深水氣井測試井筒溫度場預測模型的建立及應用*

張 崇 任冠龍 董 釗 余 意 吳 江

(中海石油(中國)有限公司湛江分公司 廣東湛江 524057)

深水氣井測試井筒溫度場預測模型的建立及應用*

張 崇 任冠龍 董 釗 余 意 吳 江

(中海石油(中國)有限公司湛江分公司 廣東湛江 524057)

張崇,任冠龍,董釗，等.深水氣井測試井筒溫度場預測模型的建立及應用[J].中國海上油氣，2016,28(5)：78-84.

Zhang Chong,Ren Guanlong,Dong Zhao,et al.Establishment and application of a wellbore temperature field prediction model for deep water gas well testing[J].China Offshore Oil and Gas,2016,28(5):78-84.

目前對深水測試井筒溫度場預測模型的研究較少，且現有模型存在預測精度誤差大等缺陷。在深水氣井測試井筒溫度場預測難點分析的基礎上，建立了深水氣井測試井筒溫度場預測模型，利用建立的井筒溫度場預測模型對測試期間水基測試液性能參數進行了敏感性分析，得到了影響井口溫度的水基測試液最優性能參數值，進而指導開發了一套深水氣井測試保溫測試液體系。模型驗證及應用結果表明，本文建立的井筒溫度場預測模型所預測的井口溫度與現場實測井口溫度最大絕對誤差僅為3.4 ℃，使用本文研制的深水氣井測試保溫測試液后不同測試產量下的井口溫度提升效果和水合物生成抑制效果均十分明顯，本文研究成果對于深水氣井測試具有重要指導意義。

深水；氣井測試；井口溫度；預測模型；保溫測試液

南海深水氣井測試過程中地層流體溫度較高，而海床溫度較低(一般為2～4 ℃)，高溫氣體在油管內自下而上流動過程中，其熱量會通過井筒向低溫地層和海水散失，導致生成天然氣水合物等，給測試作業帶來很大風險[1-2]。目前的井筒溫度場預測方法大多是針對深水鉆井作業，對于深水測試井筒溫度場預測模型的研究較少，且缺乏針對深水氣井產能測試井筒溫度場預測模型[3-5]。因此，建立深水氣井測試井筒溫度場預測模型，識別影響測試井口溫度的主控因素，對于安全和高效地實現深水氣田的產能評價具有一定的指導意義。筆者基于南海深水氣井測試井筒溫度場預測難點分析，建立了深水氣井測試井筒溫度場預測模型，并進行了測試液性能參數對井口溫度的影響敏感性分析，進而指導開發了深水氣井測試保溫測試液體系，使深水氣井測試井口溫度得到了明顯提升，且有效抑制了天然氣水合物生成，對于深水氣井測試有重要指導意義。

1 預測難點分析

1.1 泥線附近溫度低，生成水合物風險高

南海某氣田2口深水探井測試過程中均采用水基測試液。由于深水海床溫度低，隔水管與油管間的測試液隔熱性能差，熱量散失快，導致井筒溫度在泥線以上位置出現快速下降，水合物生成風險高，甲醇抑制劑消耗量大。在測試作業中，一旦有水合物生成，一方面會導致節流管線、壓井管線、隔水管和防噴器等堵塞，給井控帶來事故隱患；另一方面會導致測試管柱及地面流程堵塞，造成測試作業中斷，無法取得地層資料；同時會影響測試環空壓力操作工具的正常工作，帶來復雜情況和事故等，使測試風險和成本直線上升。

1.2 現有預測模型誤差大

現有的井筒溫度場預測方法大多是針對固井或深水鉆井循環過程，根據熱力學及傳熱學基本原理，通過建立適當的數學模型來預測井筒循環條件下的管內流體、管壁、環空液體與地層的溫度分布[6-10]。而深水氣井測試與鉆井和固井過程的熱量傳遞不同，深水氣井測試過程中油管與套管環空充填測試液，在高溫氣體自井底經油管向上流動過程中，泥線以下部分高溫氣體的熱量經過油管壁、油套環空、環空測試液、套管壁、水泥環向地層傳遞，而海水段熱量通過隔水管環空、環空測試液、隔水管壁與海水發生熱交換，且由于深水海底泥線溫度低，高溫氣體流經泥線位置時溫度會顯著降低。在我國首批自營深水探井測試作業前，組織不同科研單位進行了不同測試產量下井口溫度預測(表1)。從表1可以看出，南海某氣田2口深水井的井口實測溫度隨著測試放噴產量的增大一直保持在20 ℃左右，而使用不同科研單位的預測模型進行井筒溫度場預測后的井口溫度與實測溫度相差較大，最大誤差可達47.2 ℃。

