CML双梯度钻井井筒温压场与泥浆帽优化.pdf

第30卷 第5期 2023年10月 Vol.30 No.5 Oct.,2023 收稿日期：2023-05-29 改回日期：2023-07-25 基金项目：国家自然科学基金联合基金项目“海相深层高温高压钻完井工程基础理论及控制方法”（U19B6003-05）；国家自然基金项目“深水油气钻采井筒压力控制基础研究”（51734010）；中国石油化工集团有限公司项目“特深层钻完井关键工具与装备”的部分研究成果 第一作者：张锐尧（1991），男，博士后，毕业于中国石油大学（北京）油气井工程专业，研究方向为油气井力学与控制工程，井下工具设计等。Email： 55 世界石油工业World Petroleum IndustryE 能源工程Energy Engineering文章编号：1006-0030(2023)05-0055-007 DOI:10.20114/j.issn.1006-0030.20230529005 CML双梯度钻井井筒温压场与泥浆帽优化 张锐尧1，2，宋亚港3（1.中石化石油机械股份有限公司，湖北 武汉 430073；2.长江大学石油工程学院，湖北 武汉 430100；德州大陆架石油工程技术有限公司，山东 德州 253034）摘要：可控泥浆液面（CML）双梯度钻井作为一种应用于深水环境的控压钻井新方法，掌握其井筒流动规律对于控压钻井工艺设计具有重要意义，目前在该方面缺乏系统性的研究。为了探究CML双梯度钻井瞬态井筒温度与压力的分布规律，同时对窄压力窗口条件下的泥浆帽高度进行优化设计，根据CML双梯度钻井的工艺特点与钻井液循环流动特征，建立了井筒温度场和压力场物理模型以及瞬态井筒温压耦合场数学模型，利用有限差分和循环迭代方法对模型进行离散和求解。结果表明，钻井液循环过程中井筒内存在6个不同的传热区域，泥浆帽段环空内钻井液不参与对流换热，返回管线内的钻井液温度分布与海水温度分布相似；水下泵出口压力等于泥浆帽静液柱压力与泵压之和，随着泥浆帽高度增大，水下泵的泵压呈递减趋势；在给定压力窗口条件下，获得了钻井循环和停泵时的最优泥浆帽高度。该研究可以为CML双梯度钻井技术的理论研究与控压钻井工艺设计提供一定的参考。关键词：双梯度钻井；可控泥浆液面双梯度钻井；温压耦合场；窄压力窗口；泥浆帽；控压钻井 中图分类号：TE-242 文献标识码：A Optimization of mud cap and the field of wellbore temperature and pressure in CML dual gradient drilling ZHANG Ruiyao1,2,Song Yagang3(1.Sinopec Petroleum Machinery Co.,Ltd.,Wuhan,Hubei 430073,China;2.School of Petroleum Engineering,Yangtze University,Wuhan,Hubei 430100,China;3.Shelfoil Petroleum Equipment&Services Co.,Ltd.,Dez-hou,Shandong 253034,China)Abstract:Controlled mud level(CML)dual gradient drilling is a new method of pressure control drilling applied in deepwater environments.Mastering the wellbore flow pattern is crucial for the design of pressure control drilling technology,and there is currently a lack of systematic research in this area.In order to explore the distribution law of transient wellbore temperature and pressure and optimize the design of mud cap height under narrow pressure window conditions for CML dual gradient drilling.Based on the process characteristics of CML dual gradient drilling and the circulating flow characteristics of drilling fluid,physi-cal models of wellbore temperature and pressure fields,as well as mathematical models of the coupled transient wellbore temper-ature pressure fields have been established.Finite difference method and cyclic iteration method are used to solve the model by discretization.The