温度和压力对深水钻井油基钻井液液柱压力的影响

2003年 第27卷 石油大学学报(自然科学版) Vol.27 No.4 第4期 JournaloftheUniversityofPetroleum,China Aug.2003

文章编号:1000-5870(2003)04-0048-05

温度和压力对深水钻井油基钻井液液柱压力的影响

管志川

(石油大学石油工程学院,山东东营257061)

摘要:根据不同温度和压力下油基钻井液密度的测量结果,建立了温度、压力影响下的油基钻井液密度计算模型。在模型中引入了热膨胀系数和弹性压缩系数,利用该模型计算了不同温度和压力下的钻井液密度值。模型计算的密度与实测值之间的最大相对误差小于0.3%,平均相对误差为0.11%。利用该模型对深水钻井时不同条件下井眼内钻井液密度和液柱压力变化进行了计算和分析。结果表明,在深水钻井中,井眼内的钻井液密度通常大于井口钻井液密度;最大钻井液密度出现在海底泥线处;井眼内钻井液液柱压力的当量密度大于井口的钻井液密度。采用无隔水管钻井时的环空钻井液密度小于隔水管钻井时的钻井液密度。

关键词:深水钻井;油基钻井液;钻井液密度;温度;压力;计算模型中图分类号:TE254.1 文献标识码:A

引 言

随着海洋油气勘探开发技术的不断进步以及世界能源需求的不断增长,人们愈来愈重视深水海域的油气资源钻探。深水钻井技术也成为近几年研究的热点问题[1~3]。在深水钻井条件下,不同的海水深度和温度梯度环境将对钻井液密度和静液柱压力产生影响。而井眼中钻井液的密度和静液柱压力是进行各种钻井施工和设计的必要的基础数据,因此,有必要对深水钻井中温度和压力变化对钻井液密度和静液柱压力的影响进行研究。笔者通过对前人在不同温度和压力下对油基钻井液密度测量结果的分析,建立一个比较精确和实用的预测不同温度和压力条件下油基钻井液密度的计算模型。利用该模型分析计算深水钻井时井内钻井液密度和液柱压力的变化规律,从而为深水钻井的工程设计和施工提供依据。

了固相的压缩和膨胀性;W.C.McMordie等人给出了3种水基钻井液和3种油基钻井液在21.1~204.4e和0~96.5MPa范围内的密度测试结果;E.J.Peters等人对分别由柴油和原油配置的3种油基钻井液在不同的温度(25.6~176.7e)和压力(0~103.4MPa)条件下的密度进行了实测实验,并探讨了利用L.L.Hoberock等人的模型预测不同温度和压力下油基钻井液密度的可能性;I.M.Kutasov[8]提出了一个预测钻井液密度的经验公式。通过对以上研究所提供的有关油基钻井液的实验数据进行对比分析发现,可以用另外一种更简单、精确的模型描述不同温度和压力下的油基钻井液密度,以减小预测误差。

首先考虑在地面温度Ts和大气压力ps条件下,一定体积V的钻井液,其质量为m,则地面钻井液的密度Qs为

Qs=.(1)

V

当钻井液经受一定的温度变化$T和压力变化$p后,其体积将发生变化。体积变化量$V由两部分组成,一部分是由于温度变化引起的增量$VT,另一部分是由于压力变化引起的增量$Vp。设钻井液的热膨胀系数为CT,弹性压缩系数为Cp,则由于温度和压力变化所引起的体积改变可分别表示为

$VT =CT$VT;

V

[7]

[6]

1 钻井液密度预测模型

关于温度和压力条件对钻井液密度的影响,许多人进行了研究,并提供了大量的实测实验数据[4~10]。利用这些实验数据,L.L.Hoberock[4]和R.R.Sorelle等人[5]分别提出了各自的基于钻井液组成成分的密度预测模型,在模型中考虑了钻井液中不同液相成分的压缩性和热膨胀特性,同时忽略

收稿日期:2003-01-10

(2)

作者简介:管志川(1959-),男(汉族),山东单县人,教授,博士,博士生导师,主要从事油气钻井工程研究。

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(8)

$Vp =-Cp$p.

V

因此,总体积变化为

$V=$VT+$Vp=V(CT$T-Cp$p).温度和压力变化后的钻井液密度则为 Q($T,$p)=

(3)(4)

n

Cp=kQs$p.

