深水气井测试井筒温度场预测模型的建立及应用*

张 崇 任冠龙 董 钊 余 意 吴 江

(中海石油(中国)有限公司湛江分公司 广东湛江 524057)

深水气井测试井筒温度场预测模型的建立及应用*

张 崇 任冠龙 董 钊 余 意 吴 江

(中海石油(中国)有限公司湛江分公司 广东湛江 524057)

张崇,任冠龙,董钊，等.深水气井测试井筒温度场预测模型的建立及应用[J].中国海上油气，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.

目前对深水测试井筒温度场预测模型的研究较少，且现有模型存在预测精度误差大等缺陷。在深水气井测试井筒温度场预测难点分析的基础上，建立了深水气井测试井筒温度场预测模型，利用建立的井筒温度场预测模型对测试期间水基测试液性能参数进行了敏感性分析，得到了影响井口温度的水基测试液最优性能参数值，进而指导开发了一套深水气井测试保温测试液体系。模型验证及应用结果表明，本文建立的井筒温度场预测模型所预测的井口温度与现场实测井口温度最大绝对误差仅为3.4 ℃，使用本文研制的深水气井测试保温测试液后不同测试产量下的井口温度提升效果和水合物生成抑制效果均十分明显，本文研究成果对于深水气井测试具有重要指导意义。

深水；气井测试；井口温度；预测模型；保温测试液

南海深水气井测试过程中地层流体温度较高，而海床温度较低(一般为2～4 ℃)，高温气体在油管内自下而上流动过程中，其热量会通过井筒向低温地层和海水散失，导致生成天然气水合物等，给测试作业带来很大风险[1-2]。目前的井筒温度场预测方法大多是针对深水钻井作业，对于深水测试井筒温度场预测模型的研究较少，且缺乏针对深水气井产能测试井筒温度场预测模型[3-5]。因此，建立深水气井测试井筒温度场预测模型，识别影响测试井口温度的主控因素，对于安全和高效地实现深水气田的产能评价具有一定的指导意义。笔者基于南海深水气井测试井筒温度场预测难点分析，建立了深水气井测试井筒温度场预测模型，并进行了测试液性能参数对井口温度的影响敏感性分析，进而指导开发了深水气井测试保温测试液体系，使深水气井测试井口温度得到了明显提升，且有效抑制了天然气水合物生成，对于深水气井测试有重要指导意义。

1 预测难点分析

1.1 泥线附近温度低，生成水合物风险高

南海某气田2口深水探井测试过程中均采用水基测试液。由于深水海床温度低，隔水管与油管间的测试液隔热性能差，热量散失快，导致井筒温度在泥线以上位置出现快速下降，水合物生成风险高，甲醇抑制剂消耗量大。在测试作业中，一旦有水合物生成，一方面会导致节流管线、压井管线、隔水管和防喷器等堵塞，给井控带来事故隐患；另一方面会导致测试管柱及地面流程堵塞，造成测试作业中断，无法取得地层资料；同时会影响测试环空压力操作工具的正常工作，带来复杂情况和事故等，使测试风险和成本直线上升。

1.2 现有预测模型误差大

现有的井筒温度场预测方法大多是针对固井或深水钻井循环过程，根据热力学及传热学基本原理，通过建立适当的数学模型来预测井筒循环条件下的管内流体、管壁、环空液体与地层的温度分布[6-10]。而深水气井测试与钻井和固井过程的热量传递不同，深水气井测试过程中油管与套管环空充填测试液，在高温气体自井底经油管向上流动过程中，泥线以下部分高温气体的热量经过油管壁、油套环空、环空测试液、套管壁、水泥环向地层传递，而海水段热量通过隔水管环空、环空测试液、隔水管壁与海水发生热交换，且由于深水海底泥线温度低，高温气体流经泥线位置时温度会显著降低。在我国首批自营深水探井测试作业前，组织不同科研单位进行了不同测试产量下井口温度预测(表1)。从表1可以看出，南海某气田2口深水井的井口实测温度随着测试放喷产量的增大一直保持在20 ℃左右，而使用不同科研单位的预测模型进行井筒温度场预测后的井口温度与实测温度相差较大，最大误差可达47.2 ℃。

