天然气水合物钻井泥浆冷却系统研究及优化

在天然气水合物钻探中,低温泥浆可以抑制水合物分解,对钻获水合物样品十分重要。吉林大学研制的泥浆冷却系统换热器选择同轴套管式对流换热的冷却方式,载冷剂与泥浆全程逆流。在青海祁连冻土带天然气水合物科学钻探项目中,泥浆冷却系统能够快速冷却泥浆,并将泥浆温度动态维持在低温范围内,达到了设计要求,对钻获天然气水合物样品起到重要的作用。为今后能够为水合物勘探提供更加有力的技术支持,对传热机理与换热器结构进行了进一步研究,设计了三层套管式换热器,换热面积和对流换热系数均大幅度提高,经理论计算与数值模拟,新型换热器换热效率显著提高,满足设计要求所需换热长度明显降低,同时降低了泥浆冷却系统的能量消耗和设备体积。     

新型水基聚合醇钻井液性能评价

由于原住天然气水合物极度不稳定,在钻探和取心过程中易发生分解,进而导致一系列意想不到的钻井事故.因此,在水合物地层钻井首先要防止水合物大量分解,而要达到此目的,科学合理地选择钻井液则是重要举措之一.针对海底天然气水合物地层及其钻井的特性,给出了钻进海底天然气水合物地层时钻井液体系的设计原则,根据此原则在充分考虑现有常用聚合醇钻井液体系特点的基础上,设计了一种适合海底天然气水合物地层钻井的新型聚合醇钻井液,并对其页岩水化抑制性、低温流变性和水合物生成抑制性(动态和静态)进行了评价.结果表明,该钻井液体系能够有效抑制页岩水化分解和防止水合物在循环管路内重新生成,且在低温条件下具有良好的流变性能,能够有效保持井壁稳定,清洁和冷却孔底,是一种比较适合海底天然气水合物地层钻探的钻井液体系.     

钻井液冷却技术及装备综述

钻井液温度过高不仅影响其本身性能,还影响井下钻具及导向测试工具的环境温度、使用寿命、机械钻速和井壁稳定性,在钻井作业中及时冷却钻井液使之达到适宜的温度非常必要。在分析钻井液温度对钻井作业影响机理的基础上,介绍了钻井液冷却技术国内外发展现状,论述了典型钻井液冷却系统的结构及工作原理。提出闭式冷却系统为钻井液冷却系统的发展方向,建议我国尽快研制合适的钻井液冷却系统,以提高钻井作业的效率和安全性。     

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。     

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。     

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。     

深水水合物钻井导管下深设计与地层安全承载研究

为保障深水天然气水合物开采的安全进行,降低钻井导管组合系统下沉和水合物地层失稳的事故风险,针对深水天然气水合物钻井作业过程中导管喷射到位解锁、表层套管固井和紧急脱离等3个阶段导管组合系统的下入深度设计与竖向承载力进行研究。结合桩基理论建立不同阶段作业工况下钻井导管竖向承载力的计算模型,确定不同作业阶段钻井导管的最小下入深度,然后基于TOUGH+HYDRATE和FLAC3D软件建立水合物地层稳定性数值分析模型,研究试采作业过程中水合物地层的稳定性,根据摩尔-库伦破坏准则,确定水合物地层的安全试采时间。以南海某天然气水合物喷射钻井作业为例,考虑浅层土壤的工程地质特征以及钻井作业过程中由于钻井液侵入导致水合物地层分解,给出导管安全下深设计的推荐值为98 m,为保证水合物地层的安全承载,建议水合物的安全试采时间不应超过60 d。研究结果可为深水天然气水合物钻井导管的现场作业提供技术参考。     

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。     

海洋天然气水合物试采关键技术

针对海洋天然气水合物开发技术与常规海洋油气开发技术的异同,分析了海洋天然气水合物储层特性和试采面临的挑战,介绍了天然气水合物试采关键技术,包括控压钻井技术、套管钻井技术、抑制性钻井液、钻井液冷却系统、低温低放热水泥浆体系、完井技术、开采方式优选和储层及环境监测技术等,指出了我国海洋天然气水合物试采应围绕水合物物理力学性质、安全成井、连续排采与防砂、开采方法适应性评价、试采过程储层参数和地层形变监测等技术难题开展研究,通过示范工程,形成海洋天然气水合物试采技术体系,为我国海洋天然气水合物的高效开发提供技术支撑。      

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。