气体组成对钻井液中水合物形成动力学影响

深水钻井中,极易在钻井液中生成天然气水合物,给深水钻井带来极大的危害。气体组成不同,形成水合物的条件也不相同,给深水钻井中水合物的防治带来较大的困难。利用研发的钻井液中天然气水合物形成抑制试验装置,研究了3种不同组成的气体在2种水基钻井液中形成天然气水合物的动力学过程。研究表明,在实验的3种气体中,绿峡谷气最易形成水合物,简单混合气次之,而甲烷气体最难形成水合物;相同条件下,同种气体在不同的钻井液中水合物生成具有明显的差异,因此必须对钻井液体系相平衡条件进行测试,并优选有效的水合物抑制剂。对于烷烃来说,分子量越大,越易于生成天然气水合物。     

天然气水合物热力学抑制剂作用机制及优化设计

基于2种典型天然气水合物生成预测理论模型,结合水合物热力学抑制剂评价实验数据以及水活度测试结果,分析了水合物热力学抑制剂影响天然气水合物生成条件的作用机制,建立了水合物生成温度降低值与水活度的关系式。结果表明,水合物热力学抑制剂降低水合物生成温度,或提高水合物生成压力的作用机制是降低溶液的水活度,其抑制水合物生成效果随水活度的降低线性增加。通过模拟深水钻井环境,对 典型的水合物热力学抑制剂氯化钠,以及钻井液常用的有机盐甲酸钠进行了水活度测试以及水合物抑制效果评价实验,探讨了可降低钻井液水活度的有机盐加重剂Weigh作为水合物抑制剂的可能性。结果表明,加入氯化钠或甲酸钠降低水活度至0.84,钻井液可在1 500 m水深条件下循环16 h无水合物生成 ;Weigh可大幅降低溶液水活度,水合物抑制效果优于氯化钠、甲酸钠以及由氯化钠和乙二醇组成的复合抑制剂。针对深水钻完井作业中遇到的必须使用低密度钻井液或完井液的情况,初步优化设计了低密度水合物抑制剂,可保证钻井液和完井液在低密度条件下(1.05~1.07 g/cm³)有效抑制水合物生成。     

表面活性剂对天然气水合物合成影响的实验研究

为研究钻井液化学成分对天然气水合物的影响作用,利用天然气水合物人工合成实验系统进行了天然气水合物的人工合成实验.在天然气水合物的合成过程中,分别对天然气-水溶液体系中加入表面活性剂(Sodium Dodccyl Sulfate)与未加入表面活性剂时水合物的生成时间、生成温度、生成压力及表面活性剂的浓度等对生成过程的影响进行了实验.在加入表面活性剂的天然气-水溶液体系中,由于表面活性剂的存在加速了气体和水溶液体系的接触面,从而加速了水合物的生成、降低了水合物的生成压力、提高了相同条件下的生成温度,即表面活性剂的存在改变了天然气水合物的生成条件,而且增加了水合物中的含气率.因此,表面活性剂用于配置钻井液有利于保持天然气水合物井的井壁稳定.     

H型天然气水合物形成实验

大分子烃在小分子烃类气体（如甲烷、乙烷）的帮助下可形成H型天然气水合物。为此，分别进行了该型天然气水合物形成条件和形成过程实验研究。前者表明，在甲烷水合物实验体系中加入甲基环己烷，则形成的天然气水合物结构会由Ⅰ型转变为H型，水合物的形成压力降低1.0 MPa以上。后者表明，甲基环己烷可提高甲烷水合物反应体系中水合物的形成速度，但减少了水合物的生长时间和甲烷气体耗量；含甲基环己烷体系水合物的耗气量随压力的增大而增大，但随着甲基环己烷含量的增大则水合物的形成速度和耗气量逐渐减少。     

钻井液添加剂JLX-B抑制天然气水合物形成的实验研究

利用模拟深水井筒条件的实验设备,对纯水-甲烷体系中的天然气水合物进行了实验,建立了基础对比体系,并对钻井泥浆添加剂JLX-B抑制天然气水合物形成的作用进行了室内实验,得到了聚合醇JLX-B在不同浓度和相同浓度不同初始压力下的温压曲线.实验结果表明,在深水钻井用的钻井液中加入一定质量分数的聚合醇类处理剂JLX-B,可以延迟天然气水合物的形成.在添加剂量允许的条件下,加入质量越多,抑制效果越明显.     