results indicate that there are six different heat transfer zones in the wellbore during the drilling fluid circula-tion process.The drilling fluid in the mud cap annulus does not participate in convective heat transfer,and the temperature distri-bution of the drilling fluid in the return pipe is similar to that of seawater.The outlet pressure of the underwater pump is equal to the sum of the static liquid column pressure of the mud cap and the pump pressure.As the height of the mud cap increases,the pump pressure of the underwater pump shows a downward trend.Under the given pressure window conditions,the optimal mud cap height during drilling circulation and pump shutdown was obtained.This study can provide a certain reference for the theo-retical research and pressure control drilling process design of CML dual gradient drilling technology.Keywords:dual gradient drilling;controlled mud level dual gradient drilling;coupled temperature-pressure field;narrow pres-sure window;mud cap;managed presure drillingVol.30 No.5 Oct.,2023 56 世界石油工业World Petroleum IndustryE能源工程 Energy Engineering 随着浅部地层油气勘探程度越来越高，油气行业相关配套钻采工具和技术不断发展和迭代升级，中国油气勘探开发的重点目标也瞄准了各类“难动用”的油气资源，例如深层、特深层、深水等，特别是海洋油气资源13。但是在深水钻井中面临许多挑战，比如海水低温与地层高温所形成的特殊温度场环境、浅层气、浅水流、窄压力窗口等都会增大井筒压力控制的难度，使钻井过程面临风险45。为了应对这些难题，近年来学者们提出了精细控压钻井、双梯度钻井以及注空心球多梯度钻井等新的钻井技术来予以应对616。精细控压钻井主要是通过动态调节回压实现对全井段的井筒压力进行控制，不足之处是其压力分布为单一线性，在窄压力窗口中的适应性不好；多梯度钻井方法还处于理论研究阶段，尚未发现有现场应用案例。可控泥浆液面(Controlled Mud Level，CML)双梯度钻井利用水下泵向隔水管环空内注入海水或者低密度流体，通过水下泵动态调节该段轻质流体的高度（也称泥浆帽高度），动态调整隔水管环空中静液柱压力，精确控制井筒压力17。国外多个应用案例表明，该方法技术成熟且可以较好地适应深水窄压力窗口。目前，针对CML双梯度钻井井筒温度场和压力场分布规律以及泥浆帽优化方法的相关研究较少。然而，在深水钻井中，海水低温与地层高温形成的特殊温度场环境、井筒压力与钻井液密度、黏度等物性参数之间存在相互影响关系，探究井筒内温度和压力分布规律，可以对全井筒压力分布进行预测，结合泥浆帽高度优化结果对井筒压力梯度进行动态调节以适应窄压力窗口条件，减少漏失、溢流或气侵等井下复杂情况的发生。本文基于CML双梯度钻井井筒内钻井液的流动特点，考虑温度、压力对钻井液物性参数的影响，建立了瞬态井筒温度场模型与井筒压力预测模型，进一步结合给定的参数对井筒温度、压力分布规律进行了研究，并在特定压力窗口条件下对泥浆帽高度进行了优化设计。该研究建立的理论模型与获得的规律认识可以为CML双梯度钻井相关理论研究与钻井工艺设计提供参考。1 CML钻井瞬态井筒温压耦合场模型 1.1 工作原理 CML双梯度钻井系统的关键结构主要包括水下泵系统、注入管线、返回管线、隔水管短节等（见图1）。基本原理是通过平台上的海水泵经注入管线与隔水管短节，向隔水管环空内注入海水、低密度空心球或者其他低密度的流体介质，从而降低该段环空内的混合流体密度。如果以隔水管短节底端作为参考平面，则隔水管段环空（泥浆帽段）与隔水管下部环空中形成了2个密度梯度。隔水管内的低密度流体液柱，也称为泥浆帽，在钻井过程中不参与循环，只需通过水下泵动态调节该低密度流体的液面高度改变其静液柱压力，进而改变该段环空与泥线下部环空之间的压力梯度，实现井筒压力控制的目的。