天然气水合物微钻实验台设计

为了更好地掌握天然气水合物钻井过程中温度、压力以及循环液对水合物分解抑制及诱发分解机理 ,设计了人工合成天然气水合物微钻实验台。该设备为科研人员在实验室内进行天然气水合物形成条件、模拟自然环境下的天然气水合物钻采以及钻井工艺实验研究提供了良好的实验基础。介绍了设备的主要组成、材料选择及各部件的主要工作机理、设备可适用的实验内容等。该设备将合成装置与微型钻台有机地结合在一起 ,对模拟实际钻井条件 ,进行天然气水合物的勘探和开发研究具有重要的实际意义和科学意义。     

天然气水合物实验装置

天然气水合物是一种非常规天然气资源,其储量远大于天然气储量,因而对天然气水合物的研究已逐渐演变成为一门新兴的学科而得到广泛的关注。文章主要介绍了具有20世纪90年代国际先进水平的天然气水合物实验研究设备－蓝宝石水合物装置,并对其结构组成、工作范围、性能指标、作用功效以及开发应用作了详细的阐述。旨在充分开发此装置的各项功能,以便今后开展更深入更实际的研究工作。     

气体水合物相平衡测定方法研究

天然气水合物是一种类似冰的笼形晶体水合物。水合物形成热力学性质的研究是水合物形成抑制、能源利用、储存天然气、CO2处理、海水淡化等的基础。文章介绍一套新的可视铧高压流体测试系统,讨论了气体水合物相平衡测定的几种方法,分析了图形法和观察法的优缺点。利用可视化高压流体测试系统运用图形法和观察法对甲烷体系的水合物相平衡进行了实验比较研究。     

中国科学院天然气水合物研究新进展

中国科学院的天然气水合物研究始于20世纪90年代初，从1990-2001年院属有关单位率先在国内完成甲烷水合物实验合成、系统介绍国外天然气水合物研究进展、组织天然气水合物学术会议、开办天然气水合物信息网等，引领和推动了全国此领域的研究活动。     

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研制了一套易于开启的天然气水合物实验装置，使合成的水合物很容易取出以便直接测定其储气量。设计加工了一套利用天然气水合物在真空下分解测量其气体体积的实验装置，提出了一种直接测定甲烷水合物储气量的方法—容积法，并测定了在不同条件下生成的甲烷水合物的储气量。与传统的重量法相比，容积法的可操作性强，受环境因素和人为因素的影响小，精密度与准确度高，能够比较准确地直接测出甲烷水合物的储气量，在天然气水合物资源量评价及天然气运输技术方面，都有广阔的应用前景。     

天然气水合物三轴压缩试验研究进展

天然气水合物强度试验对我国天然气水合物的安全开采具有重要的意义。针对天然气水合物三轴强度试验研究，对国内外进展和现状进行了综述，介绍了相关试验装置，总结了目前主要的几种实验方法，分析了其优点与不足，并介绍了大连理工大学的一些相关研究工作。图5参21     

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在天然气储运技术的发展进程中，继液化天然气、压缩天然气方式之后，天然气的水合物储运方式已受到国内外的普遍关注。利用水合物方式进行天然气储运需要解决制备、储存和再气化等问题。在其实用化的进程中，如何提高水合物制备效率，实现高密度的储存最为关键。在国家能源结构调整和实施“西气东输”的背景下，天然气水合物储存可以为能源储存和战略储备，以及解决用气负荷均衡性方面提供一种选择。为此在分析确立天然气水合物蓄能特点的基础上，对已有的天然气水合物制备强化工艺进行了分类和比较，指出在满足必要的热力学条件下，采用紊流扰动下的水合物制备工艺过程可以大大提高气—水的接触面积。在紊流扰动下的水合物制备工艺技术发展中，探索和研究此强化措施下的水合物制备过程热动力学、直接接触传热传质、诱导时间、晶核形成等问题对天然气水合物储运技术的发展具有重要作用。     

天然气水合物的结构性质及应用

系统介绍天然气水合物的结构、性质及主要应用。结构方面着重介绍天然气水合物的晶体结构特性和客体分子对晶体结构的影响 ;性质方面主要给出一些天然气主要组分在水相中的溶解度、水合物生成过程的焓变、熵变及热容变化的数据 ,并讨论了水合物晶体的热传导性能 ;应用方面重点讨论了天然气水合物作为一种潜在能源的价值及天然气水合物技术的主要应用领域。     

关于天然气水合物钻采工艺技术进展的研究

目前全球正面临着前所未有的能源危机，天然气水合物由于储量大、能量密度高而将成为一种诱人的新型能源。天然气水合物主要存在于冻土带和海洋，在地下处于低温和高压状态，以现有的技术，钻井和开采都存在很大的困难。简要介绍了天然气水合物的性质及储量，阐述了天然气水合物钻井的六个挑战及目前国外天然气水合物的两种钻探方法；同时阐述了以热力法、降压法和化学试剂注入法为主的天然气水合物开采方法，并针对天然气水合物钻采技术现状指出了下一步的研究方向。     