表1 南海某深水气田2口井测试作业井口预测温度与实测温度对比

1.3 深水保温测试工作液体系研究在国内尚属空白

隔热封隔液技术是对环空注水或环空充惰性气体隔热技术的改进，以减少井筒中导热和自然对流传热损失。国外多使用油基钻井液作为测试液，但考虑环保要求、作业成本及与水基钻井液的一致性，迫切需要进行水基保温测试液的研究[11-12],而目前国内在水基保温测试液体系的研究方面尚属空白。因此，尽快进行影响深水气井测试井口温度的测试液性能主控因素研究，并指导高性能保温测试液的研发，达到提高井口温度、抑制水合物生成的目的，对保障深水测试作业安全顺利进行具有现实意义。

2 深水气井测试传热模型的建立

1) 地层流体至井底温度分布。

在深水气井产能测试过程中，地层高温流体进入井底沿井筒向上流动。随着流体向井筒渗流，同时也产生了温度的径向热流，使储层至井筒底部产生了新的温度分布。考虑到地层热传导和流体流动的传质问题，假设：①地层为均匀各向同性；②地层中的传热满足傅立叶热传导定律；③与水平方向的热流相比，地层中垂直方向的热传导可以忽略；④井筒与地层之间的径向热流是稳定状态。井底附近温度分布模型如下[13-15]：

(1)

内边界条件

(2)

(3)

外边界条件

T|rw→∞=Tei

(4)

初始条件

T|t=0=Tei

(5)

式(1)～(5)中：T为储层温度，℃；Tw为井筒温度，℃；Tei为初始地层温度，℃；λs为储层导热系数，W/(m·℃)；ρs为储层密度，g/cm3；ρg为流体密度，g/cm3；Cs为储层比热，J/(kg·℃)；Cg为流体比热，J/(kg·℃)；Q为单位长度井筒流体改变的热量，J/m；q为单位长度井筒的热通量,W/m3。

2) 泥线以下地层段井筒传热模型。

根据经典传热学理论，相对于对流换热系数、水泥环导热系数及地层导热系数，钢质套管的导热系数是非常小的，可以忽略。因此，在泥线以下地层段井筒传热模型建立时，可以认为热传导的热量损失为井筒流体与套管的对流换热、水泥环导热、地层的导热传热等部分的叠加[14,16]，即

(6)

其中

]-1

(7)

式(6)、(7)中：TD为无量纲温度；Uto1为地层段总传热系数，W/(m2·℃)；hc为环空流体对流换热系数，W/(m2·℃)；hr为环空流体辐射传热系数，W/(m2·℃)；rto为油管外半径，m；rh为水泥环外半径，m；rco为套管外半径，m；Kcem为水泥环导热系数，W/(m·℃)。

3) 海水段井筒传热模型。

通过对国内深水气井测试数据以及国外大量测试数据的分析，认为深水气井测试期间高温气体通过油管向上流动过程中其热量散失主要发生在海水段。深水气井测试井筒热损失示意如图1所示，产能测试时测试液位于油管与隔水管环空而静止不动，高温气体的热量先通过与油管的热传导传递到环空测试液，在测试液内部通过自然热对流继续向外扩散，再通过与隔水管的热传导散失到海水中。由于整个热量传递过程中的热辐射影响很小，可以不予考虑，因此海水段井筒传热模型为

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为井生产流体质量流量，kg/h；cpf为井生产流体比热容，J/(kg·℃)；Tbh为井底温度，℃；Ts为井口温度，℃；ma为由热对流引起的测试液沿油管壁的质量流量，kg/h；cpa为测试液的比热容，J/(kg·℃)；Tba为测试液在底部的平均温度，℃；Tta为测试液在顶部的平均温度，℃；L为井深，m；k为测试液的导热系数，W/(m·℃)；Ti为油管壁温度，℃；To为套管壁温度，℃；ri为油管外径，m；ro为套管内径，m；Vz为沿热板向上流动的速度，m/s；ρ为测试液密度，g/cm3;B为两板之间流体的热膨胀系数，无量纲；ΔT为两板之间的温度差，℃；μ为流体的黏度，mPa·s；δ为边界层的厚度，m；X为热传递开始至结束的一个特定的长度，m；Gr为格拉晓夫数(Grashof数)，无量纲；Pr为普朗特数(Prandtl数)，无量纲；cp为流体的比热容，J/(kg·℃)。

