨虎
5.准噶尔盆地南缘深井、超深井超高温超高密度水泥浆体系研究及应用 [J], 马疆;苏洪生;徐新纽;齐静;郑永生;张伟;邓林;狄新叶;魏瑞华
因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。
压井计算公式
井控公式1.静液压力：P=0.00981ρ H MPa ρ-密度g/cm3；H-井深 m。
例:井深3000米，钻井液密度1.3 g/cm3，求：井底静液压力。
解：P=0.00981*1.3*3000=38.26 MPa2,压力梯度： G=P/H=9.81ρ kPa/m =0.0098ρMPa；例：井深3600米处，密度1.5 g/cm3，计算井内静液压力梯度。
解：G=0.0098*1.5=0.0147MPa=14.7kPa/m3.最大允许关井套压 Pamax =（ρ破密度－ρm）0.0098H MPa H—地层破裂压力试验层（套管鞋）垂深，m。
Ρm—井内密度 g/cm3例;已知密度1.27 g/cm3,套管鞋深度1067米，压力当量密度1.71 g/cm3，求：最大允许关井套压解; Pamax =（1.71－1.27）0.0098*1067=4.6 MPa4.压井时（极限）关井套压 Pamax =（ρ破密度－ρ压）0.0098H MPaΡ压—压井密度 g/cm3 （例题略）5.溢流在环空中占据的高度 hw=ΔV/Va mΔV—钻井液增量(溢流)，m3；Va—溢流所在位置井眼环空容积，m3/m。
6.计算溢流物种类的密度ρw=ρm- (Pa-Pd)/0.0098 hw g/cm3；ρm—当前井内泥浆密度，g/cm3；Pa —关井套压，MPa；Pd —关井立压，MPa。
如果ρw在0.12～0.36g/cm3之间，则为天然气溢流。
如果ρw在0.36～1.07g/cm3之间，则为油溢流或混合流体溢流。
如果ρw在1.07～1.20g/cm3之间，则为盐水溢流。
7.地层压力 Pp =Pd＋ρm gHPd —关井立压，MPa。
ρm—钻具内钻井液密度，g/cm38.压井密度ρ压=ρm＋Pd/gH9、(1)初始循环压力 =低泵速泵压＋关井立压注：在知道关井套压，不清楚低泵速泵压和关井立压情况下，求初始循环压力方法：（1）缓慢开节流阀开泵，控制套压=关井套压（2）排量达到压井排量时，保持套压=关井套压，此时立管压力=初始循环压力。
- 1、下载文档前请自行甄别文档内容的完整性，平台不提供额外的编辑、内容补充、找答案等附加服务。
- 2、"仅部分预览"的文档,不可在线预览部分如存在完整性等问题,可反馈申请退款(可完整预览的文档不适用该条件!)。
- 3、如文档侵犯您的权益，请联系客服反馈,我们会尽快为您处理(人工客服工作时间：9:00-18:30)。
本 文通 过采用 西南石 油大学 自主研 制 的高 温高
压钻井 液静 态密度 测 试 装 置 ， 出钻井 液 在 不 同温 测 度和 压力条 件下 的密 度 ， 用 多元 线性 回归 的方 法 利
回归 出 了钻井 液密 度与温 度和 压力之 间的关 系模型
为 引：
ｐ ｏ ｘ （ Ｔｚ ６ ＝ｐ ｅ ｐ ａ ＋ 丁＋ ｃ ＋ 丁＋ Ｐ ） （） ２
式 中 ： 为井 底静 液柱 压力 ， ａ 为井 深 ， Ｐ ＭＰ ； ｍ。
１ ２ 钻 井液 密度一 ． 温度一 力模型 压
国外关 于预测 高温高 压条件 下钻井 液密 度的模
ｈ 处 钻井 液 的温 度 丁 ， ｈ 内钻井 液 的平 均温度 丁 Ａ
为 （ ｉ Ｔ＋ ） ２ ② 由于 液柱 段 长 度 较小 ， 略 液 Ｔ＋ ｉ ／ ； 忽
度一 力 数 学模 型 ， 此 阐述 了高 温 高 压 深 井 井底 静 压 的具 体 计 算 方 法 ， 制 了计 算 机 应 用 程 序 。结 果 表 明 ， 虑 高 压 据 编 考 温 高压 影 响 时得 到 的深 井 井底 静 压 值 与 常规 计 算 方 法 的 计 算值 相差 较大 ， 以使 钻 井 液 安 全 密度 窗 口过 窄 的 油 气 足 井 出现 井下 复 杂 事故 ； 温 深 井 水 基 钻 井 液 当量 静 态 密 度 随 着 井 深 增 加 而 直 线 降 低 ； 不 同地 面 密 度 的 水 基 钻 井 高 且 液 密度 降低 的幅 度 相 同。 得 出 温度 对 高 温 高 压 钻 井 液 静 态 当量 密度 的影 响 程 度 大 于 压 力 的 影 响 程度 ， 井 液 地 面 钻 密 度 对 当量 静 态 密度 变 化 量 的 影 响很 小 。 关 键 词 钻 井液 高 温 深 井 钻 井 液 当量 静 态 密 度 井底 静 压 计 算
