深水油气井关井期间井筒含天然气水合物相变的气泡上升规律研究

深水油气井关井期间天然气水合物的生成会导致气泡迁移滞后,影响钻井安全作业周期,为此利用室内垂直圆筒模拟深水井筒环境,实验研究了甲烷气泡表面水合物膜生长特性,提出了考虑自然对流传热的水合物横向生长模型及水合物膜厚度预测方法;分析了水合物气泡变形率与莫顿数、拖曳力系数及雷诺数之间的相关性,据此建立了关井条件下井筒中含水合物相变的气泡上升速度综合预测模型,并对南海某井的安全作业周期进行了预测和分析。通过实验和模拟分析发现,建立的自然对流传热模型对水合物膜横向生长速率和厚度具有较高的预测精度;水合物气泡的变形率随莫顿数增大而减小,拖曳力系数随雷诺数增大先减小然后逐渐增大,并拟合得到了气泡变形率、拖曳力系数计算公式。研究表明,气泡表面水合物的生成显著降低了气泡的上升速度,延长了安全作业周期,但气体到达海底井口后水合物堵塞风险增加,现场应根据关井时间采取针对性的井控措施。      

基于HYSYS的C3/MRC天然气液化流程影响因素分析

基于悬浮气泡表面生成气体水合物的高压可视化实验装置,分析探讨了系统压力、温度、水质因素对天然气水合物的成核和生长规律的影响。研究结果表明,随着反应温度的降低和反应压力的增大,诱导时间和生长时间呈现出缩减的趋势,气泡表面水合物逐渐由粗糙变得光滑;蒸馏水形成的水合物比较规则、密实,而纯净水形成的水合物略显凌乱、松散;相同实验条件下,蒸馏水生成水合物的诱导时间和生长时间较短。     

悬浮气泡表面天然气水合物的生长动力学

采用水中悬浮气泡法测定了温度为275.2K~282.3K、压力为3.56MPa~6.47MPa范围内天然气微小气泡表面水合物膜生长动力学数据。选用摩尔吉布斯自由能的变化作为天然气水合物生成驱动力,研究水合物生长特性。实验结果表明:在水合反应系统压力越高、温度越低的情况下,天然气水合物的生成驱动力数值的绝对值越大,诱导时间和生长时间越短;水合物膜粗糙程度随着驱动力的增大和反应时间的进行逐渐变得光滑;吉布斯自由能差能够较好描述所测的水合物生长速率。     

气液界面形成气体水合物的实验研究

实验观测了静止气液界面气体水合物的形成,通过分析讨论在不同的气相压力和反应釜温度下界面处形成气体水合物的生长形态、诱导时间、生长时间以及生长速率的变化,揭示了气液界面水合物的成核以及生长规律。随着压力的增大和温度的降低,水合物膜的成核时间和生长时间都随之减小,水合物膜平均生长率呈现增长趋势;在一定的压力和温度下,当水合物膜生长到一定程度时生长形态基本无变化。     

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。     

微型鼓泡器中甲烷水合物的生成特性

研究了高压鼓泡装置中进气速率、压力、温度及滤网目数对纯水体系甲烷水合物的生成动力学和形态的影响。实验结果表明,提高进气速率和压力、降低温度均可提高甲烷水合物的生成速率,但随着进气速率的提高,甲烷气体转化率减小;增加滤网可显著提高水合物生成速率和甲烷气体转化率,最优的滤网目数为200目。甲烷水合物极易在气液界面生成,形成水合物泡。进气速率对水合物形态有显著影响,进气速率较低时水合物泡保持原有形态不易被破坏,不断聚集,水合物较疏松;进气速率较高时,气体溢出,水合物易变形破裂,不断堆积,水合物较致密。压力和温度对水合物形态的影响较小;增加滤网可显著减小气泡体积,形成较多的水合物泡。     

