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温度压力与钻井液密度相互影响规律研究

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温度压力与钻井液密度相互影响规律研究X宋洵成1,王振飞1,韦龙贵2,何　连2(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Karstad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—02

1　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]、Peters[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。Peters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/m3)和17-lbm/gal(2040.82kg/m3)在78-350(25.56-176.67℃)和0～15000psi(0～103.42MPa)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。Peters[2]根据自己的实验结果得到的组分模型为:

Qm(P,T)=Q0fvo+Qwfvw+Qsfvs+Qcfvc1+fQvoQoQoi-1+fvwQwQwi-1(1)

式中:Qo、Qw、Qs、Qc分别为真实环境下的油、水、固相和加重剂的密度,kg/m3;fvo、fvw、fvs、fvc分别为油、水、固相和加重剂的体积分数;Qoi和Qwi为参考条件下油和水的密度,kg/m3。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Kutasov[3]根据McMordie[1]的实验结果回归得到:

Qm(P,T)=Qm0e[A(p-p0)-B(T-T0)+C(T-T0)2](2)

式中Qm0为参考状态(Q0,T0)下的密度,kg/m3;A、B、C分别为对应油基和水基钻井液的密度拟合系数。E.Karstad[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:Qm=Qme#(P,T)#(P,T)=CP(P-P0)+CPP(P-P0)2+CT(T-T0

)+

CTT(T-T0)2+CPT(P-P0)(T-T0)(3)公式中CP、CPP、CT、CTT和CPT为对应McMordie[1]实验数据的拟合系数。

1　2012年第5期

内蒙古石油化工

X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。:2012-01-1:8:200AA09A10:1972-20103　密度预测模型对比分析根据McMordie[1]、Peters[2]、Isambourg[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Karstad模型预测精度高于Sorelle模型和Peters的组分模型。对水基钻井液而言Kutasov模型和Karstad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Karstad模型的预测精度明显优于Kutasov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/m3SorellePetersKutasovE.Karstad

1水基12961.310.380.190.162水基16431.150.410.120.113水基21711.430.800.110.114柴油基13261.35-0.250.145柴油基17211.36-0.180.086柴油基21711.29-0.170.087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--0.010.01 注:#1-6钻井液来自McMordie实验,#7-12钻井液来自Peters实验,#13钻井液来自Sorelle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/m3(10.77-lb/gal),油基钻井液密度为1312.09kg/m3(10.95-lb/gal);7000m深井的水基钻井液密度为2152.07kg/m3(17.96-lb/gal),油基钻井液密度为2154.47kg/m3(17.98-lb/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。2内蒙古石油化工 2012年第5期　/100m

124 图1和图2中的相对误差计算时以考虑压力和温度对钻井液密度影响(变密度)时计算的静液柱压力为真值。图中数据表明:常密度静液柱压力计算值大于变密度静液柱压力;静液柱压力计算相对误差随井深增加而增大,最大值出现在井底;油基钻井液产生的静液柱压力相对误差较水基钻井液大,井深为3000m时,水基钻井液最大相对误差为1.66%,油基钻井液的最大相对误差为1.79%,井深7000m时,水基钻井液最大相对误差为1.72%,油基钻井液的最大相对误差为1.97%;钻井液密度随井深增加而减小,即在钻井液温度以地温梯度增加的情况下,压力对密度的影响小于温度对密度的影响;随井深增加,井下实际钻井液密度偏离地面密度程度越严重,3000m井底的钻井液密度偏差为45.34kg/m3,7000m井底的钻井液密度偏差为113.96kg/m3。5　结论5.1　温度对钻井液密度的影响大约是压力对钻井液密度的影响的100倍,即温度对钻井液密度的影响远大于压力对钻井液密度的影响。5.2　钻井液密度随压力升高而增大,随温度升高而减小,按3℃/100m的地温梯度计算,从地面开始沿井筒向下至井底的压力和温度环境下钻井液密度逐渐减小,室温、大气压环境下测量的钻井液密度与Karstad法在实际压力和温度下预测的钻井液密度相比,相对误差不超过5%,静液柱压力相对误差不超过2%。5.3　每一种钻井液都有特定的压力、温度和密度的关系式即钻井液的状态方程,因此,如果要精确预测钻井液在特定环境下的密度,需要对使用的钻井液进行高温高压密度试验。5.4　描述钻井液的状态方程的形式多样,预测结果存在一定的差别,其中,Karstad的预测密度与实测密度吻合程度最高,预测误差小于2%。[参考文献][1]　McMordie,W.C.,Bland,R.G.,Hauser,J.M..EffectofTemperatureandPressureontheDensityofDrillingFluids.SPE11114,SPE57thAnnualFallTechnicalConferenceandExhibitionoftheSocietyofPetroleumEngineeringofAIME,NewOrleans,LA,26-29Sept.1982.[2]　Peters,E.J.,Chenevert,M.E.,Zhang,C..AModelforPredictingtheDensityof

