海洋非成岩天然气水合物藏固态流化采空区安全性评价

为了解决固态流化法开采海洋非成岩天然气水合物(以下简称水合物)采空区安全性如何评估的问题,以中国南海神狐海域的水合物藏为例,根据水合物射流破碎流化开采工艺及流程,基于圣维南原理建立了采空区有限元模型并进行了网格精度验证,采用研究区水合物藏的物性参数和力学特征参数,模拟分析了垂直和水平采空区的稳定性问题,并探索了海洋非成岩水合物稳定层采空区的安全评价方法。结果表明:(1)基于圣维南原理建立的海底采空区有限元分析模型能够保证计算精度且计算工作量不大;(2)垂直采空区最大偏应力随采空区直径的增加呈现出先快速增加后缓慢增加的趋势,最大应变则随采空区直径的增加而呈线性增加;(3)垂直采空区的安全问题主要受到应力水平的控制,采空区直径不宜超过800 mm;(4)水平采空区最大偏应力和最大应变均随水平采空区直径的增加而呈现出单调增加的趋势。结论认为:垂直采空区的直径可以达到比较大的临界值,其安全性主要属于采空区井壁强度问题;而水平采空区的临界直径值则比较小,其安全性主要属于采空区稳定性问题。     

非成岩弱胶结天然气水合物沉积物弹性力学参数的实验分析

海洋环境中的大部分天然气水合物(以下简称水合物)都存在于弱胶结沉积物中,原状取心难度大、成本高,因而不得不通过室内试验来了解水合物声学性质与弹性力学性质之间的关系。为此,通过室内制备水合物沉积物样品,并对其进行岩石物理实验,通过实验测得了水合物沉积物的岩电、声波参数,根据弹性理论计算出3种不同三轴压力、3种不同粒径骨架、3种不同泥质含量情况下的动态弹性力学参数,分析不同条件对水合物沉积物动态弹性力学参数的影响规律。研究结果表明:(1)在一定的水合物饱和度范围内,水合物的饱和度和沉积物的弹性参数呈现出一定的正比关系;(2)当水合物饱和度一定时,随着粒径(0.125～1.180mm)的变大、泥质含量的减少、轴压的增大,水合物沉积物的动态杨氏模量增大,而泊松比与轴压的关系则不大;(3)建立了弹性参数与泥质含量、轴压的关系模型。结论认为,利用声波测井方法分析水合物的动态弹性力学参数,可以解决水合物取心难、造价高、无法获取连续数据的问题;该研究成果为利用测井资料计算水合物沉积物的力学性质提供了借鉴和参考。     

海洋天然气水合物地层钻井液优化实验研究

海洋天然气水合物（以下简称水合物）地层钻井过程中，钻井液侵入地层有可能造成水合物分解，进而引发井壁失稳等问题。为了破解上述难题，实验研究了甲烷水合物在不同分解方式下的分解规律，引入Peng-Robinson方程计算实验过程中甲烷气体摩尔数的变化，优化了钻井液抑制水合物分解评价实验方法，并利用该方法实验分析了动力学抑制剂DY-1和改性卵磷脂对水合物分解特性的影响规律，进一步优化出适用于水合物地层使用的水基钻井液。研究结果表明：①注冷溶液不卸压的方式是钻井液抑制水合物分解最佳的评价实验方法；②水合物动力学抑制剂DY-1和改性卵磷脂均可通过吸附在水合物表面阻缓传热传质来延缓水合物分解，可作为钻井液水合物分解抑制剂；③优化出的钻井液体系具有良好的低温流变性和抑制水合物生成及分解性能，同时具有良好的页岩抑制性和润滑性等，可以满足海洋水合物地层钻井液技术的基本要求。结论认为，该研究成果可以为我国水合物开发提供钻井液技术支撑。     