鼓泡塔中气体水合物生长机理研究

在透明鼓泡塔中首例观测了运动气泡表面水合物的生长和带有水合物层气泡的动力学(在上升过程中颜色、大小的变化),同时在实验过程中发现:反应液体循环和不循环情况下水合物在鼓泡塔床层内生长、存在的位置不同。通过对实验现象的观察、对气泡与水合物颗粒相互作用的分析和对三相作用机制的探讨得出结论:水合物颗粒是完全亲水性颗粒,气体水合物的生长是一种界面现象,为水合物生长动力学模型的建立和水合物分离技术的工业化奠定了基础。     

孔板气泡法缩短天然气水合物形成诱导期

为缩短天然气水合物形成诱导期，基于气液两相流原理和天然气水合物形成条件，提出从高压反应釜底部进气，利用孔板鼓泡来增大气液接触面积，增强气体对液体的扰动，从而缩短天然气水合物形成诱导期的动态方法。据此，建立带有机玻璃视窗的高压反应釜实验系统，在浓度为280 ppm十二烷基硫酸钠（SDS）促进剂水溶液中进行天然气水合物生成动态实验（反应釜底部进气）和静态实验（反应釜顶部进气）。结果表明，使用此法，一定压力（P=4.15 MPa）和温度（T=274.05 K）下，相比于静态实验（P=4.30 MPa，T=273.95 K），天然气水合物形成诱导期可缩短约2/3，尽管其它条件相同时，理论上后者的温度和压力更有利于天然气水合物的形成；此外，实验结果还表明，一定反应条件下，天然气水合物形成诱导期受通气状况的影响，实验中，通过控制气流速率，一方面可控制气泡直径（气泡直径越小，气液接触面积越大）；另一方面可延长通气时间（增加了气体对液体的持续扰动）。这二者都有助于缩短天然气水合物形成诱导期。     

P110SS抗硫套管在高含硫气井环空保护液中的整体性能研究

气体水合物技术在天然气储运、气液混合物分离、近临界和超临界萃取、海水淡化及温室气体处理等领域具有广阔的工业应用前景。本文综述了静止悬垂水滴和悬浮气泡表面气体水合物的生长特性及机理,对已有的关于研究单个静止悬垂水滴和悬浮气泡表面气体水合物的生长特性的具体实验现象及结果进行了对比分析,对今后的水合物研究方向做出了展望。     

天然气水合物成藏条件与富集控制因素

天然气水合物是由烃类气体(主要是甲烷)和水在一定温度、压力条件下形成的一种固态似冰状笼形化合物。与常规油气藏系统不同,天然气水合物成藏的关键因素主要包括天然气水合物稳定条件、水源条件、气源条件、流体运移条件和储集空间条件。天然气水合物的成藏要素决定了天然气水合物稳定带内天然气水合物的产出既非连续也非随机,不同地质背景下的天然气水合物有着不同的分布范围和地质特征。天然气水合物成藏特征和富集控制因素体现在以下几方面:天然气水合物形成与分布受温度和压力条件控制,在天然气水合物稳定带内动态成藏;天然气水合物主要赋存在晚中新世以来松散沉积物中,埋藏深度较浅,通常位于海底0~500m;天然气水合物资源丰度普遍较低,大面积分布、局部富集,存在"甜点"核心区;天然气水合物形成气兼具微生物成因和热成因特征,天然气水合物规模化成藏富集有赖于流体运移;天然气水合物以固态形式赋存,生长和赋存模式多样,存在构造型、地层型和复合型天然气水合物藏。     

海域天然气水合物低温抑制性钻井液体系

针对海域天然气水合物钻探所面临的深水低温、浅层窄安全密度窗口、水合物生成与分解抑制、海洋作业环保要求等工程和技术难题,开发了低温抑制性钻井液体系。研发了热力学抑制剂KCl复配动力学抑制剂A2的水合物抑制技术,优选了低温流变稳定性能良好的高分子处理剂,开发的钻井液体系流变性能良好,膨润土含量为2 %,API滤失量为4 mL,密度为1.07 g/cm3;低温流变稳定性优良,4 ℃较25 ℃时钻井液当量循环密度最大增量为0.004 g/cm3,优良的流变学性能有利于深水浅部地层窄安全密度窗口井段的井壁稳定和井眼清洁。该体系还具有优异的水合物生成抑制性能,4 ℃、20 MPa、20 h内完全抑制水合物生成,陈化10 d及被钻屑污染后抑制性能保持良好,同时具备明显的水合物分解抑制性能。各处理剂重金属含量达标,钻井液体系生物毒性半有效浓度EC₅₀值及半致死浓度LC₅₀值均大于30 000 mg/L,满足我国一级海区环保要求。该钻井液的综合技术性能满足海域天然气水合物钻探技术要求。      