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抗高温钻井液研究新进展

抗高温钻井液研究新进展

抗高温钻井液研究新进展1 引言在当今世界，由于石油勘探开发技术水平的不断提高和经济利益的驱使，中、浅地层的油气资源己经基本被完全开发[1]。

在这种情况下，深井超深井的钻探成为我国乃至全世界石油工业的一个重要方面。

国内外超深井实践证明，钻井液的质量对超深井的成败、钻速和成本有着极其重要的意义[2]。

常用的深井钻井液主要有水基和油基钻井液两大类，目前国内主要使用水基钻井液钻深井和超深井。

超深井钻井液的最大特点是井愈深，地层愈老，愈可能出现温度梯度异常，井底温度会更高，而一般在5000m以上深井的井底压力甚至可能达到100MPa以上。

如此高温高压必然会对钻井液体系产生严重影响。

由于水的可压缩性相对较小，故压力对水基钻井液的密度及其它性能，如流变性、滤失造壁性等均无明显的影响，但是温度的影响却十分显著。

随着温度的增加，钻井液的各种性能都会随之而发生改变，如高温凝胶的产生，使得滤失失去控制，不仅损害钻探活动，而且对后续生产、钻井液性能造成破坏[3,4]。

高温对钻井液流变性的影响比较复杂，其影响情况可根据粘度与温度的关系分为三种形式[5]。

第一种，粘度随着温度的升高而降低；第二种，粘度随着温度升高而增大；第三种，各类水基钻井液在较宽的温度范围内表现为随温度的升高粘度先降低再增大。

高温使钻井液中各组分本身及各组分之间在低温下本来不易发生的变化、不剧烈的反应、不显著的影响都变得激化。

这些作用的结果必然改变、损害以至完全破坏钻井液的性能，而这种影响一般是不可逆的。

它反映了钻井液体系受高温作用后的稳定能力的变化，实际反映钻井液在使用过程中循环进出口性能的变化[6]。

2 高温对钻井液性能的影响和作用机理2.1 高温对钻井液性能的影响1）添加剂高温降解。

添加剂功能失效，为维持钻井所需要的钻井液性能，需要消耗更多的处理剂，而且温度越高，钻进时间越长，消耗处理剂就越多，深井钻井液的技术难题也越大[7]。

2）滤失造壁性能。

高温使钻井液的滤失造壁性能变化，泥饼虚而厚、渗透性增大，滤失量尤其是高温高压滤失量增加[8]。

探究物质密度与温度、压力的关系密度教案

探究物质密度与温度、压力的关系密度教案

探究物质密度与温度、压力的关系密度教案。

一、温度对物质密度的影响温度是指物质内部分子运动的程度，因此温度的升高可以使分子的运动更加剧烈。

在理论上，这个现象会导致物质的密度变小。

我们可以通过以下实验来探究温度对物质密度的影响。

实验目的：观察物质的密度是否与温度有关系。

实验材料：水，容器，温度计，密度计。

实验步骤：1.将一定量的水加入容器中，然后用温度计测量水的初始温度。

2.使用密度计测量水的密度。

3.将水加热到一定温度，比如说80°C。

4.将水冷却到初始温度，并再次测量水的密度。

实验结果：从实验结果可以看出，随着温度的升高，水的密度会逐渐降低。

这是因为在高温下，水分子的运动会变得更加剧烈，分子之间的空隙增加，从而使水的密度变小。

二、压力对物质密度的影响压力是指在某一面积上施加的力，因此，当力增加或面积减小的时候，压力就会随之增大。

在理论上，压力的增加会使分子之间的距离缩小，从而导致物质的密度增大。

