井筒内压力失控将导致灾难性的后果，在国内外均有典型案例。如2010年4月20日，BP在海湾的深水地平线钻井平台的井喷爆炸并沉没事故，造成11人死亡，经济总损失达3000亿人民币。
早在1988年底，北海的ODECO半潜钻井平台井喷失火后，英国政府和挪威政府开始要求在其临海内的钻井作业，必须在开钻前进行井筒压力控制动态模拟（简称井控模拟），分析最坏情况，制定应急预案，提交政府备案。
        1989年在挪威政府和英国政府的支持下，井控动态模拟技术得以研发完成。它基于早期已经开始的多相流的理论研究，进一步研发完成，并持续不断进行联合工业项目验证和改进。

        动态多相流模拟技术
       在多相流流动中，流体的特性比常规的泥浆要复杂。需要考虑的流体的特性包括：密度，压缩性，粘度，静切力，表面张力，热焓，热容量，热传导系数。
流体的特性常用状态方程来表达。由于流体的复杂性，状态方程需要通过大量的实验来建立。它表明了流体在温度和压力作用下的相态变化，如图1所示，Bubble point：泡点，在此温度压力下，液相中开始产生气泡。Dew point：露点，在此温度压力下，气相中开始产生液滴。
 
相态变化

                
                     图1：流体的相态图。

  三大方程



  

第一方程：质量守恒方程




         从三大方程和流体物性可以看出，复杂的偏微分方程组的无法用一般解析方法求解。斯伦贝谢通过大量的实验，建立数值求解模型，模型也经受了大量工业项目考验和改进。
全尺寸实验室和油田实验，不仅得到较准确的动态多相流动态求解数值模型，也观察到对井控十分重要的实验现象，可解释实践中难于解释的问题，如气泡在井筒的运动规律，某些条件下，气泡在井筒停止移动。这对于制定压井措施十分重要。如图2所示，全尺寸实验场。
       斯伦贝谢的动态多相流的研究成果，集成在动态多相流模拟引擎中（OLGA），它已成为石油行业动态多相流标准，广泛用于管道的流动保障分析中。基于OLGA 的井控动态模拟，得到业界的高度认可。
   
         
         图2：位于挪威斯坦万格的全尺寸钻井试验场

         井控的第一道关口- 钻井窗口准确预测

        可靠的钻井窗口是安全钻井的基础。斯伦贝谢的孔隙压力预测与井壁稳定性技术与软件可以获取窗口数据，包括孔隙压力，破裂压力，漏失压力和坍塌压力。对于新探区可采用地震资料，在钻井过程中实时利用测井资料和钻井资料，有多口已钻井的情况下，可综合利用多井的测井数据，钻井数据，结合地质构造，建立三维地质力学模型，为新井和未钻井眼提供安全的钻井窗口预测，如图3，图4所示。
        
         

         图3：利用测井资料获取钻井窗口

         
          图4：在三维地质力学环境中，调整轨迹，优化钻井窗口
         

       井筒动态压力模拟技术
       
       将动态多相流模拟技术应用到井控动态模拟中，增加考虑了钻井的特点：

1. 钻井动态过程：包括钻具旋转、地温随深度变化、接单根、停开泵等动态因素；
2. 动态温度，包括：地温梯度、水温梯度、热交换、钻具旋转的摩擦热量、岩屑的热量、泥浆、地层、钻具、套管的热力学性能等参数。
3. 三级井控，按照钻井过程和控制的方法不同，给出满足三个级别井控的用户界面。

动态模拟技术能够得出压井专家需要的重要参数：气体的上升速度；井筒内混合物的密度；压力和体积的变化；断面含气量；自由气释放点和释放量；同时也给出压井需要的排量，压井液总用量，泵压和套压等压井参数。
      一级井控动态模拟    一级井控动态模拟，主要是模拟井筒内的流体在各种动态因素的作用下的产生的有效压力，是否在预测的钻井窗口之内，从而避免垮塌、漏失、井涌、和井喷事件的发生。对于高难度井(深水、高压、高温、和大位移井),由于其钻井窗口变得十分狭窄，更需要精细的动态模拟，帮助制定施工措施，如泥浆密度选择，排量选择，起下钻速度限制，井口回压需求等。
模拟可以得到：井筒压力动态剖面，ECD动态剖面，ESD动态剖面等，如图5所示.
典型应用有：泥浆性能优化，排量优化，控压钻井，双梯度钻井，温度控制，热膨胀等
      
