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.     

有机聚合物类添加剂抑制天然气水合物形成的研究

利用模拟深水井筒实验设备开展了有机聚合物类钻井液添加剂用于抑制天然气水合物形成的室内实验.通过实验获得SD-102和XY-28添加剂在不同浓度下的作用结果,结果表明,在深水钻井过程中加入一定浓度的XY-28在延迟天然气水合物的形成方面效果微弱,而SD-102在抑制天然气水合物形成方面没有任何效果.     

深水海底钻进泥浆中使用的天然气水合物抑制剂

1 引言 在深水(水深大于300m)海底钻进过程中常会有天然气水合物形成.钻井泥浆中一旦有天然气水合物形成,将会对钻井工程和设备造成严重危害.目前解决的办法主要是在泥浆体系中加入抑制剂来抑制天然气水合物的形成.关于这方面的研究成果目前国内尚未见到,本文主要对近10年来国外在天然气水合物抑制剂的类型、作用机理及相关泥浆体系等方面的研究成果作一综述.     

海域天然气水合物的形成及其对钻井工程的影响

将气体生成水合物的条件与深水钻井井筒温度压力、地层温度压力分布相结合，证实了深水钻井过程中形成水合物和钻遇天然气水合物层的可能性。天然气水合物的形成会改变钻井液的性质、堵塞井筒、环空及防喷器；水合物层的分解会造成沉积物坍塌、井壁失稳，引起井漏、井喷等一系列问题，给钻井作业造成巨大的经济损失，甚至使钻进无法正常进行。国内外近几年在天然气水合物研究勘探方面的经验表明，解决水合物问题常用的方法是加入水合物抑制剂，或者是采取必要的措施来防止井喷，将钻井液中的气体循环出去。     

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。     

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。     

天然气水合物对深水钻井液的影响及防治

随着海洋钻井作业数量和深度的增加，钻井作业难度不断加大，海洋深水钻井作业环境恶劣，操作条件复杂，其中之一便是钻井液（主要是水基钻井液）中易形成天然气水合物。钻井液中一旦形成天然气水合物，会造成井壁失稳、堵塞井筒，钻井液无法循环，造成作业周期延长、钻井成本增加等。为解决钻井中天然气水合物的危害，综述了天然气水合物的形成机理。提出在深水区域钻井作业实施前，要充分估计到井口、防喷器、节流和压井管线中形成天然气水合物的可能性，一旦形成天然气水合物，可通过调节钻井液密度来控制井筒中压力，保持最低的安全钻井液密度来防止天然气水合物的形成。     

动力学抑制剂作用下天然气水合物生成过程的实验分析

通过实验分析动力学抑制剂作用下天然气水合物的生成动力学过程,可为动力学抑制剂的作用机理研究及新型抑制剂的研制提供可靠依据。为此,利用自行研制的水合物抑制性评价装置,模拟了3 000m深水钻井的井下动态环境(2℃,30MPa),对常用类型的动力学抑制剂进行了天然气水合物抑制性能评价实验,结合实验过程中压力—温度曲线以及温度、压力随时间的变化曲线,建立了钻井动态环境中天然气水合物生成动力学研究的分析方法,分析了深水钻井中动力学抑制剂作用下天然气水合物生成的动力学过程。结果表明,通过该方法可将天然气水合物的生成过程划分为水合物成核、水合物生长和水合物大量生成3个阶段,几种常用天然气水合物动力学抑制剂对水合物成核期的影响并不明显,但可有效抑制水合物的生长;以内酰胺基为关键作用基团的水合物动力学抑制剂主要通过吸附在水合物表面延缓水合物生长来发挥抑制作用,而其中共聚物类天然气水合物动力学抑制剂的抑制效果优于均聚物类天然气水合物动力学抑制剂。     

深水钻井井简中天然气水合物生成区域预测

综合考虑天然气水合物生成热力学、温度和压力条件，预测深水钻井井筒中天然气水合物生成区域。针对深水钻井的特点，建立了多相流控制方程组（包括各相的连续性方程和动量守恒方程）、环空和钻杆内的温度场方程以及水合物生成热力学方程。针对不同的钻井工况给出了方程的定解条件、方程离散方法以及求解步骤。通过仿真算例讨论了在钻进、停钻和压井过程中相关参数对天然气水合物生成区域的影响规律。结果表明：循环流量越高，抑制剂浓度越大，停钻时间越短，节流管线尺寸越大，水合物的生成区域就越小。算例研究还表明，多因素相结合抑制水台物生成的效果比单因素抑制水合物生成的效果更好。依据此计算方法还可对各参数进行优化。图7参16     

深水钻井井筒中天然气水合物生成区域预测

综合考虑天然气水合物生成热力学、温度和压力条件,预测深水钻井井筒中天然气水合物生成区域.针对深水钻井的特点,建立了多相流控制方程组(包括各相的连续性方程和动量守恒方程)、环空和钻杆内的温度场方程以及水合物生成热力学方程.针对不同的钻井工况给出了方程的定解条件、方程离散方法以及求解步骤.通过仿真算例讨论了在钻进、停钻和压井过程中相关参数对天然气水合物生成区域的影响规律.结果表明:循环流量越高,抑制剂浓度越大,停钻时间越短,节流管线尺寸越大,水合物的生成区域就越小.算例研究还表明,多因素相结合抑制水合物生成的效果比单因素抑制水合物生成的效果更好.依据此计算方法还可对各参数进行优化.图7参16     

