超深钻井井筒温度场瞬态数值模拟：热传递特征及井筒冷却策略

《Petroleum Science》：Numerical simulation of wellbore temperature field in ultra-deep drilling: Thermal transfer characteristics and implications for wellbore cooling

　　

井下工具高温失效仍是超深钻井中的关键挑战。为支持有效的井底温度（bottom-hole temperature, BHT）控制，该研究建立了一个综合的井筒温度场瞬态数值模型（transient numerical model）。该模型利用塔里木盆地三口超深井的现场测量数据进行验证，预测的BHT值与现场数据具有合理一致性。基于经验证模型的敏感性分析表明，BHT主要受循环时间（circulation time）和钻井液热物性（thermophysical properties）控制，定量显著性排序为：循环时间 > 钻井液密度 > 钻井液比热容（specific heat capacity） > 转速（rotary speed） > 钻压（weight on bit, WOB） > 钻井液入口温度。基于上述认识，评估了一种采用钻杆内隔热（internal drill pipe insulation）的实用井下冷却策略。当在6000至10000 m井段施加厚度2 mm、热导率（thermal conductivity）为0.1 W/(m·°C)的涂层时，与无涂层工况相比，BHT降低32.21 °C。总体而言，结果突出了超深井筒冷却的两条可行途径：（1）开发同时提高密度和有效热容（effective heat capacity）的先进钻井液材料与配方；（2）在成本与作业约束下优化钻杆隔热设计。该综合策略为改善热安全性并提高超深钻井作业可靠性提供了一种可能途径。

研究背景：随着全球油气工业向超深储层拓展，井深增加、地热梯度、长循环路径及钻井部件间复杂热交换使井底温度（bottom-hole temperature, BHT）和系统热负荷持续升高。高温削弱钻井液性能、加速添加剂降解、缩短测温工具精度和寿命，严重时导致工具失效与成本上升。超深井直接测量温度场困难，数值模拟成为评估热环境的重要手段。已有井筒传热模型虽扩展到瞬态钻井、几何变化、循环与关井、漏失、欠平衡和钻头摩擦生热等，但超深钻井BHT系统控制不足，瞬态温度场预测、主控参数识别与井下隔热设计联系未清晰建立。为此，研究人员提出整合常规钻井参数优化与井下隔热的BHT控制框架，以预测井筒温度场并定量识别操作、钻井液和涂层参数对BHT降低的相对重要性，为超深地层高效钻井提供理论基础和参考。

研究人员建立考虑多区域传热和多热源的瞬态井筒温度模型（transient numerical model），用塔里木盆地三口超深井现场数据验证，开展参数敏感性分析与钻杆内隔热（internal drill pipe insulation）评估。结果表明模型预测精度较高，BHT主控因素排序明确，隔热可显著降低BHT。意义在于提出改进钻井液热物性（thermophysical properties）和优化钻杆隔热两条冷却路径，提高超深钻井热安全与可靠性。

关键技术方法：研究人员将系统分为钻杆内钻井液、钻杆、环空钻井液和地层四区，建立能量守恒方程，考虑轴向对流、对流换热、黏性耗散、钻头摩擦生热和钻柱旋转摩擦生热；采用有限差分法（finite difference method）离散，时间项隐式，Gauss-Seidel迭代，时间步长10 s，收敛判据为最大相对温度残差小于10^?6；网格独立性检验后采用200网格。模型以塔里木盆地Well A、Well B和Well C三口超深井现场测量验证。敏感性分析采用多元线性回归和标准化回归系数（standardized regression coefficient）比较参数重要性；涂层分析考察厚度、热导率和长度。

3.1 模型验证：通过三口井现场数据对比，预测BHT为185.14、146.80、135.94 °C，实测为183.00、140.00、136.30 °C，平均绝对误差约3.11 °C、平均相对误差约2.11%，模型对深直井具有较高预测精度和工程适用性。

3.2 超深钻井中的热传递特征：通过10000 m垂直井模拟，考察井深、循环时间、钻井液性质和转速对温度分布的影响。

3.2.1 温度剖面：模拟显示地层温度随井深升高，钻杆内钻井液温度低于环空；近井底钻杆温度因钻头摩擦热向上传导而高于钻井液，10000 m处钻杆218.17 °C、钻井液210.84 °C。

3.2.2 循环时间：不同循环时间模拟表明，BHT早期显著降低，1至2 h降3.31 °C，4至8 h平均降幅仅0.48 °C/h，环空出口温度（annulus outlet temperature, AOT）略增，延长循环的边际冷却效应减弱。