１ 计 算模 型
１ １ 钻 井液的 当量静态 密度 （ ） ． ｐ 。
随着 井 深 的变 化 ， 井液 的 当量 静 态 密度 已不 钻
式中 ， 为高温 高压条件 下 的钻井 液 密 度 ；ｏ 常温 ｌ ０ ｐ为
常压条 件下 的钻 井 液 密 度 ； 、 ｎ ｂ反 映 温 度对 钻 井 液 密度 的影 响 ； 反 映压 力 对 钻井 液 密 度 的影 响 ； Ｃ ｄ反 映高温 和高压 交互作 用对钻 井液密 度 的影 响 。
第２ ５卷 第 １期
２０ ０ ８年 １月
钻 井 液
与 完 井 液
Ｖ ｏ１ ２ Ｏ． ． ５Ｎ １
ＤＲＩ ＬＬＩ ＮＧ ＬＵＩ ＆ ＣｏＭ Ｐ Ｆ Ｄ ＬＥＴＩ ｏＮ ＬＵ Ｉ Ｆ Ｄ
Ｊ ｎ ．２ ０ ａｕ ０ ８
文章 编 号 ：０ １５ ２ （ ０ ８ ０ ０ １０ １ ０ — ６ ０ ２ ０ ） １０ ０ — ２
能再 等 同于常温 常压 下 的初 始密 度 ｐ ， 须 采用 下 ０必
面的公式 进行计算 ：
１ 一Ｐ （・ ０ ／ ｇ ） （） １
１３ 井 底静液 柱压 力的计算 ． 基本 假设 ： ①将 钻柱 内钻 井液 液柱分 为 小 段 ，
在各小 段 △ ｉ 的端 点 ｈ 处 ， 用现场 测试手 段获 取 利 沿 垂直井 深 的钻井 液 的 温度 分 布情 况 ， 即已 知井 深
型 以 Ｈｏ ｅｏ ｋ 等 人 为 代 表 的 组 分 模 型 ， 引， ｂ ｒｃ
需要 ， 但在 高温深井 情况下 ， 实际 的井底静 压值往 往 与该式 的计算 值相 差 几 兆 帕 。然 而 ， 确 计算 钻 井 准
Ｓ ｒｌ ｏｅｌ 提 出 了 水 的 密 度一 度一 力 经 验 关 系 ｅ等 温 压 式［ 。国 内也 有学者 对高 温高压下 的钻井 液密 度进 ４ ］
高温 深 井 当量 静态 密 度 的计 算
王贵 蒲 晓林
（ 南石 油大 学 石 油 工 程 学 院 ， 西 四川 成 都 ）
摘 要 计算 高 温 深 井 井 底 静 压 时 必须 考 虑 高 温 和 高 压 对 钻 井 液 密度 的 影 响 。 提 出 了 一种 新 的钻 井 液 密度 一 温
行 了研 究［ 。但 是这 些模型 在使用 过程 中往往存 在 ５ ］ 精度不 够或 是模 型中系数 无从 获取 的缺点 。
液当量静态密度， 使钻井液 当量循环密度始终保持
在安全 钻井液 密度 窗 口以内 ， 对保 证 高 温 高压 深 井 尤其是 安全钻井 液密 度窗 口过 窄 的深井 的成功钻 进 具有极 大 的工程 意义 。一般情 况下 ， 越深 ， 眼温 井 井 度就越 高 ， 由于钻井液 具有热 膨胀性 ， 钻井 液 当量 静 态密度会 随之变 小 ； 同时井越 深 ， 井底 静液 柱压力 越 大， 在高 压作用下 钻井 液产生 压缩 ， 当量静 态密度会 随之变大 。因此 高温深井 钻井 液 当量 静态 密度 的确 定需要考 虑温度 和压力 的影 响 ， 依赖 于井深 的变化 。
基 金项 目： ＮＰ Ｃ Ｃ钻 井液 重 点 研 究 室 科研 项 目（ 号 ： １ ） 编 部 ８。 第 一 作者 简 介 ： 贵 ， 王 在读 硕 士研 究 生 ， ９ ２年 生 ， 要从 事 油 气 井工 作 液 理 论 与 应 用 方 面 研 究。 地 址 ： １８ 主 四川 省 成 都 市 西
2钻井液密度温度一压力模型国外关于预测高温高压条件下钻井液密度的模型主要有以kutasove为代表的钻井液密度经验模型1eirikkarstard等用理论推导出的数学模型嘲以hoberock等人为代表的组分模型31sorelle等提出了水的密度一温度一压力经验关系式4
维普资讯
中 图分 类 号 ： Ｅ ５ ． Ｔ ２４１ 文献标识码 ： Ａ
长期 以来 ， 们 通 柱压力 ， 该式 确 实 能够 满 足浅 井 工 程 的实 践
型， 主要有 以 Ｋｕａｏ ｅ为代表 的钻井 液密度经 验模 ｔｓｖ
型Ｉ ， ｉ ｋ ｋ ｒｔｒ １ Ｅｒ ａｓａｄ等 用 理 论 推 导 出 的 数 学 模 ］ ｉ