石英砂介质中甲烷水合物生成过程和相平衡的实验研究

为研究小梯度温度范围内甲烷水合物在石英砂介质中生成过程的热力学和动力学特性,开展了定容条件下273.75K、273.85K、273.95K3种恒温水浴体系的甲烷水合物生成实验。研究结果表明:(1)反应温度越低,釜内甲烷水合物生成过程中反应热释放越快,相比于273.95K的反应体系,273.75K体系的反应釜内首次温度上升值为0.9K,约为273.95K体系的6倍;(2)随反应温度的增加,水合物的生成量和转化率逐渐下降;(3)反应温度越低,甲烷水合过程的前期反应速率越大,气液界面和石英砂表面生成的水合物薄膜阻碍了甲烷气与水之间的进一步传递,使得甲烷的单位消耗速率随反应的进行呈阶梯型递减。通过石英砂介质内甲烷水合物的生成实验,以期为工业上气体水合物的合成、储存与运输提供借鉴。     

THF+TBAB+SDS对含氧煤层气水合物生成促进的实验研究

由于生成条件比较温和、含气率较高、储存稳定、耗能低、再分解简单可控、水合物晶体仅包含水和甲烷的优点,水合物法已成为一种有吸引力的分离含氧煤层气的新方法。实验研究了THF+TBAB+SDS体系中煤层气水合物生成的热力学参数及诱导时间的变化规律,获得了相应的相平衡数据。结果表明:THF+TBAB+SDS对煤层气水合物生成的热力学促进作用明显好于单一组分添加剂;并且THF、TBAB混合后,对煤层气水合物生成热力学起主要促进作用的为THF;三种添加剂混合后,记忆效应对煤层气水合物生成诱导时间影响不明显。     

用高压微量热仪评价深水钻井液气体水合物抑制性

评价水合物生成的传统方法一般存在需要大型设备、实验周期长、精确性差等问题，为此建立了一种评价深水钻井液气体水合物抑制性的新方法——DSC技术。在了解气体水合物生成环境、对深水钻井的危害及传统评价方法的基础上，利用高压微量热仪的特点，研究了甲烷气体在不同液体介质中生成气体水合物的规律，建立了钻井液气体水合物抑制性评价方法，给出了用DSC技术评价盐水和深水钻井液气体水合物抑制性实例。研究表明，用高压微量热仪测试钻井液水合物抑制性的方法快捷、方便、准确，测试结果与传统方法吻合，深水水基钻井液体系具有较好的水合物抑制性能。     

深水钻井液中水合物抑制剂的优化

深水钻井遇到的重大潜在危险因素之一是浅层气所引起的气体水合物问题。气体水合物稳定存在于低温、高压条件下,如果在深水钻井管线中生成,会造成气管、导管、隔水管和海底防喷器等的严重堵塞,且不易解除,从而危及工程人员和钻井平台的安全。利用新研制的天然气水合物抑制性评价模拟实验装置,初步探索了搅拌条件、膨润土含量及钻井液添加剂对气体水合物生成的影响规律。研究表明,搅拌和膨润土的存在可以促进水合物的生成,而多数钻井液添加剂则对水合物的生成有一定抑制作用。研究了常用水合物抑制剂作用效果,实验表明,动力学抑制剂不能完全抑制水合物的生成,其最佳加量为1.5%;热力学抑制剂虽能最终抑制水合物的生成,但加量较大,NaCl抑制效果好于乙二醇;动力学与热力学抑制剂复配具有很好的协同作用。在实验基础上优选了适合于3 000 m水深的深水钻井液用水合物抑制剂配方。     

