温度压力与钻井液密度相互影响规律研究

温度压力与钻井液密度相互影响规律研究

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宋洵成1

,王振飞1

,韦龙贵2

,何　连

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(1.中国石油大学石油工程学院,山东青岛　266555;2.中海石油有限公司湛江分公司,广东湛江　524057) 摘　要:研究温度和压力对钻井液密度的影响对准确预测井下压力场和温度场以及合理确定钻井液密度具有重要意义。本文基于钻井液密度实验数据,对比分析了现有密度预测模型的准确度,并利用准确度较高的预测模型编程研究了温度和压力对3000m 深和7000m 深井的井下静液柱压力计算的影响。研究表明,诸多钻井液密度预测模型中Karst ad 法比较准确;当钻井液温度在井筒内以地温梯度增加时,钻井液密度随井深增加而减小,井深小于7000m 时,温度和压力引起的钻井液密度偏差小于5%,静液柱压力偏差小于2%。

关键词:密度;钻井液;温度;压力

中图分类号: 文献标识码:A 文章编号:1006—7981(2012)07—0001—021　概述

在地层孔隙压力与地层破裂压力密度窗口窄的地区(如深海)进行钻、完井作业和压井作业时必须准确计算井下环空压力,否则,易引起漏喷事故。在井身结构和钻具组合一定时,影响井下压力分布的因素主要有钻井液密度、钻井液排量、和钻井液粘度,其中,钻井液密度是最主要影响因素。

钻井液体积随温度升高而膨胀,随压力升高而收缩,且从井口到井底,温度和压力处于不断变化之中,因此,在高温高压环境下钻井和完井作业时,井下钻井液密度不精确等于井口测量的密度,要准确预测井下压力必须准确计算特定温度和压力下的钻井液密度。目前,常用的主要钻井液体系为水基和油基钻井液,由于二者液相不同,故表现出不同的PVT 特性,国内外学者就此开展了广泛的实验和理论研究,建立了预测钻井液密度的模型。2　钻井液PVT 计算模型

目前已发表的研究温度和压力对钻井液密度影响的实验数据主要由McMordie [1]、Pet er s [2]、Isambourg [3]提供。McMordie 等[1]于1982年实验测量了三种水基钻井液和三种油基钻井液在70-400¨(21.11～204.44℃)和0～14000psig (0～96.53MPa)环境下的密度值。P et ers 等[2]于1988年实验测量了一种柴油基钻井液和两种矿物油基钻井液,每种钻井液都分别进行了室温密度为11-lbm/gal (1318.09kg /m 3)和17-lbm /gal (2040.82kg /m 3)在78-350(25.56-176.67℃)和0～15000psi (0～103.42MP a )环境下的温度。Isambourg 等[3]于1996年实验测量了原油基钻井液、盐水钻井液、未加重乳化钻井液、和加重乳化钻井液共四种钻井液在不同温度和压力环境下的体积比。

国内外学者在实验数据的基础上建立的研究温度和压力对钻井液密度影响的模型可分为三种:组分模型[2,4-6]、数据回归模型[3,7-9]、和数值模型[10]。

组分模型认为钻井液是由水、油、固相和加重物

质等所组成,而每种组分的性能随温度和压力改变的情况不同。在确定了这些单一组分的高温高压变化规律后,便可以得到预测钻井液密度变化的组分模型。Pet er s [2]根据自己的实验结果得到的组分模型为:

Q m(P ,T )=Q 0f vo +Q w f v w +Q s f vs +Q c f vc

1+fQ v o

Q o Q o i -1+f v w Q w

Q wi

-1(1)

式中:Q o 、Q w 、Q s 、Q c 分别为真实环境下的油、

水、固相和加重剂的密度,kg/m 3

;f vo 、f vw 、f v s 、f v c 分别为油、水、固相和加重剂的体积分数;Q oi 和Q wi 为参考条

件下油和水的密度,kg /m 3

。

组分模型需要知道各组分的体积比,并且要对钻井液的不同成分(水、油、固相等)分别进行试验,掌握环境压力和温度对各组分密度的影响规律,才能应用。因此,该模式的使用受到了一定的限制。