图1 CML双梯度钻井原理简图 Fig.1 Principle of CML dual-gradient drilling 1.2 井筒传热物理模型 在钻井过程中，钻井液在井筒内循环时会与周围环境之间产生能量交换，如果以钻井液中的某一流体单元体作为研究对象，则其能量传递过程符合第30卷 第5期 2023年10月 张锐尧 等：CML双梯度钻井井筒温压场与泥浆帽优化 57 能量守恒定律，即热力学第一定律。因此，本文基于能量守恒方程，同时考虑井筒温度、压力与钻井液物性参数之间的相互影响，建立针对CML双梯度钻井工艺特点的瞬态井筒温压耦合场模型（见图2）。由于循环过程中，钻井液在井筒内不同区域的传热方式存在一定的差异，因此需要结合CML钻井中钻井液的循环过程对各区域进行划分，建立相应的温度场和压力场数学模型。依据钻井液循环流动时各区域的传热过程，将整个循环区域分为6个部分：（1）钻柱内；（2）泥线以下环空；（3）泥线与泥浆帽之间的环空；（4）泥浆帽段环空；（5）空气柱；（6）返回管线内。图2 井筒传热物理模型 Fig.2 Physical model of wellbore heat transfer 1.3 井筒温度场数学模型 钻柱内和泥线以下环空中的钻井液在井筒内循环流动时会与钻柱、井壁（或套管内壁）之间发生对流换热，同时还存在轴向导热以及流动摩擦所产生的热量。以钻柱内或环空内某一流体单元体作为研究对象，基于能量守恒方程，取流动方向为正方向，可得钻柱内温度场方程为 mpmp2pipiapapmcp()()()4cTcTdd UTTQQty=+（1）式中：dpi为钻杆内径，mm；Uap为钻柱到环空的综合对流换热系数，W/(m2)；m为钻井液密度，kg/m3；c为钻井液比热，J/(kg)；Tp为钻杆内温度，；Ta为环空钻井液的温度，；Qm为钻井液排量，L/s；Qcp为钻柱内钻井液流动摩擦产生的热量，J。该式的含义表示t时间内，钻柱内单元体的流体热量的变化等于单元体与钻柱内壁之间的对流换热、轴向导热以及流动摩擦所产生的热量之和（由于基本原理相同，后文对式中各项含义不再解释）。钻井液在环空内上返的过程中，会与钻柱外壁以及套管内壁（或井壁）发生对流换热，取流动方向为正方向，可得泥线以下环空温度场方程为 22mawpopoapapmaafwafmca()()()4()()cTddd UTTtcTUdTTQQy=+（2）式中：t为时间，s；y为轴向距离，m；dpo为钻杆外径，mm；dw为井壁内径（或套管内径），mm；Uaf为环空与地层的综合对流换热系数，W/(m2)；Tf为地层温度，；Qca为环空内流体流动过程中摩擦产生的热量，J。泥浆帽与泥线之间的环空内钻井液在流动过程中，与海水和钻杆内钻井液均发生对流换热，根据能量守恒方程可以得到该段环空内的传热方程为 22maripopoappamaafrisamca()()()4()()cTddd UTTtcTUdTTQQy=+（3）式中：rid为隔水管内径，mm；sT为海水温度，。泥浆帽段环空、泥线和泥浆帽之间的环空两者所处外部环境相同，唯一的区别就是泥浆帽段的流体不参与循环，处于相对静止的状态，所以在传热过程中不考虑循环对传热过程的影响，得到传热方程为 22maripopoapapasrias()()()4 ()cTddd UTTtUdTT=+（4）Vol.30 No.5 Oct.,2023 58 世界石油工业World Petroleum IndustryE能源工程 Energy Engineering CML钻井过程中环空出口处一般处于开口状态，并且该部分充满空气或者氮气，所以可以将该段环空的温度近似看作环境温度。钻井液从环空中上返并经过隔水管短节后会进入到返回管线内。由于返回管线的外部环境只有海水，钻井液在返回管线内流动时会与管线内壁发生对流换热。因为返回管线为金属小直径管，所以传热速率较快，海水与钻井液返回管线的外壁会发生单管横掠式对流换热，取流动方向为正方向，得到钻井液返回管线温度场公式为 2mbibibibssbimbimcb()()4()cTdd UTTtcTQQy=+（5）式中：bid为返回管线的内径，mm；bsU为返回管线内钻井液与海水的综合对流换热系数，W/(m2)；biT为返回管线内钻井液温度，；cbQ为返回管线内钻井液流动摩擦产生的热量，J。1.4 井筒压力预测数学模型 依据图3所示的井筒压力计算模型，结合式（6）（8）可以分别得到海底泥线以下环空段、泥线与短节之间环空段、返回管线内对应的循环压耗计算模型为 2m 1 11wpo0.2fLvpdd=（6）2m2 22ripo0.2fL vpdd=（7）2m3 33bobi0.2fL vpdd=（8）式中：f为范宁摩阻系数，无因次；L1、L2、L3分别代表泥线以下环空段、泥线与隔水管短节之间环空段、返回管线内的流程长度，m；v1、v2、v3分别为L1、L2、L3段对应的钻井液流速，m/s；p1、p2、p3分别代表泥线以下环空段、泥线与隔水管短节之间环空段、返回管线内的循环压耗，MPa；dbo为返回管线外径，mm。因为环空出口处为大气压，静止流体段不参考钻井液的循环，只需考虑静液柱压力。泥浆帽以下环空内的钻井液为正常循环，所以根据环空中压力的分布情况，可以得到井底压力的计算如式（9）所示。