表1 南海某深水氣田2口井測試作業井口預測溫度與實測溫度對比

1.3 深水保溫測試工作液體系研究在國內尚屬空白

隔熱封隔液技術是對環空注水或環空充惰性氣體隔熱技術的改進，以減少井筒中導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，但考慮環保要求、作業成本及與水基鉆井液的一致性，迫切需要進行水基保溫測試液的研究[11-12],而目前國內在水基保溫測試液體系的研究方面尚屬空白。因此，盡快進行影響深水氣井測試井口溫度的測試液性能主控因素研究，并指導高性能保溫測試液的研發，達到提高井口溫度、抑制水合物生成的目的，對保障深水測試作業安全順利進行具有現實意義。

2 深水氣井測試傳熱模型的建立

1) 地層流體至井底溫度分布。

在深水氣井產能測試過程中，地層高溫流體進入井底沿井筒向上流動。隨著流體向井筒滲流，同時也產生了溫度的徑向熱流，使儲層至井筒底部產生了新的溫度分布。考慮到地層熱傳導和流體流動的傳質問題，假設：①地層為均勻各向同性；②地層中的傳熱滿足傅立葉熱傳導定律；③與水平方向的熱流相比，地層中垂直方向的熱傳導可以忽略；④井筒與地層之間的徑向熱流是穩定狀態。井底附近溫度分布模型如下[13-15]：

(1)

內邊界條件

(2)

(3)

外邊界條件

T|rw→∞=Tei

(4)

初始條件

T|t=0=Tei

(5)

式(1)～(5)中：T為儲層溫度，℃；Tw為井筒溫度，℃；Tei為初始地層溫度，℃；λs為儲層導熱系數，W/(m·℃)；ρs為儲層密度，g/cm3；ρg為流體密度，g/cm3；Cs為儲層比熱，J/(kg·℃)；Cg為流體比熱，J/(kg·℃)；Q為單位長度井筒流體改變的熱量，J/m；q為單位長度井筒的熱通量,W/m3。

2) 泥線以下地層段井筒傳熱模型。

根據經典傳熱學理論，相對于對流換熱系數、水泥環導熱系數及地層導熱系數，鋼質套管的導熱系數是非常小的，可以忽略。因此，在泥線以下地層段井筒傳熱模型建立時，可以認為熱傳導的熱量損失為井筒流體與套管的對流換熱、水泥環導熱、地層的導熱傳熱等部分的疊加[14,16]，即

(6)

其中

]-1

(7)

式(6)、(7)中：TD為無量綱溫度；Uto1為地層段總傳熱系數，W/(m2·℃)；hc為環空流體對流換熱系數，W/(m2·℃)；hr為環空流體輻射傳熱系數，W/(m2·℃)；rto為油管外半徑，m；rh為水泥環外半徑，m；rco為套管外半徑，m；Kcem為水泥環導熱系數，W/(m·℃)。

3) 海水段井筒傳熱模型。

通過對國內深水氣井測試數據以及國外大量測試數據的分析，認為深水氣井測試期間高溫氣體通過油管向上流動過程中其熱量散失主要發生在海水段。深水氣井測試井筒熱損失示意如圖1所示，產能測試時測試液位于油管與隔水管環空而靜止不動，高溫氣體的熱量先通過與油管的熱傳導傳遞到環空測試液，在測試液內部通過自然熱對流繼續向外擴散，再通過與隔水管的熱傳導散失到海水中。由于整個熱量傳遞過程中的熱輻射影響很小，可以不予考慮，因此海水段井筒傳熱模型為

mfcpf(Tbh-Ts)=

(8)

(9)

δ=3.93Pr-0.5(0.952+Pr)0.25Gr-0.25X

(10)

(11)

(12)

式(8)～(12)中：mf為井生產流體質量流量，kg/h；cpf為井生產流體比熱容，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量流量，kg/h；cpa為測試液的比熱容，J/(kg·℃)；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為測試液的導熱系數，W/(m·℃)；Ti為油管壁溫度，℃；To為套管壁溫度，℃；ri為油管外徑，m；ro為套管內徑，m；Vz為沿熱板向上流動的速度，m/s；ρ為測試液密度，g/cm3;B為兩板之間流體的熱膨脹系數，無量綱；ΔT為兩板之間的溫度差，℃；μ為流體的黏度，mPa·s；δ為邊界層的厚度，m；X為熱傳遞開始至結束的一個特定的長度，m；Gr為格拉曉夫數(Grashof數)，無量綱；Pr為普朗特數(Prandtl數)，無量綱；cp為流體的比熱容，J/(kg·℃)。

圖1 深水氣井測試井筒熱損失示意圖

3 測試液性能參數敏感性分析

由表3可知，通過改變4個性能參數的取值，得到測試液性能參數影響井口溫度的主次順序依次為動切力、塑性黏度、熱傳導系數、比熱容，在相應水平中較理想的參數值為：塑性黏度100 mPa·s、動切力2 Pa、熱傳導系數0.15 W/(m·℃)、比熱容3 600 J/(kg·°C)。

