影响井底温度及关井压力的敏感因素分析

赵建，苗典远，刘英伟，罗源，方世祥

影响井底温度及关井压力的敏感因素分析

赵建，苗典远，刘英伟，罗源，方世祥

（中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津 300452）

利用专业井控模拟分析软件，对影响井底温度及关井压力的关键因素进行了模拟分析。通过研究发现：钻井液入口温度、钻井液循环排量、钻井液的热力学性能、地层温度等对井底温度及关井压力有较大的影响。因此，准确掌握各敏感因素的影响规律、做好现场各参数的监测和记录、开展井控模拟工作，对于有效识别钻井过程中真假溢流工况、降低井控作业风险、保障钻井作业安全有着重要的作用。

井底温度；关井压力；影响因素；敏感性分析

海洋石油钻井过程中，井筒内的温度变化对井底压力和关井压力有重要影响，尤其是钻遇高温高压层段时，在高温作用下钻井液体积会发生膨胀，导致井口返出增多，现场停泵关井观察期间，也可能会产生一定的井口套压，造成一种“假溢流”现象。深入研究并掌握钻井过程中井内温度及井口压力的变化规律，是钻井作业安全的重要保障。

由于影响井内温度及关井压力的因素较多[1]，井下传热过程复杂，因此很难用实验的方法对这些因素进行研究。因此，本文利用国际公认的动态多相流模拟分析软件Drillbench，分别选取了地层温度、钻井液循环排量、出入口温度、钻井液比热等参数作为研究对象，对几个影响因素进行了较为系统的规律分析。模拟研究了不同变量下的井底温度变化，以及不同变量对关井压力的影响规律。

1 海上预探井井况

本文所用案例模型为渤海油田某异常高压预探井，井深4 952 m，裸眼段长度为1 054 m，地温梯度0.03 ℃·m-1，预测地层孔隙压力为1.52 g·cm-3。该井身结构为30〞导管×120 m+ 20〞套管×498 m + 13-3/8〞套管×1 998 m + 9-5/8〞套管×3 898 m。钻具组合为8-1/2〞PDC钻头 + 6-1/2〞钻 铤×179 m+5〞加重钻杆×140 m + 5〞钻杆×800 m + 5-1/2〞钻杆×3 833 m，井身结构如图1所示。

设计钻井液密度1.62 g·cm-3，推荐流变模型为Robertson-Stiff模型，塑性黏度24 mPa·s，屈服值 8 Pa，钻井液比热容2.20 kJ·kg-1·℃-1，导热系数 1.20 W·m-1·K-1。

图1 预探井井身结构示意图

2 软件可靠性分析

Drillbench是斯伦贝谢研发的、业界最为领先的动态井控模拟分析软件，也是业界唯一的基于OLGA动态多相模拟引擎的井控动态模拟软件，自从在1985年被开发出来后，被成功地应用于大量了井涌及井喷施工的控制及事后分析工作。近年来，随着软件技术及多相流动态模拟技术的发展，目前已拥有国际最领先的多相流模拟技术，并且经过了大量的全尺寸实验验证和工业试验验证。在BP的深水地平线井喷事故的调查报告中，该软件作为井喷事故分析的关键动态模拟工具，提供了重要的计算支撑。

3 井底温度及关井压力模拟分析

3.1 地层温度影响规律

图2为相同排量（2 200 L·min-1）、不同地温梯度（0.030、0.035、0.040 ℃·m-1）对应的井底温度变化曲线。由图2可知，地温梯度越高，井底循环时的温度也越高，关井后井底温度增加值越大（分别增加45、53.5、61 ℃）。

图2 地温梯度对井底温度的影响

图3为关井后由于钻井液受热膨胀引起的关井压力变化曲线。地温增加33%，井口压力增加了61%。由此可知，地层温度越高时，关井后由于钻井液受热膨胀产生的井口回压越大。

图3 地温梯度对关井压力的影响

3.2 钻井液排量影响规律

图4为不同排量（1 600～2 400 L·min-1）的井底温度变化曲线。由图4可知，当排量低于 2 000 L·min-1时，井底温度随排量的增加而降低，停泵后温度变化值Δ增加；当排量大于 2 000 L·min-1时，井底温度随排量的增加而增加，停泵后温度变化值Δ减小。究其原因，当钻井液排量小于某一临界值时，井内对流散热作用明显，对井底温度的降低起主要作用，此时井底钻井液温度随排量的增加而降低；当钻井液排量大于某一临界值时，钻井液在井内的循环损耗生热和钻头压降生热作用影响较大，因此井底温度随排量的增加而增加[2-4]。

图4 钻井液排量对井底温度的影响

图5为不同钻井液排量的关井压力变化曲线。当钻井液排量低于2 000 L·min-1时，随着排量的增加，关井压力增大，排量增加25%，关井压力增加了37%。当钻井液排量高于2 000 L·min-1时，随着排量的增加，关井压力降低，排量增加20%，关井压力降低了81%。因此，选择合适的钻井液排量能在一定程度上避免停泵关井后产生过高的井口回压。