裂缝性泥页岩地层防塌误区及强封堵防塌对策

对于裂缝发育等破碎性地层,在井筒内外压差作用下钻井液极易沿裂缝等天然通道侵入地层,致使近井裂缝发育带孔隙压力增加,引发泥页岩水化膨胀及强度性能下降,导致坍塌压力增加,从而使得井壁垮塌越加严重,搞清破碎性地层垮塌机理至关重要。结合延安气田石盒子和石千峰组裂缝性泥页岩“越提密度、垮塌越严重”井塌处理误区,指出缺乏对裂缝有效封堵是症结所在。为此提出适用于裂缝发育等破碎性地层“封堵为先、抑制水化、合理密度”的防塌技术对策,在此基础上,优选出延安气田强封堵钻井液配方并在现场成功应用,相关技术思路及研究成果可为类似破碎性地层防塌提供参考。      

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。     

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。     

冻土区裂隙性地层中水合物形成机理及相态研究

天然气水合物广泛充填于冻土地层裂隙中,钻探冻土地层裂隙中的天然气水合物需要先对其合成、分布和相态进行研究。基于祁连山地区裂隙性地层特征制作了人工岩心,进行了天然气水合物的形成及相平衡实验;利用A.H.Mohammadi提出的天然气水合物热力学模型,预测了NaCl和KCl溶液中天然气水合物的相平衡条件,并分析其在含盐低温钻井液条件下的相平衡偏移问题。实验得出,天然气水合物主要分布在岩心的裂隙面及端面;压力为4 MPa时,质量分数为5%和10%的NaCl溶液中天然气水合物的相平衡温度分别降低了约2.2 K和4.6 K,质量分数为10%的KCl溶液中天然气水合物的相平衡温度降低了3.4 K。研究结果表明:冻土地层裂隙中的天然气水合物由大量块状水合物和极少量孔隙充填型水合物组成,其相平衡条件与宏观水相中一致,在相同盐度下NaCl对天然气水合物相平衡的影响大于KCl。      

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.     

深水钻井溢流井控期间水合物生成主控因素

目前多数学者都是基于热力学特征进行水合物生成的判断,但更准确的判断需要考虑分子动力学的特征。井筒中水合物形成的速度较慢,即使达到了水合物形成的热力学条件,还需要经过水合物的成核、生长2个过程。基于深水钻井溢流井控期间井筒多相流动规律,依据水合物热力学和动力学特征,结合水合物膜微孔板理论,对溢流井控期间循环、关井和压井期间水合物的生成机理进行了研究,并分析了不同流型对水合物生成的影响。研究结果表明,深水钻井溢流发生时,循环期间井口安装有节流装置不会生成水合物;关井期间泡状流情况下不会形成水合物堵塞,段塞流情况下井口处可能会形成水合物堵塞;压井期间水合物生成不会对井筒产生较大危害。     

鼓泡塔中甲烷水合物生成现象的观测

观测了在透明鼓泡塔中运动气泡表面水合物的生成和带有水合物壳层的气泡在上升过程中表面颜色和大小的变化。结果表明，反应液体在循环和不循环的情况下，水合物在鼓泡塔内生成、存在的位置不同。通过对实验现象的观测、对气泡与水合物颗粒相互作用的分析和对甲烷溶解度与水合物中甲烷分率的对比，得出气泡表面水合物的生成是一种界面反应现象的结论，为水合物生成动力学模型的建立和水合物分离技术的工业化提供了参考依据。