為進一步考察各性能參數對井口溫度的影響程度，確定準確的參數范圍，采用只改變1種性能參數取值，其余參數取值不變的方法來確定測試液最優性能，模擬結果如圖2～5所示。

表2 南海某深水氣井測試液性能參數影響水平

表3 南海某深水氣井測試液性能參數對井口溫度影響的正交實驗結果

圖2 南海某深水氣井測試液動切力對井口溫度的影響

圖3 南海某深水氣井測試液黏度對井口溫度的影響

圖4 南海某深水氣井測試液熱傳導系數對井口溫度的影響

圖5 南海某深水氣井測試液比熱容對井口溫度的影響

由圖2～5可知，測試液動切力對井口溫度影響程度最大，但隨著動切力的增大，井口溫度先迅速升高，再至穩定；測試液黏度對井口溫度影響程度較大，隨著測試液黏度的增大，井口溫度在逐漸升高；而熱傳導系數和比熱容對井口溫度影響程度不大。綜合分析后確定出測試液最優性能參數值為：塑性黏度100 mPa·s，動切力大于0.5 Pa，熱傳導系數0.25 W/(m·℃)，比熱容3 200 J/(kg·°C)。在此基礎上，通過模型計算和室內實驗調整，成功研制了一套深水氣井測試保溫測試液體系。

4 模型驗證及應用

4.1 模型驗證

將本文建立的井筒溫度場預測模型應用于南海深水某氣田已測試的2口井，對比不同測試產量下模型預測的井口溫度與實測井口溫度，結果見表4。由表4可知，本文建立模型預測的井口溫度與現場實測溫度相差不大，最大溫度誤差僅為3.4 ℃，驗證了預測模型的準確性。

表4 南海某深水氣田氣井測試實測井口溫度與本文建立的模型預測結果對比

4.2 保溫隔離測試液室內實驗指導

將敏感性分析得出的測試液最優性能參數值應用于室內實驗研究，通過模型計算和室內實驗調整，成功研制出一套深水氣井測試保溫測試液體系，其配方為：小分子醇+復合鹽+0.3%除氧劑HGD+0.5%～3.0%緩蝕劑HWSJ-3，其基本流變性能指標達到了預期調整效果，其他性能指標也滿足工程施工要求(表5)。通過模型預測，南海某深水氣井使用該保溫測試液體系后，不同測試產量下的井口溫度提升效果及水合物生成抑制效果如圖6所示。由圖6可以看出，使用該保溫測試液體系后的井口溫度得到了明顯提升，整個井筒溫度場都有提升，100萬m3/d測試產量下的井口溫度從23.52 ℃提高到53.80 ℃；且由水合物相態曲線可知，不同測試產量下使用該保溫測試液體系后井口無水合物生成風險。

表5 深水氣井測試保溫測試液實際性能與理論性能參數對比

圖6 南海某深水氣井測試井口溫度提升效果及水合物抑制效果預測

5 結論

1) 基于南海深水氣井測試井筒溫度場預測難點分析，建立了深水氣井測試井筒溫度預測模型，開展了測試液性能參數對井口溫度的影響敏感性分析，得到了水基測試液最優性能參數值，在此基礎上成功開發出一套深水氣井測試保溫測試液體系。

2) 將本文建立的井筒溫度場預測模型應用于南海某深水氣田已測試的2口井，所預測的井口溫度與現場實測井口溫度最大絕對誤差僅為3.4 ℃，使用本文研制的深水氣井測試保溫測試液體系后不同測試產量下的井口溫度提升效果和水合物生成抑制效果均十分明顯。

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(編輯：孫豐成)

Establishment and application of a wellbore temperature field prediction model for deep water gas well testing

Zhang Chong Ren Guanlong Dong Zhao Yu Yi Wu Jiang

(ZhanjiangBranchofCNOOCLtd.,Zhanjiang,Guangdong524057,China)

Currently there is not much research on temperature field prediction models in deep water gas testing, and the prediction accuracy of existing models is low. Based on the analysis of the difficulties in temperature field predicting, a wellbore temperature field prediction model for deep water gas well testing was built. Sensitivity analysis on performance parameters of the water-based testing fluid was carried out with the model, then the optimal parameters which would affect the wellhead temperature were obtained. Furthermore an insulating fluid system for deep water gas well testing was developed. Model verification and application results show that the predicted wellhead temperature with our model has an deviation of only 3.4 ℃ compared with field test data. Remarkable rise of wellhead temperature and hydrate inhibiting effect during various tests have been achieved using the insulating fluid system. The results here have important guiding significance for deep water gas well testing.

deep water; gas well testing; wellhead temperature; prediction model; insulating testing fluid

張崇，男，工程師，2010年畢業于中國石油大學(華東)油氣井工程專業，獲碩士學位，現主要從事海洋石油深水鉆完井測試工藝及技術研究工作。地址：廣東省湛江市坡頭區南油二區商業樓鉆采工藝所(郵編：524057)。E-mail：zhangchong3@cnooc.com.cn。

1673-1506(2016)05-0078-07

10.11935/j.issn.1673-1506.2016.05.013

TE27+2

A

2015-10-08 改回日期：2016-03-25

*“十二五”國家科技重大專項“海洋深水區油氣勘探關鍵技術(編號：2011ZX05025)”部分研究成果。