天然气水合物储气量及分解安全性研究

利用可视化实验设备，研究了表面活性剂T40、T80及其复配溶液构成的5组反应体系中Ⅱ型气体水合物的储气及其分解情况，利用定温压力搜索法测定了水合物分解热平衡条件，并运用含气率、分解速度及分解热理论对实验数据进行了计算。结果表明，合成的天然气水合物样品含气率高、分解速度小。从传质和传热两方面分别分析了表面活性剂和水合物分解热对实验体系中气体-溶液-天然气水合物三者界面之间物质和热量传递过程的影响；分析结果表明：适当表面活性剂的加入有利于提高天然气水合物的储气量，水合物的高分解热是其分解速度低的主要原因。水合物的高储气性和分解安全性为天然气水合物储运技术的实践奠定了基础。     

天然气水合物实验装置及其发展趋势

研究天然气水合物离不开实验模拟。分析了国内外水合物实验装置设计和发展情况及相应的实验研究内容,总结了水合物实验系统构成,探讨了我国与国外水平的差距,最后归纳了国内外水合物实验装置研究特点与技术发展趋势,并给出了提高我国水合物综合实验研究水平的建议。     

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.     

含硫天然气水合物形成条件及预防措施

天然气水合物是由天然气中某些组分与水形成的,水合物形成条件与天然气组成及压力有关。天然气水合物的形成将严重影响天然气的开采和集输。本文结合川渝气田实际情况,介绍了水合物形成温度估算、危害及防止水合物形成措施。     

天然气水合物勘探开发技术浅析及研究策略

本文介绍了天然气水合物在世界范围内的资源量,及其的勘探、钻井和开发领域的关键技术和存在问题,提出了我国在该领域研究中应采取的策略。     

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。     

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。     

关于钻井（探）工程可持续发展的几点设想

钻井工程是一门工程科学，有自己的基础理论和各种各样丰富的实践，在“上天，入地，下海，登极”的科学技术活动中已扮演了重要角色，应用范围还在日益扩展。钻井工作是日以继夜的，随着国民经济的和平崛起，其功能还在不断创新。提出4项建议：参加大洋综合钻探计划；筹划开发属于我国专属经济区的海底固体矿产资源；共同研究我国开采天然气水合物的钻井设备和工艺；派出一定钻井力量勘探开发非生物源油气，扩大我国寻找油气资源的新领域。参3     

海底沉积物中热解成因天然气水合物的形成与分布

利用中国石油大学自制的一维天然气水合物成藏模拟装置,采用常规热解成因气为气源,海底沉积物为多孔介质,进行了水合物形成模拟实验,并采用电阻率法对沉积物中水合物形成与分布进行观测分析.结果表明,沉积物不同部位电阻率的变化不同,沉积物中下部电阻率先增加后趋于稳定,中上部电阻率呈降低-增加(或稳定)-降低-增加-稳定的变化趋势,这种电阻率的变化反映了不同部位的水合物的生成和分布.在中上部水合物诱导成核时,中下部已进入水合物生长阶段,由于温度梯度的影响,水合物生长缓慢,分散状分布;在气体供应充足的条件下,中上部水合物能大量生成,呈块状分布.在上述分析的基础上建立了沉积物中水合物生长与分布模式.      

The geological process for gas hydrate formation in the Qilian Mountain permafrost

The Qilian Mountain permafrost is the only place where gas hydrate occurs onshore China at present and its gas hydrate distribution is very complex and irregular. What patterns affecting the accumulation of gas hydrate or what process controlling the formation of gas hydrate are not clear in the study area. Aiming at a gas hydrate geological system, the geological process of gas hydrate formation was studied, based on geological data and analytical results obtained from drilling wells in the Qilian Mountain permafrost. As a result, three stages for the geological process of gas hydrate formation are put forward in the study area. During the late Mid-Jurassic, the upper Triassic generated and provided a major gas source for gas hydrate, secondarily in combination with gas associated with oil generated from the middle Jurassic. The main gas source migrated upward via faults of F₁ and F₂, partly and occasionally mixed with the coal-bed methane and the microbial methane produced in the shallow strata. It was blocked jointly by thrust faults and thick mudstone or oil shale to be initially accumulated in gas reservoir. From Cretaceous to Pleistocene, the sedimentary strata experienced erosion and the initial gas accumulation turned into residual gas after series of the Qinghai-Tibet plateau uplift. Since the early middle Pleistocene, glaciations formed a gas hydrate stability zone (GHSZ) and the residual gas was coupled with GHSZ to form gas hydrate subsequently. Hence three patterns for the coupling of the residual gas with GHSZ are summarized in the study area. When the residual gas happened to lie within GHSZ, the residual gas directly formed gas hydrate, which was indicated by the drilling results that gas anomalies were encountered within GHSZ as well as occurrences of gas hydrate in the field. When the residual gas was below GHSZ, the residual gas would continually migrate into GHSZ to form gas hydrate, which was indicated by the drilling results that gas anomalies had ever been encountered even if below GHSZ as well as occurrences of gas hydrate within GHSZ in the field. When the residual gas was above GHSZ, the residual gas remained or escaped, which was indicated by the drilling results that gas anomalies even with a high pressure abnormity were encountered in the shallower strata above GHSZ without occurrences of gas hydrate within GHSZ in the field.