基于热管技术的钻井液地面降温系统研制

梁晓阳 赵聪 赵向阳 张亚洲 白园园 杨谋

摘要：针对目前钻井液地面降温设备存在的过流通道狭窄、易腐蚀、换热效率低等问题，通过计算换热量及换热系数等，确定了热管参数和数量，设计并开发了一套钻井液地面降温系统，建立了一套井筒瞬态温度场数值模型，进行了模拟样机试制及冷却试验，并在顺北X井完成首次应用。应用结果表明：该系统可将钻井液循环入井温度降低30 ℃左右，井底循环温度降低5～8 ℃，可有效缓解井下仪器高温下失效问题；建立的井筒温度场瞬态分析数值模型可以有效地指导选井工作和分析工作；为降低经预测过高的井底循环温度，须在钻井设计时统筹考虑井身结构、钻具组合、循环排量等关键因素。所得结论可为现场选井以及应用效果分析等工作提供理论指导。

关键词：钻井液；地面降温；热管；井筒温度场；数值模型

0 引 言

随着能源需求的增加和石油钻井技术的发展，深井、超深井开发已成为钻井工业发展的重要方向。钻井深度逐渐增加，导致钻井液井底循环温度越来越高，当温度高于某一极限时，井内测量仪器、螺杆钻具等将无法正常使用，甚至烧毁，这将增加钻进时间和建井成本［1］。同时，高温钻井液会降低井筒稳定性，井筒下部温度高，上部温度低，钻井液循环会使上部井壁围岩产生热应力，当热应力与地层自身应力之和超过岩石强度时，将会导致井壁失稳［2］。而且使用钻井液是保证井控安全的主要手段，地面和井筒钻井液的流变稳定性是基础，温度升高会导致钻井液塑性黏度下降、密度减小，从而影响钻井液的稳定性。

目前，国内外公司已开展钻井液地面降温系统的研发。瑞典Alfa Laval公司研发的螺旋式热交换器，具有循环通道大，不易堵塞，热交换效率高等优点。美国Drill Cool公司开发的DRY AIR GEOCOOLER降温系统，最大可允许20 mm固相颗粒，且不需要使用冷却水，但是使用成本较高。我国对钻井液冷却技术的研究起步较晚，提出了一种基于板式换热器的高温钻井液冷却系统的概念设计。吉林大学研制了一套基于同轴套管换热器的用于冻土层天然气水合物井的钻井液冷却系统。四川页岩气公司开发了用于油基钻井液地面降温处理的复合型冷却介质，并结合板式换热器实现钻井液的降温［3-4］。

目前降温系统主要以壳式、板式和螺旋式换热器为主，由于流道较窄，含有钻屑等杂质，黏稠的钻井液极易造成换热器堵塞，影响使用；此外钻井液在板片内快速流动，对于板片和管道的磨损会引起密封胶垫的失效，造成冷却介质与钻井液串通，破坏钻井液性能，存在造成井控事故的风险。加之常规钻井液地面降温设备换热效率不高，超深井钻井液带来的换热需求与过流通道狭窄、易腐蚀、换热效率低等问题亟需解决。为此开发1套地面降温系统，建立相关模型，开展相关试验与研究。

1 顺北区块降温需求分析

塔里木盆地顺北油气田的重点探井——顺北42X井，试采获千吨工业油气流，实现顺北油气田4号断裂带勘探重大突破。目前顺北油气田井深（垂深）一般为8 000 m左右，温度梯度为1.7～2.0 ℃/100 m；顺南区块温度梯度较大，温度梯度为2.6～2.7 ℃/100 m，钻井液井底温度大多超过160 ℃（测井仪器安全使用温度）。具体井深及温度如表1所示。

随着钻井深度的增加，地层温度不断升高，井底温度已经超过175 ℃，有些甚至接近200 ℃。

高温高压等复杂的井下环境会对井下设备和工具特别是随钻测量控制仪器造成严重影响，在目前井下工具和随钻测量控制仪器的电子元器件耐受高温能力普遍要求在160 ℃以下的情况下，经常出现井下设备和工具因高温损坏而无法正常工作，严重影响高温高压区块的勘探开发进度。

以顺北油田某井为例，钻井液通过除渣、配浆等一系列处理工艺后，入口温度大部分在40 ℃以上，当井深超过4 000 m、排量不小于20 L/s时，钻井液入口温度基本在60～70 ℃之间，其中最高温度出现在7 180 m，此时入口温度为70 ℃，如图1所示。