下面是一个探究压力对物质密度的实验。

实验目的：观察物体密度是否会随着压力的增加而增大。

实验材料：气球，容器，压力计，密度计。

实验步骤：1.在容器中充气球，让气球在容器中占据一定的空间。

2.使用压力计测量气球所占据的面积，并计算出气球所受到的压力。

3.使用密度计测量气球的密度。

4.增加气球内部的压力，使其变得更加紧实。

5.重新使用密度计测量气球的密度。

实验结果：实验结果表明，当压力增加时，气球的密度也会增加。

这是因为气球内部分子之间的距离随着压力的增加而缩小，从而使得气球内部的分子更加致密。

三、教案设计以上实验充分说明了温度和压力对物质密度的影响。

针对这些原理，可以设计以下的教学方案来帮助学生更好地理解这些概念。

教学目标：1.理解物质密度、温度、压力等基本概念。

2.探究温度和压力对物质密度的影响。

3.通过实验来帮助学生理解这些概念。

教学步骤：1.引入向学生简要介绍物质密度的概念，并在黑板上标注公式。

钻井液循环当量密度影响因素

钻井液循环当量密度影响因素

价值工程1钻井液循环当量密度（ECD ）计算模型钻井液的当量循环密度（Equivalent Circulating Density ，简写为ECD ）可以定义为钻井液的当量静态密度（ESD ）与钻井液流动造成的环空压耗当量密度之和。

现场情况下的当量循环密度ECD 表达式如下：ECD=ρ（1-C a ）+ρs C a +Δp 0.00981H（1）式中：ρ为钻井液密度；ρs 为岩屑密度；C a 为环空岩屑浓度，%；Δp 为环空压耗。

1.1环空浓度计算模型环空浓度C a 的计算公式：C a =ROP 3600（v c -v s ）（1-d 2od2）（2）式中：ROP 为钻速，（m/h ）；d 0为钻杆外径，（cm ）；d 为井眼内径，（cm ）；v c 为钻井液环空返速，（m/s ）；v s 为岩屑沉降速度，（m/s ）。

1.2环空压耗计算模型当流态为紊流时，环空井段的压耗Δp 为[1]：Δp=2.04f ρv 2c l d-d o（3）式中：Δp 为环空压耗，（kg/cm 2）；l 为钻杆长度，（m ）；d o 为钻柱的外径，（cm ）；d 为井眼内径，（cm ）；v c 为钻井液环空返速，（m/s ）；ρ为钻井液密度，（g/cm 3）；f 为摩阻系数，无因次。

显然从上式可知环空压耗计算的关键在于环空摩阻系数f 的准确确定。

由流体力学原理知，f 与流体的流变模式、流变参数、流体流态、流体雷诺数和几何边界条件等有关。

由于理论研究，尤其是非牛顿流体流动研究的不完善，以及实际问题的复杂，非牛顿流体流动的解析解很难得到，目前尚无统一的适用于各种流变模式非牛顿流体的流态判别和摩阻系数计算方法，这些方法都存在很大的局限性，并且有时在相同条件下计算结果也相差很大，不能胡乱使用。

在这里摩阻系数f 采用Dodge 和Metiner 推导出的半经验公式[2]来计算：1f 姨=4n 0.75lg[Ref （1-0.5n ）]-0.395n 1.2（4）由于在深水钻井中，不同的海水深度和温度梯度也会对钻井液的流变性能产生影响，因此在应用上述模型计算环空压耗时，需要考虑温度和深度（压力）对钻井液观粘度、塑性粘度和动切力的影响，而不能直接应用地面上的测量结果。