联用型水合物促进剂对甲烷水合物生成过程的影响规律研究

水合物较低的生成动力学速率和较高的相平衡条件是困扰水合物技术工业化应用的主要原因。研究了热力学促进剂（四丁基溴化铵（TBAB））和动力学促进剂（十二烷基硫酸钠（SDS）、十二烷基苯磺酸钠（SDBS））联用时对甲烷水合物生成热力学和动力学的促进行为，重点考察了3种促进剂质量比、联用型水合物促进剂质量分数和初始实验温度等因素对联用型水合物促进剂性能的影响。结果表明，将SDS、SDBS和TBAB以质量比2:1:1联用时，对甲烷水合物生成热力学和动力学均具有良好的促进作用，可有效降低甲烷水合物相平衡条件；适宜的联用型水合物促进剂质量分数为0.05%～0.30%，其中质量分数为0.10%时，诱导时间为75 s；降低初始实验温度可增加甲烷水合物生成的反应推动力，有利于快速成核与生长，当初始实验温度为276.15 K时，储气量高达170 mL/mL(1 mL水储存170 mL气体)。此外，联用型水合物促进剂的核心组分为离子型表面活性剂，在机械搅拌作用下体系会产生大量气泡，加快气液传质速率，因此甲烷水合物颗粒最初在界面气泡处出现，随后呈现气相和液相双向生长趋势，进而快速充满反应釜，有利于对甲烷等气体小...     

深水油基钻井液中抑制水合物形成的实验研究

在温度为4℃、压力为20MPa条件下,利用水合物综合模拟实验系统,对用于南海深水钻井的油基钻井液体系进行了抑制水合物生成的评价实验。结果表明,由于天然气在油相中的溶解度远高于在水中的溶解度,油基钻井液又是分散的乳化液,使得油基钻井液中水合物形成的诱导时间比水基钻井液中少。因此含水的油基钻井液体系在深水环境下(高压和低温)很容易生成天然气水合物,含水量越高,生成的量越大。所以在钻井作业过程中,要适当降低泥浆中水的含量,增加泥浆密度,防止地层水和气大量进入井内随油基钻井液一起循环。高浓度乙二醇能较好地抑制油基钻井液中水合物的形成。为了达到最佳抑制效果,可在钻井液中配合加入适量聚合醇与无机盐。     

海洋天然气水合物地层钻井液优化实验研究

海洋天然气水合物（以下简称水合物）地层钻井过程中，钻井液侵入地层有可能造成水合物分解，进而引发井壁失稳等问题。为了破解上述难题，实验研究了甲烷水合物在不同分解方式下的分解规律，引入Peng-Robinson方程计算实验过程中甲烷气体摩尔数的变化，优化了钻井液抑制水合物分解评价实验方法，并利用该方法实验分析了动力学抑制剂DY-1和改性卵磷脂对水合物分解特性的影响规律，进一步优化出适用于水合物地层使用的水基钻井液。研究结果表明：①注冷溶液不卸压的方式是钻井液抑制水合物分解最佳的评价实验方法；②水合物动力学抑制剂DY-1和改性卵磷脂均可通过吸附在水合物表面阻缓传热传质来延缓水合物分解，可作为钻井液水合物分解抑制剂；③优化出的钻井液体系具有良好的低温流变性和抑制水合物生成及分解性能，同时具有良好的页岩抑制性和润滑性等，可以满足海洋水合物地层钻井液技术的基本要求。结论认为，该研究成果可以为我国水合物开发提供钻井液技术支撑。     

