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。     

钻井液处理剂对气体水合物生成温度和压力影响研究

针对海洋深水钻井过程中可能出现的气体水合物影响问题,对目前海洋常用的水基钻井液体系抑制气体水合物形成能力以及不同处理剂对气体水合物生成温度和压力的影响进行了研究,并构建和评价了适合于深水钻井的高盐聚胺钻井液体系.研究结果表明,盐类和醇类处理剂能有效抑制气体水合物的生成,高盐聚胺钻井液体系能满足深水钻井的需要.     

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。      

基于深水钻井的新型矿物油基钻井液性能研究

油包水型钻井液体系在深水钻井中应用比较广泛,钻井液的低温流动性和抑制气体水合物生成是深水钻井液中比较受关注的问题.研制出一种新型矿物油钻井液,通过测定其在不同组成时的粘温特性,研究了基础油、乳化剂种类、有机土加量、油水比以及钻井液固相含量等对油包水钻井液低温流动性影响,探讨了低粘矿物油钻井液对气体水合物生成的抑制性.试...     

应用DSC技术评价深水钻井液气体水合物抑制性

在海洋深水钻探过程中,低温高压条件易促成气体水合物的形成,对钻井作业带来很大的危害,必须加以预防.预防气体水合物危害的通常方法是在深水钻井液中加入水合物抑制剂增强其水合物抑制能力,这就需要对深水钻井液的抑制性有一个合理的评价.用传统评价水合物抑制剂的PVT技术来评价钻井液存在一定的不足.介绍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,并阐述了其技术原理,同时评价了室内开发的适合于深水钻井的水基钻井液体系的水合物抑制性能.     

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。     

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。     

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。     

深水井筒海水聚合物钻井液水合物生成抑制与堵塞物处理方法

在南海西部深水钻井过程中对于水合物的防治过于保守,使用的水合物抑制钻井液——HEM钻井液成本高,钻速低。为了降低钻井液成本,缩短钻井周期,针对深水钻井过程中低成本聚合物钻井液下水合物生成堵塞风险与处理方法问题,结合南海莺琼盆地BD区块钻井情况,对聚合物钻井液下不同气体组分的水合物生成相平衡曲线,不同工况下水合物生成区域,井筒水合物堵塞处理等开展了研究,得到不同工况下井筒水合物生成风险区域,优选了动力学抑制剂聚M-乙烯基己内酰胺作为水合物生成抑制剂,热力学抑制剂乙二醇作为水合物堵塞解堵剂,并在室内设计形成10种新型动力学抑制剂,其中动力学抑制剂DS-A3对水合物的生成有良好的抑制效果。实验研究以及BD某井现场应用表明：(1)在正常钻井循环、压井、关井工况下没有水合物生成区域,不会有水合物生成堵塞风险;(2)综合考虑抑制效果与成本,0.8%聚M-乙烯基己内酰胺对井筒水合物的抑制效果最好,45%的乙二醇对于解除井筒水合物堵塞风险效果最好;(3)在没有特殊复杂井下工况情况下,只要停钻时间不超过15 h,可以直接使用聚合物钻井液进行深水钻井,平均单井钻井液成本下降50%～70%,创造良好的经济效...     

某深水油田集输管线水合物生成预测及防治

深水油气钻井和开发过程中极易生成天然气水合物,对深水钻井和油气集输造成严重影响.某深水油田的伴生气组分复杂,现有水合物生成预测模型计算误差较大.为准确预测该油田伴生气的水合物生成风险,本文利用天然气水合物微观实验装置,模拟油田多组分气体,进行了水合物生成条件测定,并探索了乙二醇对多组分气体水合物生成的影响.研究表明,在...     

浅谈深海钻井中钻井液适应性评价与应用

随着工业的发展，人类对能源的需求越来越大，人类把石油的勘探开发目光集中到深海。深海海洋油气勘探存在着很多作业难度，具体有作业区域水深、深海钻井难度大等。深海钻井液作业存在着易形成天然气水合物、大尺寸井眼岩屑上返困难、低温钻井液流变性控制困难、钻井液易漏等特点，深海钻井工程也是一项高风险、高投资作业，深海钻井液质量在深海钻井工程中显得尤为重要。     

保护储层与环境的深水钻井液室内研究

深水区域的油气资源极为丰富,已成为勘探开发的重点。但深水钻井面临低温、安全密度窗口窄、存在水合物及浅层流、井眼稳定等技术难题,对深水钻井液提出了更高的要求。研究配制了一种深水水基钻井液:在海水中分别加入了适量的优质膨润土、增黏剂、降滤失剂、防塌剂及水合物抑制剂。室内试验结果表明,该钻井液能够有效抑制水合物的形成,加重后的流变性好,抗侵污能力较强,抗钻屑达10%,抗NaCl达15%,抗CaCl2达0.3%;热滚回收率高,抑制性强,在相同条件下与合成基钻井液的热滚回收率相等;保护油气层的效果好,其渗透率恢复率可达90%以上;其所选用的处理剂及配制的钻井液的EC50值均大于10000 mg/L,无生物毒性,可以满足海洋深水钻井的要求。      

大庆油田气体钻井配套技术及应用

针对深部地层机械钻速慢、中浅层"三低"储层开发动用难等问题,大庆油田开展了气体钻井配套技术研究及实践。通过配套湿度和注气参数等监测装备、判别水层、计算地层出水量、优化钻具组合及钻井参数、采用"内喷外侵"气液转换工艺,解决了地层出水引起的复杂情况、易发生井斜、井壁失稳等问题,形成了一套适用于大庆油田深层泥页岩地层的气体钻井配套技术,实现了在泥页岩地层出水情况下安全钻进。大庆油田27口深井应用该配套技术后,钻井速度提高4倍以上,钻井周期缩短15 d以上;8口中浅井应用该配套技术,在不采取压裂增产措施的情况下,单井产量提高2 t/d以上。这表明气体钻井技术是深层提速及中浅储层保护可行的技术,为大庆油田加快勘探开发进程提供了新的技术手段。      