图1 深水气井测试井筒热损失示意图

3 测试液性能参数敏感性分析

由表3可知，通过改变4个性能参数的取值，得到测试液性能参数影响井口温度的主次顺序依次为动切力、塑性黏度、热传导系数、比热容，在相应水平中较理想的参数值为：塑性黏度100 mPa·s、动切力2 Pa、热传导系数0.15 W/(m·℃)、比热容3 600 J/(kg·°C)。

为进一步考察各性能参数对井口温度的影响程度，确定准确的参数范围，采用只改变1种性能参数取值，其余参数取值不变的方法来确定测试液最优性能，模拟结果如图2～5所示。

表2 南海某深水气井测试液性能参数影响水平

表3 南海某深水气井测试液性能参数对井口温度影响的正交实验结果

图2 南海某深水气井测试液动切力对井口温度的影响

图3 南海某深水气井测试液黏度对井口温度的影响

图4 南海某深水气井测试液热传导系数对井口温度的影响

图5 南海某深水气井测试液比热容对井口温度的影响

由图2～5可知，测试液动切力对井口温度影响程度最大，但随着动切力的增大，井口温度先迅速升高，再至稳定；测试液黏度对井口温度影响程度较大，随着测试液黏度的增大，井口温度在逐渐升高；而热传导系数和比热容对井口温度影响程度不大。综合分析后确定出测试液最优性能参数值为：塑性黏度100 mPa·s，动切力大于0.5 Pa，热传导系数0.25 W/(m·℃)，比热容3 200 J/(kg·°C)。在此基础上，通过模型计算和室内实验调整，成功研制了一套深水气井测试保温测试液体系。

4 模型验证及应用

4.1 模型验证

将本文建立的井筒温度场预测模型应用于南海深水某气田已测试的2口井，对比不同测试产量下模型预测的井口温度与实测井口温度，结果见表4。由表4可知，本文建立模型预测的井口温度与现场实测温度相差不大，最大温度误差仅为3.4 ℃，验证了预测模型的准确性。

表4 南海某深水气田气井测试实测井口温度与本文建立的模型预测结果对比

4.2 保温隔离测试液室内实验指导

将敏感性分析得出的测试液最优性能参数值应用于室内实验研究，通过模型计算和室内实验调整，成功研制出一套深水气井测试保温测试液体系，其配方为：小分子醇+复合盐+0.3%除氧剂HGD+0.5%～3.0%缓蚀剂HWSJ-3，其基本流变性能指标达到了预期调整效果，其他性能指标也满足工程施工要求(表5)。通过模型预测，南海某深水气井使用该保温测试液体系后，不同测试产量下的井口温度提升效果及水合物生成抑制效果如图6所示。由图6可以看出，使用该保温测试液体系后的井口温度得到了明显提升，整个井筒温度场都有提升，100万m3/d测试产量下的井口温度从23.52 ℃提高到53.80 ℃；且由水合物相态曲线可知，不同测试产量下使用该保温测试液体系后井口无水合物生成风险。

表5 深水气井测试保温测试液实际性能与理论性能参数对比

图6 南海某深水气井测试井口温度提升效果及水合物抑制效果预测

5 结论

1) 基于南海深水气井测试井筒温度场预测难点分析，建立了深水气井测试井筒温度预测模型，开展了测试液性能参数对井口温度的影响敏感性分析，得到了水基测试液最优性能参数值，在此基础上成功开发出一套深水气井测试保温测试液体系。

2) 将本文建立的井筒温度场预测模型应用于南海某深水气田已测试的2口井，所预测的井口温度与现场实测井口温度最大绝对误差仅为3.4 ℃，使用本文研制的深水气井测试保温测试液体系后不同测试产量下的井口温度提升效果和水合物生成抑制效果均十分明显。

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(编辑：孙丰成)

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

张崇，男，工程师，2010年毕业于中国石油大学(华东)油气井工程专业，获硕士学位，现主要从事海洋石油深水钻完井测试工艺及技术研究工作。地址：广东省湛江市坡头区南油二区商业楼钻采工艺所(邮编：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”国家科技重大专项“海洋深水区油气勘探关键技术(编号：2011ZX05025)”部分研究成果。