基于实测数据及工程经验，确定研究钻井液地面降温系统的技术指标为：在钻井液流量为25 L/s时，通过冷却装置将其温度由70 ℃降至40 ℃以下（即钻井液降温30 ℃）；钻井液比热容为1.7 kJ/（kg·℃）、密度为2.0 g/cm3。

2 JW-GCY-Ⅰ 型钻井液降温系统设计

2.1 总体方案

2.1.1 换热器结构

钻井液冷却技术从冷却方式上主要分为自然冷却和冷却装置强制冷却。

自然冷却需要较长的钻井液循环路径和较低的室外气温，一般应用于钻井液排量不大、返回的钻井液温度不太高的情况。这种冷却方式受气候条件影响，对于深井、超深井和高温高压井钻井液的冷却效果不明显。强制冷却按照与钻井液热量交换的方式包括：分区喷淋、板式换热、壳管式换热等；按照冷源类型又可分为利用海水、河湖水自然冷源以及制冷机组制冷的工业冷源等（冷水机组或氨制冷机组等）。

这里采用传热效率极高的热管作为换热工具，将钻井液中热量快速传导到冷却循环水中，然后再对冷却循环水进行降温处理。该系统换热单元热管排列间隙及换热面积大，钻井液在换热单元内可进行充分热交换，无钻井液堵塞，可以忽略磨损影响；且维护使用方便，換热过程中流速大大降低。故选用热管换热器作为钻井液换热方式。

2.1.2 冷源选择

在冷源方式选择上，有自然冷源、制冷机组冷源以及吹风强制散热等。利用自然冷源的首要条件是临近低温海水以及江河湖水，如海上油气勘探等。这里的钻井位于沙漠戈壁之中，天然冷源的利用没有条件，虽然制冷机组提供低温或超低温冷源，在冷却效果上最有保障，但装备费用投资大，制冷机组运行能耗大，增加了运行费用。除了对于可燃冰钻探等特殊工艺必须采用低温钻井液外，本文依据顺北超深井使用井况，制定了70 ℃到40 ℃的钻井液降温目标，建议采用的冷却塔蒸发散热的方式可提供20～30 ℃的冷却水，不仅降低了装备投资，使运行费用极大降低，低碳环保，而且更加方便操作使用，是一种更经济可行的高温钻井液冷却方式。

采用热管换热技术和蒸发冷却技术实现了钻井液的快速、高效及低成本的冷却。首先通过热管换热器将高温钻井液的热量迅速传递给冷却水，降低钻井液温度，再利用蒸发冷却技术将升温后的冷却水降至一定温度，并返回系统再次吸热，从而实现系统的循环降温。

图2为钻井液热管冷却装置工作流程图。装置设置在除渣等工艺处理过程之后，经其冷却处理的低温钻井液直接泵送至储存罐，并进入井筒内。实际使用中，装置独立于钻井其他处理工艺之外，因此冷却罐摆放更加灵活。

2.2 关键结构

2.2.1 热管选择

热管选择主要包括热管管壳材质、工质、管芯及热管直径等要素的确定。

管壳的作用是把工质与外界隔开，因此管壳的作用是防漏、承压、能向工质传热以及把工质的热量传出。管壳材料的选定应考虑相容性、强度和重力、传热系数、是否易于加工、润湿性等因素。常规热管管壳材质包括铝、不锈钢、碳钢、铁、铜，本文中热管应用的外部换热流体为钻井液，呈弱碱性，具有一定的腐蚀性，应选择耐腐蚀的材质。

热管工质选择须满足工质与管芯和管壳材料的相容性、热稳定性能好、工质能润湿管芯和管壳材料、蒸汽压力在合适范围内（在运行的温度范围内蒸汽压力必须足够大，以避免蒸汽速度过高，将与之反向流动的冷凝液携带走；同时压力又不能太高，太高必须使用厚壁管壳，造成成本增加），其汽化潜热大、热导率高、工质的液相和蒸汽相的黏度低，表面张力大、冰点或凝固点要适当、安全性能高。设置工作温度范围为40～70 ℃，考虑热管管壳材质与工质的相容性，选择X材质作为钻井液热管冷却装置中热管的内部工质［5］。

