深水油气田开发是全球海洋油气勘探开发的必然发展趋势,然而,在深水井开采过程中,井筒热损失引起天然气水合物的形成、石蜡和沥青质沉积以及环空带压等问题日益增加,严重时甚至会破坏井筒完整性,导致产量下降。除此之外,任何计划内或计划外的较长时间关井操作都将引起严重的热损失,重新开井需要一个长期的预热时间,因此有效的保温措施是保障深水油气安全生产的核心关键。目前,国内外井筒隔热技术迅速发展,已有环空气体隔热、VIT真空隔热油管隔热和VIC真空隔热套管隔热等几种隔热技术在各油田进行了应用,但是国内对应用前景广泛的隔热封隔液的研究相对滞后,更多依赖于国外研制的封隔液体系,对隔热防腐环空保护液体系的研究无疑具有重要意义。本文基于前人已有的研究成果基础上,综合考虑了油管、套管、地层及海水之间的传热效应、温度等因素的影响,建立了测试过程中瞬态井筒温度场预测模型与井筒径向传热模型;分析了现有的隔热封隔液测试装置及方法存在的问题,根据深水特有的低温环境,以研究深水情况下受低温环境影响的井筒内流体的传热特性为出发点,对整个实验系统进行设计、完善,给出正确的实验方法,加工、建造出模拟深水井筒环空保护液隔热实验实体装置,并按照相关标准对实验装置进行校正;然后针对不同类型的封隔液体系进行大量的实验测试,分析加重剂、增粘剂、醇类和抗高温保护剂等各组分的性能特征,实验结果表明:(1)同等条件下,可溶性盐中Na3PO4做加重剂时的溶液的导热系数最小,隔热性能最好;无机盐NaBr做为加重剂时溶液的导热系数最大,隔热性能最差。(2)K2CO3和Na3PO4封隔液的防腐蚀性能较好,无机盐封隔液的防腐蚀性能较差,如NaCl、NaBr封隔液。(3)黄原胶(XC)作为增粘剂不仅增加了溶液的粘度,而且大大提高了溶液的隔热性能,与醇类相比较,黄原胶对体系导热系数的影响更大。(4)在允许范围内,几种盐水封隔液的导热系数均随着温度的升高而降低,即隔热性能随着温度的升高而升高;随着增粘剂质量的增大,体系的导热系数降低。综合实验数据结果、各组分相容性、环保和经济效益等多方面,对体系组成进行优选,最终获得了隔热和防腐性能均良好的环空保护液体系配方;将该配方与目前国外较先进的隔热封隔液进行性能对比分析,验证了本隔热防腐环空保护液体系的经济高效性。研究成果将为深水井开采过程提供有效的隔热保障,促进井筒隔热技术的发展,为深水油气田的安全高效开发奠定基础。