又因为环空中的钻井液进入隔水管短节处后，经水下泵的作用再进入到返回管线中，以水下泵的出口处为参考点，建立该深度处，隔水管环空内以及返回管线内在该点的压力关系式为 0smcm312dh()pghg HLppp+=（9）20smcrfpumpm33+ppghppgLp=+=（10）式中：0p为大气压，MPa；s为海水密度，kg/m3；g为重力加速度，m/s2；mch为泥浆帽高度，m；H为井深，m；dhp为井底压力，MPa；2p为水下泵的出口压力，MPa；rfp为隔水管短节处的压耗，MPa；pumpp为泵压，MPa。图3 井筒压力计算物理模型 Fig.3 Physical model of wellbore pressure calculation 2 敏感性分析 结合南海莺歌海盆地中某井的基础数据18，利用有限差分和高斯-赛德尔迭代方法对瞬态井筒温压耦合场模型进行计算和敏感性分析。部分参数：钻井液密度为1.57 g/cm3、海水密度为1.023 g/cm3、钻井液比热为1.674 J/（g）、海水比热为4.182 J/（g）、钻井液导热系数为1.73 W/（m）、海水导热系数为0.6 W/（m）、井深为4 000 m、海水深度为1 200 m、空气柱长度为400 m、隔水管短节深度为600 m、入口温度为26、地温梯度为2.3、海面温度为15。第30卷 第5期 2023年10月 张锐尧 等：CML双梯度钻井井筒温压场与泥浆帽优化 59 2.1 井筒温度和压力分布 当钻井液进入泥线以下钻柱以及环空后，由于地层的温度高于环空中钻井液的温度，环空中的钻井液会吸收地层中的热量，并通过对流换热方式将热量传递给钻柱内的钻井液，从而导致钻柱内温度逐渐升高。随着环空中钻井液的继续上返，下部环空中钻井液从地层中吸收的热量会逐渐传递给上部环空以及钻杆内，下部环空中的温度逐渐降低。返回管线与海水之间为单管横掠式传热，其综合传热系数较大，在较短时间内会与海水产生大量热交换，从而使得返回管线内部钻井液温度基本接近海水的温度分布。由于泥浆帽上部环空内为空气或者氮气，与外界产生的热量交换几乎可以忽略不计，所以该段温度保持恒定。随着井深的增加，钻柱内的静液柱长度逐渐增大，静液柱压力逐渐升高。钻井液从钻柱内经钻头后进入环空中，随着井深的不断减小，环空内静液柱长度减小，环空压力逐渐降低。当钻井液进入隔水管短节处时，在水下泵的提供一定的泵压作用下，钻井液进入到返回管线中。所以，在隔水管短节处，隔水管环空内的压力与返回管线内相同深度处的压力存在突变，该两者的差值即为泵压。钻井液从水下泵出口沿着返回管线上返，随着静液柱长度减小，压力也逐渐降低。环空内距离井口500 m以内区域为空气段，该段静液柱压力为0 MPa。2.2 泥浆帽高度对ECD和泵压的影响 在给定初始钻井液密度为1.57 g/cm3条件下，研究了不同帽高对当量钻井液循环密度（ECD）和泵压的影响规律。当保持泥浆帽高度不变，随着井深的增加，ECD逐渐增大且其递增速率逐渐降低（见图4）。当泥浆帽高度从0 m逐渐增加至600 m，在相同井深位置处，井筒压力逐渐增大，井底处ECD逐渐从1.32 g/cm3增加至1.51 g/cm3。因为随着泥浆帽高度的增加，该段环空中轻质流体的静液柱压力增加，相同井深处的静液柱压力也逐渐增加，则ECD逐渐增大。当增加泥浆帽高度时，泵压呈逐渐降低的趋势。因为在返回管线处，泥浆帽的静液柱压力与泵压之和等于水下泵的出口压力，该压力需满足大于返回管线的静液柱压力才能保证钻井液顺利从返 图4 泥浆帽高度对ECD的影响 Fig.4 Impact of mud cap height on ECD 回管线进入泥浆池中。由于返回管线内的静液柱压力不变，因此水下泵出口处的压力不变。随着帽高从0600 m逐渐增大，该段环空中的静液柱压力增加，所以进入返回管线所需泵压9.3 MPa递减为3.1 MPa。2.3 泥浆帽高度优化 基于上述建立的CML双梯度钻井瞬态温压耦合场模型，以ECD作为目标函数，以给定的压力窗口1.301.42 g/cm3为约束条件，建立了x=linprog(f,a,b)的优化函数进行循环迭代，使得优化结果处于约束条件的区间范围内，然后不断缩小给定的约束范围继续迭代，从而得到给定压力窗口条件下的ECD优化结果取值范围。在该压力窗口条件下，在钻井循环过程中，以50 m为泥浆帽高度的增量，从50 m逐渐增加至 300 m，从而得到对应条件下的ECD计算结果，优化结果的参考依据是ECD曲线能够刚好穿过该压力窗口区域且包含的ECD范围最广（见图5）。当泥浆帽高度为50 m时，在3 0003 500 m井段处有一部分ECD曲线不在该压力窗口内且值小于压力窗口的下限，因此，该井段易产生溢流或者气侵的风险；随着泥浆帽高度逐渐增大至100 m时，在该井段处的ECD曲线完全落在压力窗口内，在3 000 m处ECD值正好等于压力窗口下限；随着泥浆帽高度进一步增大至250 m时，同理，其ECD曲线完全落在压力窗口内，在3 500 m处的ECD值正好等于压力窗口的上限。然而，当泥浆帽高度增大至300 m时，在3 0003 500 m井段处有一部分ECD曲线不在该压力窗口内且值大于压力窗口的上限，因此，该井段易Vol.30 No.5 Oct.,2023 60 世界石油工业World Petroleum IndustryE能源工程 Energy Engineering 产生漏失风险。综上所述，在给定压力窗口条件下的钻井循环过程中的最优泥浆帽高度范围为100250 m。