鉆井流體液相組分密度的溫度壓力修正模型
發(fā)布時間：2021-12-18 14:14
鉆井流體密度是決定井筒中壓力分布的主要因素,因此對鉆井流體密度的精確計算是進行井筒壓力控制,避免井涌、井噴或者井漏等井下異常情況的關(guān)鍵。由于鉆井流體中存在著液相組分,其密度會隨著溫度和壓力的變化而改變,從而使得鉆井流體在地層中的密度與其地面測量結(jié)果不一致,鑒于此,需要對鉆井流體的液相組分密度進行溫壓修正。通過對不同類型鉆井流體的實驗研究,在API標準提供的溫壓修正模型的基礎上,通過引入溫度的二次方項,將溫度對鉆井流體液相密度的非線性影響納入考慮,并以此形成了改進型溫壓修正模型。通過與實驗數(shù)據(jù)的對比分析,改進型溫壓修正模型的密度預測結(jié)果普遍優(yōu)于API模型的預測結(jié)果。特別地,對于那些對高溫敏感的鉆井流體,采用改進型溫壓修正模型能夠顯著提升其井下當?shù)孛芏鹊念A測精確度。
【文章來源】：鉆井液與完井液. 2020,37(02)北大核心
【文章頁數(shù)】：6 頁
【部分圖文】：
隔離液2型流體液相組分密度的溫壓特性分析
圖5 密度隨溫度壓力變化的實測數(shù)據(jù)第3種鉆井流體選擇確定系數(shù)為0.980而平均誤差為0.395%的隔離液1型進行驗證，對應的修正結(jié)果如圖7、圖8所示，隔離液1型流體的密度在高溫下也出現(xiàn)了非線性變化的趨勢，因而采用改進型模型的溫壓修正結(jié)果比API模型的修正結(jié)果更好，其修正結(jié)果的確定系數(shù)增加到0.9950，而平均誤差也進一步下降到0.183%。從而再次證明，改進型修正模型比API模型的溫壓修正效果更好。
第3種鉆井流體選擇確定系數(shù)為0.980而平均誤差為0.395%的隔離液1型進行驗證，對應的修正結(jié)果如圖7、圖8所示，隔離液1型流體的密度在高溫下也出現(xiàn)了非線性變化的趨勢，因而采用改進型模型的溫壓修正結(jié)果比API模型的修正結(jié)果更好，其修正結(jié)果的確定系數(shù)增加到0.9950，而平均誤差也進一步下降到0.183%。從而再次證明，改進型修正模型比API模型的溫壓修正效果更好。圖8 隔離液1型流體液相組分密度的溫壓特性分析
【參考文獻】：
期刊論文
[1]超深井循環(huán)壓耗計算模型研究[J]. 易燦,曹向峰,李根生,江勝宗. 石油機械. 2013(07)
[2]High temperature and high pressure rheological properties of high-density water-based drilling fluids for deep wells[J]. Wang Fuhua1, Tan Xuechao1, Wang Ruihe1, Sun Mingbo1, Wang Li2 and Liu Jianghua3 1 College of Petroleum Engineering, China University of Petroleum, Qingdao, Shandong 266555, China 2 Institute of Oil Production Engineering, Daqing Oil Company, Daqing, Heilongjiang 163453, China 3 Institute of Oil Production Technology, Xinjiang Oil Company, Kelamayi, Xinjiang 834000, China. Petroleum Science. 2012(03)
[3]溫度和壓力對井內(nèi)流體密度的影響[J]. 羅宇維,朱江林,李東,方國偉,凌偉漢. 石油鉆探技術(shù). 2012(02)
[4]高溫高壓條件下鉆井液當量靜態(tài)密度預測模型[J]. 趙勝英,鄢捷年,王利國,耿嬌嬌,丁彤偉,苑曉榮. 石油鉆探技術(shù). 2009(03)
[5]高溫深井當量靜態(tài)密度的計算[J]. 王貴,蒲曉林. 鉆井液與完井液. 2008(01)
[6]高溫高壓對超深井鉆井液密度的影響[J]. 王敏生,易燦,徐加放. 石油鉆采工藝. 2007(05)
[7]高溫高壓鉆井液密度預測新模型的建立[J]. 張金波,鄢捷年. 鉆井液與完井液. 2006(05)