图5 钻井液排量对关井压力的影响

3.3 钻井液入口温度影响规律

图6为相同排量（2 200 L·min-1）、不同钻井液入口温度（40、60、70 ℃）下的井底温度变化曲线。由图6可知，钻井液入口温度越高，井底温度也越高，关井后的温度增加值越小[5]。

图6 钻井液入口温度对井底温度的影响

图7为不同钻井液入口温度时的关井压力变化曲线。由图7可知，钻井液入口温度越高，关井压力越小。入口温度升高25%，关井压力降低了55%。

图7 钻井液入口温度对关井压力的影响

3.4 钻井液比热容影响规律

不同钻井液比热容（2.0～2. 6 kJ·kg-1·℃-1）的井底温度变化曲线如图8所示。

图8 钻井液比热容对井底温度的影响

由图8可知，在一定的范围内，钻井液比热容越大，井底温度越小[6]，停泵关井后温度增加值越大。

图9为不同钻井液比热容的关井压力变化曲线。由图9可知，钻井液比热容越高，关井压力越大。钻井液比热增加8%，关井压力增加15%。

图9 钻井液比热容对关井压力的影响

3.5 钻井液导热系数影响规律

不同钻井液导热系数（1.0～1.6 W·m-1·K-1）的井底温度变化曲线如图10所示。由图10可知，钻井液导热系数越大，井底温度越高[7-8]，关井后的温度增加值越小。

图10 钻井液导热系数对井底温度的影响

图11为不同钻井液导热系数时的关井压力变化曲线。由图11可知，钻井液导热系数越高，关井压力越小。导热系数增加14%，关井压力降低了12%。

通过对各因素的模拟分析可知，钻井液循环排量、钻井液入口温度、地层温度、钻井液热力学参数对井底温度及关井压力有着较大的影响。通过多因素方差分析可知，各因素对关井压力的影响程度由大到小顺序为：钻井液入口温度、地层温度、钻井液排量、钻井液比热容、钻井液导热系数。

图11 钻井液导热系数对关井压力的影响

4 结束语

现场钻井作业过程中应充分考虑钻井液入口温度、地层温度、钻井液循环排量等因素的影响。钻井液参数（排量、入口温度）作为可人为操控的因素，必要时可以进行适当的调节，来降低井底温度变化导致“假溢流”的程度。例如通过在井口增设钻井液循环控温系统来调节和控制钻井液入口温度、调节钻井液循环排量等途径[9-10]，将各因素对井底温度及关井压力的影响降至安全合理的范围内。

此外，由于钻井液热力学性能对井底温度及关井压力也有显著的影响，现场作业时应该对此类热力学参数进行监测和记录，辅助现场做好井控模拟工作，分析各敏感因素带来的不同影响，对有效识别井控风险、保障钻井作业安全起着至关重要的作用。

［1］钟兵，方铎，施太和．井内温度影响因素的敏感性分析[J].天然气工业，2000，20（2）：57-60.

［2］胡童颖，董向宇，冉恒谦．地热井钻井液对井壁温度分布的影响研究[J].探矿工程，2020，47（1）：20-25．

［3］张建国. 钻井循环过程中井内瞬态温度预测模型[J].钻采工艺，2014，37（3）：5-8．

［4］管志川，李千登，宁立伟，等．钻井液热物性参数测量及其对井筒温度场的影响[J].钻井液与完井液，2011，28（3）：1-4.

［5］李千登，王廷春，王秀香．考虑井筒温度场与压力场的深井井涌风险控制[J].科学技术与工程，2012，12（25）：6310-6314．

［6］何世明，徐壁华，何平，等．水泥浆与泥浆比热的室内研究[J].西南石油学院学报，2000，22（4）：65-69．

［7］文乾斌，梁大川，任茂，等．钻井液导热系数室内研究[J].石油钻探技术，2008，36（1）：30-32．

［8］闵凯，刘斌，温广．导热系数测量方法与应用分析[J].保鲜与加工，2005，5（6）：35-38．

［9］王鑫，王金鑫，刘正．不同因素对临界携液流量的影响[J].辽宁化工，2021，50（6）：876-878．

［10］POLITTE M D. Invert oil mud rheology as a function of temperature and pressure [C].SPE/IADC Drilling Conference,1985．

Analysis of Sensitive Factors Affecting Bottom Hole Temperature and Shut-in Pressure

,

（CNOOC EnerTech-Drilling & Production Co., Tianjin 300452, China）

The key factors affecting bottom hole temperature and wellhead pressure were simulated and analyzed by using professional well control simulation analysis software. The results showed that the temperature at the inlet of drilling fluid, pump rate, the thermophysical parameters of the drilling fluid and the formation temperature had a great influence on bottom hole temperature and shut-in pressure. Therefore, it plays an important role in effectively identifying the true and false kick conditions in the drilling process, reducing the risk of well control operation and ensuring the safety of drilling operation by accurately mastering the influence law of each sensitive factor, monitoring and recording the field parameters, and carrying out well control simulation.

Bottom hole temperature; Shut-in pressure; Influence factor; Sensitivity analysis

2021-09-08

赵建（1988-），男，山东省肥城市人，工程师，硕士， 2015年毕业于中国石油大学（华东）油气井工程，研究方向：海上钻完井、井控应急抢险技术。

TE28

A

1004-0935（2022）03-0426-04