天然气水合物生成的影响因素及敏感性分析

天然气水合物是由某些气体或它们的混合物与水在一定温度、压力条件下生成的一种冰状笼型化合物。进行水合物生成条件的敏感性研究对预防天然气水合物的生成有着重要意义。分析了温度、压力两个主导因素的影响,提出了临界温度的概念;验证了盐类对水合物生成的抑制作用;剖析了天然气各组分对水合物生成的敏感程度。得出:水合物生成温度随着压力的增加而升高,但是存在一个临界温度,当环境温度达到该值时,压力对水合物生成的影响很小;甲烷虽然是生成水合物的主要组分,但当其含量趋近100%时,却不易形成水合物;乙烷不是敏感组分;丙烷对水合物生成的影响较乙烷大;异丁烷这类重烃组分,由于其分子大小和Ⅱ型结构中的大洞穴尺寸相匹配,所以对Ⅱ型结构的稳定能力远大于其它分子,当其含量较小时,就易生成Ⅱ型结构水合物;CO2和HS这类酸性气体,易溶水从而能促进水合物的生成。     

海洋水合物地层钻井用聚合醇钻井液研究

针对海底天然气水合物地层的独特特性,在充分考虑现有的常用聚合醇钻井液体系的基础上,论述了适合海底天然气水合物地层钻井用含动力学抑制剂的聚合醇钻井液的室内研究情况。结果表明,该体系具有优良的页岩抑制性和水合物抑制性、良好的低温流变性、稳定性和润滑性等特点,能够有效保持井壁稳定,是一种非常适合海底天然气水合物地层钻探的钻井液体系。     

南海深水钻井井控技术难点及应对措施

深水钻井井控存在着海床不稳定、地层破裂压力低、地层压力窗口窄、以及存在浅层气、浅层水流、气体水合物和海底低温等诸多问题。在对国内外深水井控技术充分调研的基础上,针对南海深水钻井井控特点和难点,结合近年南海深水钻井设计和作业实践经验,详细分析了深水钻井井控存在的地层压力窗口窄、溢流监测困难、压井难度大和压井作业时间长、井控设备复杂、存在水合物风险等问题,研究提出了有针对性的解决方案,并以南海深水井为例介绍了深水井控的具体措施。     

低渗透致密砂岩气藏保护技术研究与应用

分析了低渗致密气藏的损害机理与保护措施,认为低渗透致密砂岩气藏在钻井过程中的损害因素主要是水敏损害和水锁损害,其次为固相颗粒堵塞损害。为此,针对试验区块提出了“合理的屏蔽暂堵-强抑制-防水锁” 保护气层技术思路,进行了水锁损害机理与预防方法研究;以自行研制的气层专用保护剂为主剂,研制出了保护气层的钻井完井液配方,并进行了现场试验。实验表明,岩样被水侵之后,渗透率明显降低。因此,对于低渗透岩样,在钻井过程中,尽量避免滤液侵入储层;研制的保护气层钻井完井液配方抑制性强（页岩回收率为97.8%）,岩样气体渗透率恢复率高（大于80%）,能有效减小钻井液对气层的水敏和水锁损害。现场试验表明,该钻井完井液体系抑制能力强,气层保护效果较好。     

NGH综合模拟实验系统及控制模块设计

天然气水合物研究中急需解决的问题是水合物勘探和开采时钻井内的热力学特征以及相应的钻井技术。研制了水合物综合模拟实验系统，以研究水合物形成和分解的热力学和动力学特性、井内热压力分布规律以及相应的水合物钻井技术等。由于实验持续时间长、压力高、环节多，为减轻劳动强度和保证实验安全，在实验系统中增加了控制模块。PCI-1711多功能卡为控制模块的核心，采用OMRON/G2R-1型继电器控制系统设备的关停，系统可实现自动超压保护。通过接口转换模块连接微机和控制器，在微机上对可编程高低温实验箱进行控制，流量比例阀和步进电机分别用来控制微钻模块中的钻杆升降和转速。整套控制模块已在水合物合成及钻井液模拟实验中得到了成功应用，系统运行稳定，超压保护灵敏，大大减轻了实验强度并增强了实验安全性。     

丁页2HF页岩气水平井钻井技术

丁页2HF井是部署在川东南丁山构造的一口页岩气水平井,目的层为志留系龙马溪组,设计井深5 655.00 m。该井钻进中面临陆相地层厚度大、上部地层出水、气体钻井应用井段受限、地层可钻性差、钻头选型困难、长水平段托压严重、斜井段泥页岩井壁稳定性差等技术难点。为此,首先分析了丁山构造的工程地质特征;然后,结合邻区实钻资料,在钻进中综合应用了气体钻井、高效钻头优选、PDC钻头配合螺杆复合钻井、强封堵油基钻井液和漂浮下套管、三凝水泥浆体系等技术。实钻表明,这些技术的应用效果良好,不但使丁页2HF井顺利钻达目的层,而且完钻井深达到5 700.00 m,创造当时国内页岩气水平井最深纪录。对该井应用的钻井技术和工艺及具体实施效果进行了分析,认为形成的丁页2HF页岩气水平井钻井技术,可为丁山构造页岩气水平井钻井提供参考。