表1给出了不同油基钻井液的a,b,k,n的经验值。图3描述了不同油基钻井液的CT和Cp值随压力的变化情况。从图中可以发现,对具有相同基油的油基钻井液来说,密度越大,其热膨胀系数CT和弹性压缩系数Cp越小。原因是密度越大,单位体积内所含有的固相颗粒越多,因而受热膨胀的

体积和受压缩小的体积也就越小。

.(5)V+$V

将式(1)和式(4)代入式(5),得到不同温度、压力条件下钻井液密度的表达式为

Q($T,$p)=其中

$T=T-Ts, $p=p-ps.

图1和图2是分别根据E.J.Peters和W.C.McMordie等提供的有关油基钻井液的实验数据绘制而成的钻井液密度的倒数与温度和压力的关系曲线。从图1可以看出,在一定的压力条件下,不同的油基钻井液密度的倒数与温度差呈线性关系,但不同压力下其斜率不同。这表明,油基钻井液的热膨胀系数CT与温度环境无关,但与压力环境有关。由图2可以看出,在一定的温度条件下,钻井液密度的倒数随压力的变化并不是线性变化,表明当温度一定时,钻井液的弹性压缩系数Cp是随压力的变化而变化的,

仍然是压力的函数。

Qs

.

1+CT$T+Cp$p

(6)

图2 钻井液密度的倒数与压力的关系表1 不同油基钻井液的a,b,k,n经验值

实验

初始密度

基油

/(g#cm-3)1.318

E.J.Peters

2.0371.318

W.C.McMordie

a@103b@104k@103n

柴油4.83415.49070.5636-0.1394原油A5.28235.69200.7286-0.1608原油B5.55785.89780.7007-0.1483柴油5.58552.63040.2178-0.0798原油A4.87182.77170.2966-0.1284原油B5.73912.83020.3209-0.1392柴油柴油柴油

7.65946.65051.7551-0.32786.80954.18081.1658-0.28649.28242.91590.8988-0.3347

1.6782.157

利用表1给出的经验值以及式(7),(8)和式(6)分别计算了不同条件下各种油基钻井液的密度。图4给出了计算结果与E.J.Peters的实验结果的对比情况。从图中可以看出预测结果与实验数据吻合

图1 钻井液密度的倒数与温度的关系

良好。通过与文献[6]和[7]所提供的所有实测数据进行对比表明,所有计算点的相对误差均小于013%,平均相对误差仅为0.11%。从而表明所建立模型的合理性和利用该模型进行油基钻井液密度预测的精确性。

利用方程(6)对文献[6]和[7]所提供的所有油基钻井液的实验数据进行拟合。结果表明,对不同组成成分的油基钻井液,其热膨胀系数CT和弹性压缩系数Cp都具有如下的统一表达式:

CT=

bQs

;

1+a$p

(7)

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图3 CT及Cp

随压力的变化

pi+1=pi+0.00981Q($Ti,$pi)$Hi.(11)

图5 井眼模型

图4 密度预测结果与实测数据的对比

2 预测结果及其分析

深水钻井通常采用的是隔水管钻井系统。目前隔水管钻井系统已成功地在2000m水深的地区应

用。为了解决隔水管系统在深水钻井中存在的问题以及进入更深的水域钻井,人们已开展无隔水管钻井技术

[1~3]

图6 不同地温梯度下的温度剖面

研究。

图7给出了在水深为1524m、井口钻井液密度为1.707g/cm时不同地温梯度条件下井筒内钻井液密度随深度变化的曲线。从图中可以明显看出,在海底泥线以上的隔水管中,随深度的增加,由于海水温度降低和压力增加,钻井液密度逐渐增大。在从海底泥线到井底的井眼中,由于温度的逐渐升高,尽管压力还在增加,但钻井液密度逐渐减小。在所给出的高、中、低3种地温梯度条件下,除高地温梯度条件以外,井内钻井液的密度均没有降低到小于井口密度的程度。井筒内的最大钻井液密度出现在海底泥线处。图8给出了考虑温度和压力对密度的影响与密度为常数时(井口密度)计算的静液柱压力的差值随井深变化的曲线。从图中可以看出,最大差值可达3.309MPa,最小差值也达到了1.517MPa。3

2.1 有隔水管钻井时井内钻井液密度的变化

设如图5所示的井筒内某一深度H处的微段钻井液柱dH,在当地压力p和温度T的作用下,其钻井液密度为Q($T,$p),则微段液柱上下的压力增量可表示为

dp=0.00981Q($T,$p)dH.井口边界条件为:p(0)=ps,T(0)=Ts。

作为一个例子,图6给出了水深为1524m时井筒内不同地温梯度(GDC)下的钻井液温度剖面(这里假设钻井液温度等于环境温度)。利用数值方法可以求出不同深度处钻井液的密度和静液柱压力,即

Q($Ti,$pi)=

1+

QbQs$Ti

1+

-kQs$pi

i

n

(9)