高温高压小井眼水平井环空ECD_综合计算模型

高温高压小井眼水平井环空ECD_综合计算模型

文章编号：1000 − 7393(2023)03 − 0259 − 10 DOI: 10.13639/j.odpt.202209008高温高压小井眼水平井环空ECD 综合计算模型李文拓1 罗鸣1 黄洪林1 李军2,3 肖平11. 中海石油(中国)有限公司海南分公司；2. 中国石油大学(北京)；3. 中国石油大学(北京)克拉玛依校区引用格式：李文拓，罗鸣，黄洪林，李军，肖平. 高温高压小井眼水平井环空ECD 综合计算模型［J ］. 石油钻采工艺，2023，45（3）：259-268.摘要：精确计算井筒环空ECD 是钻进参数设计及安全、高效钻进的基础。

为了提高其计算精度，基于高温高压下钻井液流变性测试数据，结合多元非线性回归获取钻井液密度和流变参数计算模型。

通过耦合钻井液密度和流变参数回归模型与井筒传热模型，建立高温高压小井眼水平井环空ECD 综合计算模型。

与实测PWD 数据相比，该模型平均相对误差为0.72%。

研究表明，在计算高温高压小井眼水平井环空ECD 时，温度和压力对钻井液密度和流变参数影响不可忽略。

在钻进过程中，随着钻井液循环时间的增加，下部井段环空温度不断降低，钻井液密度与稠度系数逐渐增加，环空压耗与ECD 不断增加。

温度梯度和钻井液排量通过影响环空温度分布，进而影响环空ECD 。

地温梯度越高，环空温度越高，环空ECD 越小；钻井液排量越大，环空温度越低，环空ECD 越大。

钻柱转速、环空尺寸和接头尺寸是影响环空ECD 的重要因素。

随着钻柱转速增加，环空压耗增大，进而导致环空ECD 增加，但增加幅度逐渐减小；接头尺寸越大，对应的环空尺寸越小，环空压耗越大，进而导致环空ECD 越大。

研究结果为高温高压地层小井眼水平井的安全、高效钻进提供理论基础。

关键词：高温高压；小井眼水平井；钻井液密度；流变参数；环空压耗；环空ECD 中图分类号：TE243.1 文献标识码： AComprehensive calculation model of annular ECD for high-temperature high-pressureslim-hole horizontal wellsLI Wentuo 1, LUO Ming 1, HUANG Honglin 1, LI Jun 2,3, XIAO Ping 11. Hainan Company , CNOOC (China ) Co., Ltd., Haikou 570100, Hainan , China ;2. China University of Petroleum (Beijing ), Beijing 102249, China ;3. Karamay Campus , China University of Petroleum (Beijing ), Karamay 834000, Xinjiang , ChinaCitation: LI Wentuo, LUO Ming, HUANG Honglin, LI Jun, XIAO Ping. Comprehensive calculation model of annular ECD for high-temperature high-pressure slim-hole horizontal wells ［J ］. Oil Drilling & Production Technology, 2023, 45(3): 259-268.Abstract: Accurately calculating the ECD of wellbore is the foundation for drilling parameter design and safe efficient drilling.To enhance calculation accuracy, a comprehensive model for ECD calculation in slim-hole horizontal wells under high-temperature and high-pressure conditions is developed. This model is based on rheological test data of drilling fluids under high-temperature and high-pressure conditions, and utilizes a multivariate nonlinear regression to get drilling fluid density and rheological parameters. By基金项目: 中海石油(中国)有限公司项目“南海西部油田上产2000万方钻完井关键技术研究”(编号：CNOOC-KJ135ZDXM38ZJ05ZJ)；中海油“十四五”重大科技项目2下属课题1“深水超深水复杂井安全高效钻完井关键技术”(编号：KJGG2022-0201)。