3.2.3 钻井液密度：1200–1800 kg/m³模拟显示，密度升高使深部温度降低；BHT由216.80降至208.87 °C，降7.93 °C，AOT增约3.17 °C。

3.2.4 钻井液比热容：1300–1900 J/(kg·°C)模拟显示，比热容（specific heat capacity）升高降低近井底温度；BHT由214.26降至204.66 °C，AOT由32.36升至35.11 °C。

3.2.5 转速：40–160 rpm模拟显示，转速主要影响近井底；BHT由210.01升至214.97 °C，增4.96 °C，AOT几乎不变。

3.2.6 钻压：60–180 kN模拟显示，钻压（weight on bit, WOB）增大主要提高近钻头区域温度，BHT渐增，AOT几乎不受影响，热影响高度局部化。

3.2.7 钻井液入口温度：5–30 °C模拟显示，入口温度明显影响环空回温但对BHT影响有限，地面冷却对BHT降低作用有限，井下冷却更有效。

3.2.8 钻杆隔热：通过涂层参数模拟评估钻杆内隔热冷却效果。

3.2.8.1 涂层厚度：固定热导率0.2 W/(m·°C)、7000–10000 m，厚度0.5至2.0 mm使BHT由198.17降至190.91 °C，增厚提高热阻、增强冷却。

3.2.8.2 涂层热导率：固定厚度1.0 mm、7000–10000 m，热导率（thermal conductivity）0.1至1.0 W/(m·°C)使BHT由190.91升至200.38 °C，增9.47 °C，低热导率隔热更好。

3.2.8.3 涂层长度：固定2.0 mm和0.1 W/(m·°C)，长度1000至4000 m使BHT降24.71 °C；相比无涂层，6000–10000 m涂层最大降32.21 °C。

3.3 显著性排序及对井筒冷却的启示：多元线性回归标准化系数显示，常规参数排序为循环时间0.48893>密度0.45768>比热容0.41663>转速0.29834>WOB0.18109>入口温度0.01563；涂层参数长度0.76267>厚度0.3177>热导率0.20523。讨论指出循环时间受效率限制，调整密度和比热容更实际；涂层应优先延长深部高温段覆盖，并以低热导率材料和合适厚度平衡冷却、成本与可行性。

讨论部分强调，循环管理及钻井液热物性优化是降低BHT最有效策略，但循环时间受钻井效率和作业计划约束，难以仅为冷却而延长；在约束下，通过合适添加剂调整密度并提高比热容更实际稳定。涂层方面，深部高温段延长隔热覆盖是主要贡献，增厚和降低热导率可进一步增强但属次要因素；工程上应优先较长近井底涂层段，并结合低热导率材料与合适厚度权衡冷却效果、成本和涂覆可行性。结果支持两种冷却途径：开发同时提高密度和有效热容（effective heat capacity）的钻井液材料与配方，以及在成本和作业约束下优化钻杆隔热设计。

研究结论（原文第4节）翻译：

（1）基于计算传热理论和数值模拟方法，该研究建立了旨在降低超深钻井BHT的瞬态井筒温度模型。通过考虑多区域传热和钻井过程多种热源，开发了预测整个井筒瞬态温度分布的综合数值模型。案例研究表明，该模型能有效捕捉钻井系统的瞬态热行为，与现场测量对比确认了其可靠性和工程适用性。

（2）利用所建模型，通过敏感性分析评价了影响BHT的关键因素。结果表明，循环时间、钻井液热物性、转速和WOB对BHT有显著影响，而钻井液入口温度影响可忽略。影响因素的定量显著性排序为：循环时间 > 钻井液密度 > 钻井液比热容 > 转速 > WOB > 钻井液入口温度。

（3）提出了基于钻杆内隔热的井下冷却策略。当在6000–10000 m施加厚度2 mm、热导率0.1 W/(m·°C)的隔热涂层时，模型预测BHT较无涂层条件降低32.21 °C。

（4）这些发现为超深钻井井筒冷却提供技术支持。一方面，推荐通过合适添加剂在保持可接受流变性能、稳定性和经济可行性的同时，同时提高密度和有效热容的钻井液配方；另一方面，优化钻杆隔热被证明是超深井筒冷却的有效方法。考虑成本和作业约束，涂层相关参数应结合具体现场条件优化，以实现实用高效冷却。

当前实验设备仍不能可靠支持超高温超高压条件下钻井液热物性的准确测量，因此该研究采用代表性常数物性；在已验证工况内该简化可接受。未来工作应聚焦开发可进行超高温超高压测量的实验系统，建立可靠的钻井液热物性数据库，并将温度和压力依赖的物性纳入模型。