;(10)

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度计算井内液柱压力有可能引起较大的误差。3353m。而在实际钻井中,由于温度和压力的影响,当井口密度为1.707g/cm3时,井眼内钻井液液柱压力的当量密度是图中实线所给出的值。这样,在3353m到3749m的井段就有可能发生地层被压漏的情况。因此,在进行深水钻井井身结构设计时,应充分考虑温度和压力对井眼内液柱压力的影响。

图7 钻

井液密度随深度的变化曲线

图9 静液压力的当量密度随深度的变化曲线

图8 井内静液柱压力随深度的变化曲线

通常情况下,井眼内某深度处的压力用当量钻井液密度的形式表示。在不考虑温度和压力对钻井液密度的影响时,井眼内液柱压力的当量密度是一个常数,一般为井口密度。在此,将考虑了温度和压力影响后的某深度处的液柱压力也用当量密度的形式表示,表达式为

p-ps

Q.(12)e=0.00981H

图9给出了水深1524m时不同地温梯度条件下液柱压力的当量密度随井深变化的曲线。结果表明,液柱压力的当量密度总是大于井口密度。因此,在深水钻井的井身结构设计中,如果确定套管下深时,仍用常规方法按钻井液密度为常数(等于井口密度)进行设计,则会使设计的套管下入深度不够,在钻井施工的某一个阶段有可能导致套管鞋以下某一井段发生井漏。如图10所示,在水深1524m、地温梯度为0.0237e/m的地区设计一口6096m的深井。在如图所给出的地层孔隙压力和破裂压力的条件下,如按常规方法进行设计,当钻进深度接近6096m时,钻井液密度应达到1.707g/cm3才能平

衡,图11 海水深度对钻井液密度的影响图10 钻井液密度变化对套管下深的影响

图11,12分别描述了地温梯度为0.0237e/m时不同水深条件下井眼内钻井液密度和液柱压力的当量密度随深度变化的规律。从图中可以看出,在井口钻井液密度相同的条件下,海水深度越深,井眼内的钻井液密度和液柱压力的当量密度增加幅度越大。

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石油大学学报(自然科学版) 2003年8月

或静液柱压力的当量密度均小于隔水管钻井时的密度。比较特殊的是,无隔水管钻井时井内静液柱压力的当量密度要小于井口密度(图14)。因而,在采用无隔水管系统钻井时,为了平衡地层压力必须采用比有隔水管钻井更高的钻井液密度。

3 结 论

(1)根据文献给出的实验结果,建立了预测不同温度和压力条件下油基钻井液密度的计算模型。预

图12 海水深度对当量密度的影响

2.2 无隔水管钻井时井内钻井液密度的变化

在无隔水管钻井中,海底井口处的压力等于海水静压力。因此计算井眼内环空静压力和钻井液密度的边界条件变化为

T(Hw)=Tw, p(Hw)=pw.

其中Hw为海底深度;Tw为海底环境温度;pw为海底处的静液柱压力。

图13和图14分别给出了水深3048m、井口密度为1.707g/cm3、无隔水管钻井时,从海底泥线到井底的井眼环空中以及从海底到水面的返回管线中钻井液密度和静液压力的当量密度随深度的变化趋

势。

测结果与实测结果的最大相对误差小于0.3%。

(2)对具有相同基油的油基钻井液,钻井液密度越大,其预测模型中的热膨胀系数和弹性压缩系数越小。

(3)深水钻井时井眼内的钻井液密度一般比井口密度大,最大密度出现在海底泥线处。

(4)有隔水管钻井时,井眼内静液柱压力的当量密度通常大于井口密度。在确定套管下入深度时,应充分考虑当量密度的变化。

(5)无隔水管钻井时,井眼内静液柱压力的当量密度小于井口密度。在以平衡地层压力为依据确定钻井液密度时,应通过预测计算,采用更高的井口钻井液密度。参考文献:

[1] SALAMAMM.Somechallengesandinnovationsfor

deepwaterdevelopments[R].OffshoreTechnologyCon-ference,Houston,Texas,1997.

[2] LOPESCA,BOURGOYNEATJR.Feasibilitystudy

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[4] HOBEROCKLL,THOMASDC,NICKENSHV.

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[5] SORELLERR,JARDIOLINRA,BUCKLEYP,et

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Effectoftemperatureandpressureonthedensityofdrillingfluids[R].SPE11114,1982.

图13

无隔水管钻井时井眼内的钻井液密度曲线

图14 无隔水管钻井时井眼内的当量密度曲线

可以看出,无隔水管钻井时的井内钻井液密度

(