深水浅层非成岩天然气水合物固态流化试采技术研究及进展

基于我国海域天然气水合物钻探取样储层具有埋深浅、无致密盖层、非成岩、弱胶结、易于碎化等特点,提出了针对深水浅层非成岩天然气水合物固态流化试采方案,其核心思想是将深水浅层非成岩天然气水合物矿体通过机械破碎流化转移到密闭的气、液、固多相举升管道内,利用举升过程中海水温度升高、静水压力降低的自然规律使水合物逐步气化,变非成岩天然气水合物分解过程的不可控为可控,实现深水浅层天然气水合物安全试采;其工程实施策略为目标勘探确定井位、随钻测井证实水合物层位、钻探取样及分析作为试采实施依据,即在钻探取样获取岩心后确定水合物有效层位,依托深水工程勘察船、采用无隔水管钻杆钻进至水合物层后固井并建立井口,采用自主的井下喷射工艺使含水合物沉积物在举升过程中自然分解,利用密度差实现部分砂回填,其余气、液、固流化物返回地面测试流程,经过高效分离、气体储集、放喷等技术实现快速点火测试。2017年5月,中国海油在南海北部荔湾3站位依托深水工程勘察船"海洋石油708",利用完全自主研制技术、工艺和装备,在水深1 310 m、水合物矿体埋深117~196 m处,在全球首次成功实施海洋浅层非成岩天然气水合物固态流化试采作业,标志着我国已在具有自主知识产权的天然气水合物勘探开发关键技术上取得历史性突破。     

天然气水合物：海洋新能源

7月1日，在中油集团公司召开的石油工程建设企业工作会议上，四川油建公司荣获中油集团公司石油工程建设优秀企业称号。公司总经理廖扬忠被评为工程建设企业优秀管理者。     

天然气水合物:海洋新能源

进入21世纪,能源危机越来越紧迫,寻找新的可代替传统石油和天然气的能源已经刻不容缓。最近,天然气水合物被誉为21世纪人类可持续发展的战略接替能源。 天然气水合物是在特定的高压低温条件下,天然气与水结合生成的一种外观似冰的白色结晶固体。但它与冰的性质不同,对温度没有过多要求,也被称为甲烷水合物。 天然气水合物主要存在于地球表层圈层中,赋存区域以大洋边缘海区的洋底沉积物中为主,也产于大陆极地永久     

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。      

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。     

海底天然气水合物原位提纯分离器结构设计及优选

深水浅层非成岩天然气水合物储层胶结性差、含砂量大,在应用固态流化方法开采时原位提纯除砂回填具有可降低能耗、增加开采效率和防止储层坍塌等优势。基于固态流化开采方法提出了原位分离工艺,根据相关经验公式设计了原位分离器结构和初定参数,并采用CFD-Fluent结合单因素法与正交试验法对分离器溢流口直径、锥角、圆柱段长度以及底流口直径等结构参数进行了优选分析。分析结果表明,随着溢流口直径、锥角、圆柱段长度和底流口直径的增大,分离效率先增大后减小;采用单因素法优选结构参数后分离器除砂效率高达98.7%、天然气水合物回收效率高达97.8%,采用正交试验法优选结构参数后分离器除砂效率高达93.8%、水合物回收效率高达98.5%;从最大程度回收天然气水合物考虑,正交试验法对提纯分离器结构参数进行优选效果更好,且应着重考虑底流口直径。本文研究成果可为天然气水合物混合浆体原位提纯分离器设计、制造提供参考。     

改性PVP天然气水合物动力学抑制剂的制备及性能评价

针对聚乙烯吡咯烷酮(PVP)在低温下抑制天然气水合物效果变差,甚至丧失的问题,以N-乙烯基吡咯烷酮(NVP)和甲氧基聚乙二醇丙烯酸酯(MPEG2000)为原料,采用沉淀聚合法制备一种低相对分子质量改性PVP天然气水合物动力学抑制剂MNVP。通过单因素法考察了不同反应条件对MNVP相对分子质量的影响,并采用蓝宝石高压可视化装置对MNVP的抑制性能进行了评价。评价结果表明,在4℃、7 MPa(即过冷度为5 K)下,MNVP对天然气水合物的抑制效果明显。当MNVP平均相对分子质量为15.0×10⁴,加量为1.5%时,天然气水合物形成的诱导时间可长达401min。     