[8]深井油基鉆井液在高溫高壓下表觀粘度和密度的快速預測方法[J]. 鄢捷年,李志勇,張金波. 石油鉆探技術(shù). 2005(05)
[9]高溫高壓鉆井液P-ρ-T特性及其對井眼壓力系統(tǒng)的影響[J]. 汪海閣,郝明惠,楊麗平. 石油鉆采工藝. 2000(01)
[10]高溫高壓井中溫度和壓力對鉆井液密度的影響[J]. 汪海閣,劉巖生,楊立平. 鉆采工藝. 2000(01)
本文編號：3542566
【文章來源】：鉆井液與完井液. 2020,37(02)北大核心
【文章頁數(shù)】：6 頁
【部分圖文】：
隔離液2型流體液相組分密度的溫壓特性分析
圖5 密度隨溫度壓力變化的實測數(shù)據(jù)第3種鉆井流體選擇確定系數(shù)為0.980而平均誤差為0.395%的隔離液1型進行驗證，對應的修正結(jié)果如圖7、圖8所示，隔離液1型流體的密度在高溫下也出現(xiàn)了非線性變化的趨勢，因而采用改進型模型的溫壓修正結(jié)果比API模型的修正結(jié)果更好，其修正結(jié)果的確定系數(shù)增加到0.9950，而平均誤差也進一步下降到0.183%。從而再次證明，改進型修正模型比API模型的溫壓修正效果更好。
第3種鉆井流體選擇確定系數(shù)為0.980而平均誤差為0.395%的隔離液1型進行驗證，對應的修正結(jié)果如圖7、圖8所示，隔離液1型流體的密度在高溫下也出現(xiàn)了非線性變化的趨勢，因而采用改進型模型的溫壓修正結(jié)果比API模型的修正結(jié)果更好，其修正結(jié)果的確定系數(shù)增加到0.9950，而平均誤差也進一步下降到0.183%。從而再次證明，改進型修正模型比API模型的溫壓修正效果更好。圖8 隔離液1型流體液相組分密度的溫壓特性分析
【參考文獻】：
期刊論文
[1]超深井循環(huán)壓耗計算模型研究[J]. 易燦,曹向峰,李根生,江勝宗. 石油機械. 2013(07)
[2]High temperature and high pressure rheological properties of high-density water-based drilling fluids for deep wells[J]. Wang Fuhua1, Tan Xuechao1, Wang Ruihe1, Sun Mingbo1, Wang Li2 and Liu Jianghua3 1 College of Petroleum Engineering, China University of Petroleum, Qingdao, Shandong 266555, China 2 Institute of Oil Production Engineering, Daqing Oil Company, Daqing, Heilongjiang 163453, China 3 Institute of Oil Production Technology, Xinjiang Oil Company, Kelamayi, Xinjiang 834000, China. Petroleum Science. 2012(03)
[3]溫度和壓力對井內(nèi)流體密度的影響[J]. 羅宇維,朱江林,李東,方國偉,凌偉漢. 石油鉆探技術(shù). 2012(02)
[4]高溫高壓條件下鉆井液當量靜態(tài)密度預測模型[J]. 趙勝英,鄢捷年,王利國,耿嬌嬌,丁彤偉,苑曉榮. 石油鉆探技術(shù). 2009(03)
[5]高溫深井當量靜態(tài)密度的計算[J]. 王貴,蒲曉林. 鉆井液與完井液. 2008(01)
[6]高溫高壓對超深井鉆井液密度的影響[J]. 王敏生,易燦,徐加放. 石油鉆采工藝. 2007(05)
[7]高溫高壓鉆井液密度預測新模型的建立[J]. 張金波,鄢捷年. 鉆井液與完井液. 2006(05)
[8]深井油基鉆井液在高溫高壓下表觀粘度和密度的快速預測方法[J]. 鄢捷年,李志勇,張金波. 石油鉆探技術(shù). 2005(05)
[9]高溫高壓鉆井液P-ρ-T特性及其對井眼壓力系統(tǒng)的影響[J]. 汪海閣,郝明惠,楊麗平. 石油鉆采工藝. 2000(01)
[10]高溫高壓井中溫度和壓力對鉆井液密度的影響[J]. 汪海閣,劉巖生,楊立平. 鉆采工藝. 2000(01)
本文編號：3542566
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