图5 循环时泥浆帽优化结果 Fig.5 Optimization results of mud cap during circulation 当停泵时，泥浆帽高度从50 m逐渐增加至 360 m，从而得到对应条件下的ECD计算结果（见图6）。当泥浆帽高度小于80 m时，在3 0003 500 m井段处有一部分ECD曲线不在该压力窗口内且值小于压力窗口的下限，因此该井段易产生溢流或者气侵的风险；当泥浆帽高度增大至95 m时，该井段处的ECD曲线完全落在压力窗口内，在3 000 m处ECD值正好等于压力窗口下限；随着泥浆帽高度进一步增大至320 m时，同理，其ECD曲线完全落在压力窗口内，在3 500 m处的ECD值正好等于压力窗口的上限。然而，当泥浆帽高度大于320 m时，在3 500 m上部近井段区域部分ECD曲线非常接近压力窗口的上限，因此该井段易产生漏失风险。综上所述，在给定压力窗口条件下的停泵过程中的最优泥浆帽高度范围为95320 m。图6 停泵时泥浆帽优化结果 Fig.6 ECD optimization results during pump shutdown 3 结论（1）建立了CML双梯度钻井瞬态井筒温压耦合场数学模型，获得了CML双梯度钻井井筒温度和压力的分布规律。返回管线与海水之间为单管横掠式传热，其温度分布与海水的温度分布相似。（2）明确了泥浆帽帽高与泵压和ECD之间的变化规律，可以为CML钻井工艺设计提供一定参考。当泥浆帽帽高从0增加至600 m时，钻井液进入返回管线所需泵压9.3 MPa递减为3.1 MPa，井底处ECD从1.32 g/cm3增加至1.51 g/cm3。（3）形成了窄压力窗口条件下的泥浆帽高度优化方法。在压力窗口为1.301.42 g/cm3条件下，钻井循环过时泥浆帽高度最优为100250 m；停泵时泥浆帽高度最优为95320 m。通过动态调节泥浆帽的高度可以灵活控制井筒压力以适应窄压力窗口钻井。参考文献：1 潘继平.中国油气勘探开发新进展与前景展望J.石油科技论坛,2023,42(1):23-31,40.PAN J P.New progress and outlook of Chinas oil and gas exploration and developmentJ.Petroleum Science and Technology Forum,2023,42(1):23-31,40.2 贾承造.全国油气勘探开发形势与发展前景J.中国石油石化,2022(20):14-17.JIA C Z.The Situation and development prospects of Chinas oil and gas exploration and developmentJ.China Petrochem,2022(20):14-17.3 王陆新,潘继平,杨丽丽.全球深水油气勘探开发现状与前景展望J.石油科技论坛,2020,39(2):31-37.WANG L X,PAN J P,YANG L L.Present conditions and prospect of global deepwater oil and gas exploration and developmentJ.Petroleum Science and Technology Forum,2020,39(2):31-37.4 张抗,张立勤,刘冬梅.近年中国油气勘探开发形势及发展建议J.石油学报,2022,43(1):15-28,111.ZHANG K,ZHANG L Q,LIU D M.Situation of Chinas oil and gas exploration and development in recent years and relevant suggestionsJ.Acta Petrolei Sinica,2022,43(1):15-28,111.5 董志辉,杨泽宁.车排子超浅水平井一趟钻螺杆钻具设第30卷 第5期 2023年10月 张锐尧 等：CML双梯度钻井井筒温压场与泥浆帽优化 61 计及应用J.新疆石油天然气,2022,18(4):33-37.DONG Z H,YANG Z N.Design of one-trip PDM for the ultra-shallow horizontal well in block Chepaizi and its applicationJ.Xinjiang Oil&Gas,2022,18(4):33-37.6 赖敏斌,樊洪海,彭齐,等.深水双梯度海底举升钻井系统水力参数优化设计J.石油钻采工艺,2015,37(1):68-71.LAI M B,FAN H H,PENG Q,et al.Optimization design of hydraulic parameters for lift drilling system of deepwater dual gradient subseaJ.Oil Drilling&Production Tecnology,2015,37(1):68-71.7 王江帅,李军,柳贡慧,等.基于井下分离的深水双梯度钻井参数优化J.