公式法预测天然气水合物形成条件及其评价

天然气水合物的形成会对天然气开采及运输过程造成危害,因此,预测天然气水合物形成条件至关重要。目前,预测方法主要有热力学模型法、公式法及图像法。其中,公式法因计算简单、方便工程应用而备受关注。介绍了8种不同公式,通过已知压力计算温度和已知温度计算压力两种情况,对非酸性天然气、高含CO_2的酸性天然气、高含H_2S的酸性天然气水合物形成条件的计算值与实验值进行对比。当通过压力计算水合物形成温度时,对于非酸性天然气,推荐使用Bahadori法;对于高含CO_2的酸性天然气,推荐使用Hammer法;对于高含H_2S的酸性天然气,推荐使用ZahediⅠ法。当通过温度计算水合物形成压力时,发现仅有Towerl法、Bahadori法及Hammer法对非酸性天然气计算误差较小,所有公式对高含CO_2的酸性天然气及高含H_2S的酸性天然气均不适宜。     

海洋气水同产井井筒中天然气水合物非平衡生成风险预测

受海水低温环境的影响,气水同产井井筒中天然气水合物(以下简称水合物)非平衡生成问题突出,增加了井筒堵塞等安全事故发生的风险。为此,基于前人建立的甲烷水合物相平衡模型、水合物生成与分解动力学模型,建立了含水天然气采出过程中井筒温度和压力分布模型、海洋气水同产井水合物非平衡生成与分解理论模型;然后基于有限差分法进行数值模拟计算,形成了一套适用于海洋气水同产井生产过程中水合物非平衡生成风险预测方法(以下简称水合物生成风险预测方法);在此基础上,采用某陆上产气井LN-X的数据对该预测方法的可靠性进行了验证,进而研究了不同参数影响下海洋气水同产井井筒中水合物的非平衡生成与分解规律。研究结果表明:①随着日产气量增大或含水率升高,井筒中生成水合物的区域范围减小,同时水合物物质的量也减小,井筒越不易被堵塞,对海洋气水同产井的安全生产越有利;②井口油压越大,井筒中生成水合物的区域范围越大,同时水合物物质的量也越大,越容易堵塞井筒,对海洋气水同产井的安全生产越不利;③不同海面温度下水合物生成区域的范围一致,并且水合物分解区域的范围也一致,水合物物质的量仅在井口位置附近有差异,海面温度越高,水合物物质的量越低。结论认为,所形成的水合物生成风险预测方法可靠,可以为海上气藏的安全生产管理提供理论指导。     

利用声波资料计算天然气水合物饱和度的可靠性实验

为了探讨利用声波速度数据计算天然气水合物(以下简称水合物)饱和度的可靠性,通过岩石物理实验测量非固结砂泥沉积物中水合物生成过程中的纵、横波速度及其变化值;利用物质平衡方程,结合pVT状态方程及其测试条件,建立了实验过程中水合物饱和度的计算模型;在此基础上,分析了非固结沉积物声波速度随水合物饱和度增加的变化规律,利用修正的Lee权重声波公式,计算了水合物的饱和度,并与实验得到的饱和度数据进行了比较。研究结果表明:(1)在水合物含量达到一定程度的情况下,可以利用声波资料计算水合物的饱和度;(2)随着沉积物中水合物含量的不断增加,非固结砂泥沉积物的纵、横波速度也随之增大,二者之间具有较好的线性相关性;(3)利用声波资料计算所得的水合物饱和度数值与实验室测试得到的结果可比性较高、误差较小。结论认为,该研究成果为利用实际声波测井资料计算水合物的饱和度提供了依据。     

Effect of a nonionic surfactant on the formation of natural gas hydrate in a diesel emulsion system