管芯主要为液体循环提供毛细驱动力以及流动的通道。因此对管芯的要求为：首先能提供足够大的毛细压头，即管芯应具有较小的有效毛细半径；同时要求管芯对液体流动的阻力要小，即管芯应具有较高的渗透率［6-7］。

这里选择有效毛细半径小、热阻小、渗透率中等的螺旋干线管芯结构，同时结合换热罐钻井液侧和冷水侧介质流动性和黏附性的差别，在钻井液侧和冷却水侧分别设计翅片式热管和圆柱型热管，最大程度地提高换热效率和系统的长效性。

热管的直径对单管热流量、承压强度、换热面积及流动阻力等均有影响。随热管直径的增大，有效换热面积也随之增加，同时热管毛细内径也增大，毛细渗透率也会相应提高，进而提升热管传热性能。然而在工程应用中，并非热管越多、管径越大越好，还需对整体造价和运行费用综合评估后进行选取。通常使用的热管直径与单管热流量及蒸发段长度的关系如表2所示。

4 应用案例分析

4.1 模拟样机试制与室内试验

为验证钻井液热管冷却装置的应用效果，基于前述设计方案，以1∶10为尺寸比例搭建了钻井液热管冷却系统微缩模型，如图4所示。通过该模型可清楚地展示钻井液热管冷却装置的基本结构，并能够进行冷却试验，从而验证该装置的冷却效果。

室内试验分2组进行，运行工况见表3。

第1组试验，将加热功率调至2.5 kW，热水流量采用0.12 t/h，冷水流量采用0.04 t/h，用以验证微缩模型试验台中热管的传热性能是否良好。

第2组试验，将加热功率调至5.0 kW，热水流量采用0.12 t/h，冷水流量采用1.15 t/h，测试微缩模型试验台的冷却性能。

图5和图6分别为在加热功率2.5和5.0 kW时，稳定后的模型试验台的进、出水温度曲线。从图5可见，当加热功率为2.5 kW时，稳定后的热水进水温度约为70.6 ℃，出水温度约为52.7 ℃，换热量约为2.46 kW；冷水进水温度约为12.6 ℃，出水温度约为46.6 ℃，换热量约为1.43 kW。试验结果表明，当冷水侧采用小流量时，冷水进出水温差可达到34 ℃，由此表明模型试验台内，热管水-水换热条件下具有较好的传热性能，可用于实现流体冷却。经计算，试验条件下该模型试验台的平均传热系数为169.3 W/m2·℃。

从图6可见，加热功率为5.0 kW时，稳定后的热水进水温度约为75.6 ℃，出水温度约为39.7 ℃，换热量约为4.95 kW；冷水进水温度约为14.6 ℃，出水温度约为17.3 ℃，换热量约为3.63 kW。试验结果表明，本模型基本满足设计要求，具有较好的冷却效果。经计算，试验条件下该模型试验台的平均传热系数为229.8 W/m2·℃。

此外，上述2组试验中，热源侧与冷源侧换热量差别较大，分别为1.03 kW和1.32 kW。分析其原因主要为，试验在室外进行，测试时室外气温较低，因此热水的热量损失较大。

采用FLIR ONE PRO红外成像仪分别测量加热功率为2.5 kW和5.0 kW时，运行稳定后的冷却罐热水侧的温度分布，如图7和图8所示。从图7和图8中可以看出：热水经过热管后大幅降温，进、出口温差分别可达17.6和33.4 ℃；罐内温度出现明显分层现象（即上层温度高于下层温度），沿进口至出口方向，温度整体呈下降趋势，且变化趋势连续，具有良好的冷却效果，满足设计要求。

4.2 现场应用案例

顺北X井是一口五级结构斜井，预测井底（垂深8 090 m）温度为155.2～172.8 ℃。該井五开使用油基钻井液，油水比达77∶23。钻具组合：111.1 mm（57/8 in）钻头（水眼12.7 mm×3）+400 m 88.9 mm（31/2 in）加重（水眼52 mm）+5 500 m 88.9 mm（31/2 in）钻具（水眼54 mm）+2 600 m 114.3 mm（41/2 in）钻具（水眼65 mm）。

通过温度场模型进行井筒循环温度分析，工艺参数：井口入口温度为43、24、10及0 ℃，钻井液排量为10.5 L/s，机械钻速为1 m/h，地温梯度为每100 m 2 ℃，钻井液类型为油基钻井液，钻井液比热容为2 600 J/kg·℃，钻井液导热系数为0.39 J/m·℃。顺北X井在不同入口温度下井底温度分布情况如图9所示。