          
                     图5：ECD模拟，考虑压力和温度的影响
   
        二级井控模拟     二级井控模拟模拟整个井涌发生与控制过程，包括溢流检测，关泵，关BOP，开节流阀，开泵压井等过程，在模拟时，可用自动方式：即保持井底压力或某指定点的压力为恒定值，自动控制节流阀。也可人工控制节流阀。模拟时刻随时改变排量和泥浆密度等压井参数。
二级井控模拟的突出特点是动态多相流模型对溶解气的模拟，当达到泡点后，溶解气从油中或特殊的泥浆中分离出来，快速膨胀。
血的经验教训表明，对于二级井控如果措施不当，就会发展为三级井控，造成重大伤亡事故和经济损失。因此对二级井控方案进行模拟尤为关键。
斯伦贝谢的动态井控模拟的动态多相流技术，技术能够模拟气体在井筒内的运动的快速-慢速-甚至悬停等问题，气体的在特殊泥浆中的溶解和释放等，如图6所示。
二级井控的典型应用包括：制定压井方案，井涌强度与井涌允许量分析，空气钻井，欠平衡钻井（图7），评估套管下深，评估泥浆体系，评估油气分离器能力和井控培训等。

           
                   图6：井涌与控制过程甲烷在合成基泥浆中的溶解与解脱
    
      ①   泥浆罐增量②泵压  ③井口气体速度
      ②   ④套压  ⑤自由气  ⑥溶解气 ⑦套管鞋压力
           
                 
                 图7：泡沫钻井分析

        三级井控动态模拟    三级井控常常是它发生在或发生后导致极其复杂情况，如井喷时钻具不在井，或无法关闭防喷器等。三级井控措施复杂，压井参数难易准确确定。
        这种复杂情况常见于HTHP高产井，压井液被高速流动的气体雾化成液滴，即使重泥浆返出井口，也不能达到平衡地层压力的效果。在压井过程的初始阶段，井底压力仍低于地层压力，地层流体在继续喷出。用什么样的压井排量，及需要压井液的总量，压井时间多少，泵压有多高，套压维持多大，何时才能平衡地层压力，均是用常规经验或简单计算器难于计算出的。
如果用救援井压井，救援井的结构是否合理，压井液的密度、排量、总用量和设备能力等，均需要三级井控模拟工具给出方案供专家选择。
         井控动态模拟技术能准确提供这些复杂问题的答案。如图8所示，通过模拟可得到使用参数和压井效果。
        井控动态模拟具有灵活的压井方法，应对复杂的现场环境，如正循环，反循环，顶推法，置换法，救援井法以及地下井喷，水下井喷等复杂井喷等。
         
         
         图8：井喷控制动态过程

        井喷应急预案  在BP事故后，很多国家要求海洋石油钻井开钻前必须提供井喷事故应急预案。斯伦贝谢提供了一体化的救援井轨迹设计与应急预案设计。救援井轨迹设计综合了国际上多年的救援井设计和施工经验，考虑了测量误差，老井眼探测技术等，如图9所示；动态模拟得到压井的最小排量，压井液用量，最高泵压和功率，最大污染排放量，最大设备功率需求等关键数据。
    
         
         图9：救援井设计
    
         应用情况

       案例1：美国政府对BP在海湾的Deepwater Horizon 的井喷爆炸事故调查报告中，采用斯伦贝谢的动态多相流模拟技术，分析得出以下重要结论，参加图10，图11：(1).溢流通过套管内流动。(2) 21.36分在地面给立管卸压。（3）21:41关闭防喷器 ,但没有密封。（4）爆炸前至少井涌158方(油藏条件)。在BP的救援井设计中，也采用了斯伦贝谢的动态模拟技术进行救援井压井模拟，制定压井方案。

      

      图10：爆炸前30分钟泵压模拟Data- 实际数据OWK –OLGA-KILL-WELL 模拟结果

      
      

     图11：模拟得到的井涌量，爆炸前地层共溢流1000桶，或158方


       在BP 事故后，各主要海洋油气开发国的HSE当局，要求制定深水井的应急预案。截止目前，只有斯伦贝谢的动态井控模拟技术产品-DRILLBENCH能够做救援井设计
 
       案例2：中国区域一口实际井，在关井的45小时期间，套压压力稳定在44MPa。开井压井时，出口先流出大量泥浆，然后才有气体并点火成功。说明在关井的期间，气体没有移动到井口。
在现场无法解释气体为什么气体没有上升到井口，井口压力却稳定。
通过模拟得出：关井后，气体稳定在5700米使得井口压力稳定。这一结论也得到压井实际泥浆顶替数据所验证。通过进一步的模拟分析得出，如果泥浆性能改变，气体将很快移动到井口，如图13所示。
气体在泥浆中的移动机理十分复杂，井身结构，钻具结构，泥浆性能，井涌量，油藏流体物性等，等都影响气体的移动。斯伦贝谢经过全尺寸的实验和油田实验给出这种复杂问题的数值算法模型，并得到广泛认可【1】。这口国内实例井模拟分析，进一步说明模拟结果的可靠性。


        
        图12：一口HTHP深井的关井实例模拟分析


参考文献：
【1】  SPE 19451 OLGA动态两相流模型和应用

1. SPE/lADC 29342 气体移动的快-慢-停