深水钻井液关键外加剂优选评价方法

常规深水钻井作业由于其特殊的深水低温高压环境,对钻井液的性能提出了更高的要求,在深水环境下,钻井液对气体水合物的抑制性能和低温下良好的流变性能是深水钻井液的关键性能,而赋予这些性能的外加剂——气体水合物抑制剂和流型调节剂则为深水钻井液的关键外加剂。目前水合物抑制剂的评价方法一般采用温度/压力法,即通过实验过程中温度和压力的变化来判断气体水合物的生成与分解,从而判别抑制剂性能的好坏。对流型调节剂的优选评价,一般是通过测定钻井液在作业范围的全温度段的流变性能来体现的,要求钻井液具有恒流变的特性,即钻井液的塑性黏度、动切力、六速旋转黏度计低转速下的读数(φ6,φ3)在作业范围的全温度段的变化较小。     

新型水合物抑制剂HBH的评价研究

在海洋深水领域钻井中，水基钻井液遭受气侵时，气体和钻井液中的自由水会在一定温度、压力条件下形成水合物，妨碍油井的压力监控。为防止水合物的形成，需加入水合物抑制剂。以中国海洋石油油田技术服务公司广泛使用的水基钻井液为基浆，在室内评价了水合物抑制剂HBH的抑制性、与兼有水合物抑制性和润滑性能的PEG600的配伍性和对水基钻井液流变性的影响，优选出了适用于深水钻井的具有水合物抑制性的水基钻井液配方。评价给果表明，HBH具有良好的抑制性且在加量小于0．5％时对水基钻井液的流变性和滤失量影响不大。初步分析了水合物的形成机理及水合物抑制剂的作用机理，认为水合物是通过气体分子的溶解、扩散形成“笼”形骨架，最后进行选择性吸附而形成，而HBH则是通过高分子的吸附，利用其分子链段上的特殊五圆环镶嵌到水合物的“笼”形结构中，阻止气体分子进入从而抑制水合物的形成。     

海洋深水钻井钻井液研究进展

针对海洋石油勘探深水钻井遇到的复杂问题:井壁稳定性,钻井液用量大,地层破裂压力窗口窄,井眼清洗问题,低温下钻井液的流变性,浅层天然气与形成的气体水合物,对海洋深水钻井中使用的钻井液进行了综述.目的在于借鉴国外成功经验,为中国今后开展海洋石油勘探深水钻井方面的研究工作做一些技术信息的铺垫;并结合国外海洋深水钻井液研究现状,提出了对中国海洋深水钻井的钻井液研究的几点建议.     

深水钻井技术进展与展望

深水钻井指作业水深大于400 m而小于1500 m的海洋钻井作业。为减少甚至避免深水钻井中由于地层破裂压力低、浅层流体入侵井筒、页岩不稳定性、天然气水合物问题、海底低温等引发的诸多严重钻井事故,总结了能够缓解部分钻井危险的深水钻井技术,例如:喷射下导管技术、动态压井技术、深水钻井液技术、随钻测井与随钻环空压力测量技术等。针对深水钻井新技术,包括无隔水管套管钻井技术、无隔水管钻井液回收技术、控制压力钻井技术等,分析并总结了各项新技术的应用优势和基本原理,以期为深水油气田勘探开发提供理论依据和现场应用指导。同时,还可为实现智能钻井提供相关的技术支撑。     

深水钻井气制油合成基钻井液室内研究

深水钻井面临低温、安全密度窗口窄、浅层气易形成气体水合物、井壁易失稳等技术难题,对深水钻井液提出了更高的要求。通过研究乳化剂加量、有机土加量、水相体积分数对深水气制油合成基钻井液低温流变性和电稳定性的影响,配制了一种深水气制油合成基钻井液,其配方为80%气制油+20%CaCl2盐水+3%RHJ+3%有机土+3%HiFLO+2%CaO,并研究了其低温流变性、抑制天然气水合物生成的能力和储层保护能力。研究结果表明:该钻井液具有较好的低温流变性,动切力几乎不受温度影响,在较大的温度变化范围内保持稳定;在20 MPa甲烷气体、0℃温度条件下能有效抑制天然气水合物的生成;能有效保护油气储层,其渗透率恢复率达85%以上,可以满足海洋深水钻井的要求。