石油勘探与开发,2019,46(4):776-781.WANG J S,LI J,LIU G H,et al.Parameters optimization in deepwater dual-gradient drilling based on downhole separationJ.Petroleum Exploration and Development,2019,46(4):776-781.8 李梦博,柳贡慧,李军,等.基于移动边界的钻井井筒动态温度场研究J.钻采工艺,2015,38(6):11-14,6.LI M B,LIU G H,LI J,et al.Research on dynamic temperature field model of drilling with a moving interfaceJ.Drilling&Production Technology,2015,38(6):11-14,6.9 ZHANG R Y,LI J,LIU G H,et al.Analysis of coupled wellbore temperature and pressure calculation model and influence factors under multi-pressure system in deep water drillingJ.Energies,2019,12(18):1-27.10 YANG M,LI X,DENG J,et al.Prediction of wellbore and formation temperatures during circulation and shut-in stages under kick conditionsJ.Energy,2015,91:1018-1029.11 LI M B,LIU G H,LI J,et al.Thermal performance analysis of drilling horizontal wells in high temperature formationsJ.Applied Thermal Engineering,2015,78:217227.12 XU Z M,SONG X Z,LI G S,et al.Development of a transient nonisothermal two-phase flow model for gas kick simulation in HTHP deep well drillingJ.Applied Thermal Engineering,2018,141:1055-1069.13 YANG H W,LI J,LIU G H,et al.Development of transient heat transfer model for controlled gradient drillingJ.Applied Thermal Engineering,2019,148:331-339.14 SONG X C,GUAN Z C.Coupled modeling circulating temperature and pressure of gas-liquid two phase flow in deep water wellsJ.Journal of Petroleum Science and Engineering,2012,92-93:124-131.15 李基伟,柳贡慧,李军.双梯度钻井U型管效应溢流监测方法研究J.钻采工艺,2016,39(1):19-22,7.LI J W,LIU G H,LI J.Study on kick detection methods during u-tubing effect in dual gradient drillingJ.Drilling&Production Technology,2016,39(1):19-22,7.16 张锐尧,李军,柳贡慧,等.基于空心球滑移条件下的双梯度钻井井筒温压场的研究J.石油科学通报,2021,6(3):429-440.ZHANG R Y,LI J,LIU G H,et al.Research into wellbore temperature and pressure field of dual-gradient drilling based on slip of hollow glass spheresJ.Petroleum Science Bulletin,2021,6(3):429-440.17 王子建.控制泥浆帽压力钻井工艺技术研究D.山东:中国石油大学(华东),2010.WANG Z J.Study on controlled mud cap drilling technology D.Shandong:China University of Petroleum(East China),2010.18 夏环宇,翟应虎,安岩等.深水钻井隔水管增压排量对井筒温度分布的影响J.石油钻探技术,2012,40(1):32-36.XIA H Y,ZHAI Y H,AN Y,et al.The effect of boost flow in riser on the wellbore temperature in deep water drillingJ.Petroleum Drilling Techniques,2012,40(1):32-36.（编辑:李丽君 王克楠）