从图9中可以看出，当入口温度由43 ℃降至24 ℃时，井底循环温度降低3 ℃左右，继续降温至10 ℃，井底循环温度降低4℃左右。

工艺参数：入口温度为24 ℃，钻井液排量为10.5 L/s，机械钻速为1 m/h，地温梯度为每100 m 2 ℃。

钻井液油水比直接影响钻井液比热，以下分析当钻井液比热容分别为1 800、2 300、2 800、3 100 J/kg·℃时，井底循环温度变化情况。顺北X井在不同钻井液比热容下井底温度分布及走势分别如图10、图11所示。

由图10和图11可见，根据模拟结果，钻井液比热越高，井底循环温度越低，即钻井过程中，提高钻井液比热容有助于降低井底循环温度。而根据管志川等［11］研究，钻井液油水比越低、密度越低，钻井液比热容越高。因此，在井底高温限制井下仪器工作的油气井开发中，建议在满足钻井其他要求的前提下，尽量降低钻井液油水比，或使用水基钻井液，同时降低钻井液密度，以提高井底循环降温效果。

实际钻进至8 100 m左右时，钻井液出口温度为50 ℃左右，入口温度为42 ℃左右，井底循环温度为150 ℃左右，如表4所示。钻进至8 160 m时，开始使用钻井液地面降温系统，由于天气等因素影响，冷却塔未全部开启，冷却水温度接近冰点。使用降温系统后，钻井液出口和入口温度显著降低，与降温前同时间段对比，入口温度可以下降25 ℃左右，最低达到16 ℃（钻井液经过设备降温后温度为12～14℃）。按照换热量计算，系统全部开启后，地面降温将达到30℃以上，钻井液进出、口温度变化见图12。

考虑到地层的特殊性，对比表4中数据进行效果分析，在循环排量基本一致的情况下，使用设备后，垂深在增加76.85 m的情况下温度（143 ℃）保持不变。但后期没有使用设备，在垂深增加32.62 m的情况下，温度上升了5 ℃（143～148 ℃）。总之，使用降温系统时，井底循环降温效果约为5 ℃左右。由于140～145 ℃对于大多数耐温160 ℃的进口和国产旋导仪器是一个分水岭，温度超过145 ℃后，仪器的可靠性和寿命都将受到极大影响，因此，将井底循环温度保持在145 ℃以下，对于井下仪器具有十分重要的意义。

通过对比井筒温度场模拟结果，与实际井底循环温度基本一致；同时，对井筒温度场模型不同参数的模拟可有效指导现场选井、应用效果分析等工作。

5 结论与建议

（1）开发了一套JW-GCY-Ⅰ型钻井液地面降温系统，在石油钻井行业开创性地将热管技术应用于该钻井液地面降温系统中，可将钻井液循环入井温度降低30 ℃左右，井底循环温度降低5～8 ℃，有效缓解井下仪器在高温下失效问题。

（2）建立了一种可靠性较高的井筒温度场瞬态分析数值模型，可以有效地指导选井和分析工作。

（3）在超深井设计过程中，若预测井底循环温度过高，则需要在钻井设计时统筹考虑井身结构、钻具组合、循环排量等关键因素，以降低井底循环温度。

（4）建议合理选择适用井况。井身结构对降温效果有重要影响，应选择合理的井身结构、地温梯度以保证地面温度降低后能使井下循环温度有效降低。如果需要进一步降低井底循环温度，应选择较大地面温梯度，井深不超过7 000 m，钻井液入口温度较高的井（出口温度70 ℃左右），以提高地面和井下降温效果。同时，建议使用大通径非标钻具或大水眼钻头，提升循环通道直径，以促进相同钻井压力下循环排量的提高。而对于超深井或小通径钻具无法通过提高循环排量来给井底迅速降温的情况，建议进一步研究钻杆隔热技术，降低钻杆壁内外的热交换，可有效降低井底循环温度。

（5）建议提高钻井液比热容。油基钻井液比热容约为2.1 kJ/（kg·℃），水基钻井液约为4.2 kJ/（kg·℃），提高比热容能有效减缓入井过程中钻井液升温速度。

（6）建议在钻井液中添加专用相变材料，基于“相变蓄热原理”，提高钻井液在井下的降温效果。

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