多孔介质对天然气水合物形成的影响

天然气水合物大量存在于海洋底部的淤泥多孔介质中，但多孔介质对天然气水合物形成过程的影响规律究竟如何，从理论和实验上进行了探讨。相平衡模型表明，多孔介质的表面张力作用使多孔介质毛细管中的气体-水合物-水达到三相平衡；对多孔介质和自由液面的相平衡影响因素分析表明，在相同浓度条件下，多孔介质中天然气水合物形成相平衡的温度更低，压力更高；对多孔介质和自由液面天然气水合物的实验分析表明，多孔介质对水合物的形成过程（天然气溶解阶段，水合物诱导阶段，水合物成长阶段）的影响程度不同，多孔介质缩短了水合物形成的诱导时间，在成长阶段较之自由液面生长的速率要快。     

新型天然气水合物动力学抑制剂评价及应用

在天然气开采及储运过程中,天然气水合物会导致井筒堵塞、气井停产、管道停输等严重事故。为有效防止天然气水合物在设备和管道中生成,常需添加水合物抑制剂。通过筛选合成,研制了一种既经济又安全环保的新型动力学天然气水合物抑制剂。实验采用自制设备,探讨了系统压力、过冷度、抑制剂浓度、凝析油、甲醇等对水合物生成动力学的影响,以及不同浓度下新型抑制剂的抑制水合物生成效果。结果表明：新型抑制剂最佳抑制浓度为1.5%,在一定过冷度下,系统压力越高,抑制效果越差;一定压力下,过冷度越大,抑制效果越差;少量凝析油对抑制性能影响不大;甲醇使其过冷度大大提高;气体流动易使水合物的生成加快,降低了水合物生成过冷度。新型抑制剂在现场试验中,采用合理的加注工艺能有效控制水合物堵塞,为气井生产中防治水合物的产生提供了技术支持。     

天然气水合物开采三维实验模拟技术研究北大核心CSCD

调研了国内外天然气水合物开采技术研究进展,基于无量纲相似分析方法研制了三维可视天然气水合物开采模拟实验系统。以甲烷、水和石英砂为实验介质,开展了降压、注热、注剂等天然气水合物开采方法三维实验模拟分析。根据室内模拟实验和数值模拟分析结果,提出了海上天然气水合物试采的技术思路,以期为天然气水合物试采及深水工程的研究提供借鉴。     

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在标准状况下1m^3的水合物可包容150－180m^3的天然气，其巨大的储气能力和相对“温和”的储气条件为天然气储运展现了很好的前景。介绍了水合物储存天然气的实验装置，并对合成天然气（甲烷，乙烷，丙烷的体积百分比分别为91．47％，4．94％，3．09％）的水合物形成过程进行了初步的实验研究，获得了水合物形成过程的耗气速度，储气密度与水合物形成条件（压力，温度）的关系。在压力为3.79MPa，温度为273．95K的试验条件下，单位体积的水合物可储存约145体积的天然气（标准状况下），水合物填充率达到理想填充率的81％。     

深水钻井井筒中天然气水合物生成风险评价方法

综合考虑天然气水合物相平衡条件、井筒温度-压力场和地温梯度,建立了深水浅部地层天然气水合物生成区域预测方法和深水钻井中井筒内天然气水合物生成区域预测方法。分析结果表明深水浅部地层钻井比深部地层钻井生成天然气水合物的风险更大。在此基础上引入过冷度密度对不同井深处的天然气水合物生成风险进行定量评价,同时基于施工参数的无因次化建立了重点区域天然气水合物生成风险定量评价方法。实例计算表明:深水钻井中海底井口附近和隔水管下部水合物生成风险等级最高;钻井液导热系数、入口温度、排量和NaCl浓度对井筒中天然气水合物生成风险影响最大,可以根据各施工参数的敏感因子并结合现场实际情况定量优化钻井设计和施工,从而降低或避免风险。     

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文章利用新建立的实验台研究了十二烷基硫酸钠（SDS）和烷基多糖苷（APG）对天然气水合物形成过程的影响。表面活性剂可促进天然气在水中的溶解，从而提高水合物的形成速度。根据表面活性剂对天然气水合物形成耗气量的影响，实验表明十二烷基硫酸钠和烷基多糖苷在水合物形成体系中的临界胶束浓度分别为300 ppm和500 ppm。在临界胶束浓度表面活性剂溶液体系中，实验结果表明微量的表面活性剂减少了水合物形成诱导时间，提高了水合物形成速度和水合物形成的耗气量，并使水合物在静止系统中快速生长。混合表面活性剂可进一步提高水合物的形成速度，但不利于提高水合物形成的耗气量。     

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。     

南海深水天然气测试关键技术

抑制水合物生成是深水天然气测试所面临的一个重要问题,我国目前还没有这方面的实践.LW2井位于我国南海深水区,其所在海域水深近1500 m.在LW2井天然气测试过程中,对如何抑制水合物生成以及如何取全测试资料进行了探索与实践,成功获取了开发设计所需资料,并为今后深水天然气测试积累了经验.     

天然气水合物对深水钻采的潜在风险及对应性措施

随着深水油气田开发的不断深入,钻遇天然气水合物几乎成了深水油气钻采过程中不可避免的问题,而且一些矿场实践已经证明了天然气水合物的潜在风险.较为系统地从理论上和现场实践方面分析了天然气水合物对油气钻采(如井控、钻井液性能、井壁稳定和固井等)存在的潜在风险,并提出了对应性措施.分析了在水合物区域钻进应该考虑的重要因素,以期为未来在水合物区域进行油气钻采提供参考.     

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。