数据回归模型表达形式多样,但比较简单,一般是将钻井液密度当作压力和温度的函数,从而引入压力和温度的相关系数,回归得到不同精度的钻井液密度预测公式。较简单的公式由Kut asov [3]根据McMordie [1]的实验结果回归得到:

Q m (P ,T )=Q m0e

[A (p-p 0)-B(T -T 0)+C(T -T 0)2

]

(2)式中Q m0为参考状态(Q 0,T 0)下的密度,kg/m 3

;A 、B 、C 分别为对应油基和水基钻井液的密度拟合系数。

E .Karst ad [3]根据实验数据回归推导出了较复杂的钻井液密度预测公式:

Q m =Q m e

#(P,T)

#(P ,T )=C P (P -P 0)+C PP (P -P 0)2+C T (T -T 0)+

C TT (T-T 0)2+C PT (P-P 0)(T -T 0)

(3)公式中C P 、C P P 、C T 、C T T 和C PT 为对应McMordie [1]

实验数据的拟合系数。

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　2012年第5期 内蒙古石油化工

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收稿日期5

基金项目获国家63课题(项目编号66)《深水钻完井关键技术》子课题《深水井身结构优化技术》资助。作者简介宋洵成(),男,年获中国石油大学(华东)博士学位,现为该校副教授,主要从事油气井流体力学

与工程的教学和科研工作。

:2012-01-1:8:200AA09A10:1972-2010

3　密度预测模型对比分析

根据McMordie [1]、P eters [2]、Isambour g [3]、Sorelle [5]的实验数据对四种模型进行了对比研究,结果见表1。

四种模型的预测结果对比表明Kutasov 模型和Karst ad 模型预测精度高于Sorelle 模型和P et ers 的组分模型。对水基钻井液而言Kut asov 模型和Karst ad 模型预测精度相当,相对误差均小于0.2%。而对油基钻井液而言Karst ad 模型的预测精度明显优于Kut asov 模型,最大相对误差仅为0.17%。

表1　四种高温高压钻井液密度预测模型

计算结果相对误差对比(%)

序号钻井液类型,kg/m 3

Sorel le Pet ers Kut as ov E .Karst ad 1水基1296 1.310.380.190.162水基1643 1.150.410.120.113水基2171 1.430.800.110.114柴油基1326 1.35-0.250.145柴油基1721 1.36-0.180.086柴油基2171 1.29-0.170.087柴油基13280.490.270.270.048柴油基20470.500.230.230.049原油基1327-0.280.310.0610原油基2047-0.160.240.0411原油基1328-0.170.330.0612原油基2048-0.100.270.0513柴油基8490.40-0.250.0514低毒油基825--0.250.1715低毒油基2256--0.070.0416

水基

2212

--

0.01

0.01

注:#1-6钻井液来自McMordie 实验,#7-12钻井液来自Pet ers 实验,#13钻井液来自Sorel le 实验,#14-16钻井液来自Isambourg 实验,“-”表示没有对应实验数据。

4　钻井液PVT 特性与井下压力关系

井筒内钻井液柱温度和压力随深度增加而升高,钻井液可压缩性将使钻井液密度随压力增高而增高,热膨胀性将使钻井液密度随温度升高而降低。压力和温度对井筒内钻井液密度的影响,反过来又会影响静液柱压力及井筒压力场和温度场的分布。为方便分析,本文以静液柱压力计算为例分析钻井液PVT 特性与井下压力的关系。

本文采用Karstad 模型,对水基和油基钻井液两种情况,分别研究了3000m 深和7000m 深的井筒内的静液柱压力。由于钻井液密度一般随井深增加而增加,因此,假设3000m 深井的水基钻井液密度为1296.53kg/m 3(10.77-lb/gal ),油基钻井液密度为1312.09kg/m 3(10.95-lb/gal);7000m 深井的水基钻井液密度为2152.07kg/m 3(17.96-l b/gal ),油基钻井液密度为2154.47kg /m 3(17.98-l b /

gal )。

计算温度和压力影响下的钻井液密度时,假设井筒内钻井液柱温度随井深变化规律同常规地温梯度(3℃)。常密度静液柱压力与考虑温度和压力影响下的静液柱压力计算结果对比见图和图,钻井液密度随井深变化如图3和图

所示。

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内蒙古石油化工 2012年第5期　

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