Abstract

In order to investigate the effect of different nonionic surfactants on hydrate formation in oil-water emulsion systems, the hydrate formation experiments were carried out in a diesel water-in-oil emulsion system with a water cut of 40% using nonionic surfactants such as Span80, Tween80, Span20 and Tween20, respectively. The results show that under the experimental conditions of 275?K and 7?MPa, a certain concentration of nonionic surfactant can promote the growth of hydrates in diesel emulsion systems, shorten the hydration reaction time, and have a significant effect on the improvement of gas storage density. The combination of Span80 and Tween80 in a mass ratio of 1:1 was the most effective in promoting the formation of hydrate in the emulsion system. When the mass fraction was 0.5%, the hydration reaction time was the shortest and the hydrate gas storage density was the highest. Due to the addition of the nonionic surfactant, a stable interfacial film and interfacial charge are formed around the water droplets of the emulsion system, making it difficult for the droplets to approach and polymerize, which maintains the stability of the water-in-oil emulsion system and has great reference value for the study of hydrate storage and transportation.     

沉积物中天然气水合物生成与分解过程的电阻率变化

测定天然气水合物在沉积物形成和分解过程中电阻率的变化对海底天然气水合物的勘探开采具有重要的意义。利用设计的水合物实验装置,以99.9%的甲烷气体—3.5%氯化钠溶液—南海沉积物为研究体系,模拟测量了温度周期变化下海底沉积物中天然气水合物形成与分解过程的电阻率。实验结果表明：当水合物在沉积物中生成时,沉积物电阻率增大。水合物初始成核时,沉积物的电阻率从4.493Ω·m减小至3.173Ω·m,随着水合物的大量形成、聚集,沉积物的电阻率增大至3.933Ω·m,最后随着松散的水合物逐渐老化致密,沉积物的电阻率逐渐减小趋于稳定至3.494Ω·m。当水合物分解时,沉积物电阻率减小。沉积物的电阻率随水合物的分解从6.763Ω·m减小到2.675Ω·m,最后趋于稳定至2.411Ω·m。温度震荡可促进沉积物中高饱和度水合物的形成,并且沉积物的电阻率随水合物饱和度增加而增大。样品的水合物饱和度从初次水合物生成时的21.80%增大到水合物再次生成时的82.17%,其电阻率从3.494Ω·m增到6.763Ω·m。     

神狐海域水合物降压-注热开采生产动态分析及参数优化

针对神狐海域天然气水合物藏,利用CMG-STARS软件开展数值模拟,分析了降压-注热驱替法下的开采动态,并对其主要开采参数的影响程度进行评估。研究结果表明:由于神狐海域水合物藏的地层的初始温度较高,本身热量充足,且该储层渗透率较低,注入热水扩散速度慢,注入热量只有很少一部分用于水合物的分解,热量损失大,因此注热效果不明显;综合考虑产气量、生产时间和累积气水比,建议在降压-注热开采的过程中井底压力设为2~3MPa。一步降压可以有效的缩短生产时间,从而提高经济效益,因此在不影响储层稳定性的前提下,开采过程中建议采用最快的降压速度进行降压生产。     

海洋天然气水合物固态流化开采大型物理模拟实验

天然气水合物是继页岩气、致密气、煤层气等之后潜力巨大的接替能源,国内外天然气水合物开采技术研究和试采工程以降压法为主,均借鉴常规油气开采工艺,由于试采时间短,回避了长期开采存在的环境安全、装备安全、生产安全以及工程地质等风险。为此,由西南石油大学、中国海洋石油集团有限公司、四川宏华石油设备有限公司等单位组成的联合项目组历经多年协同攻关,提出了海洋非成岩天然气水合物固态流化开采原理,发明了基于该原理的模拟实验方法和技术,研制和开发了具有完全自主知识产权的全球首个海洋天然气水合物固态流化开采大型物理模拟实验系统。基于上述实验系统,开展了与海洋非成岩天然气水合物固态流化开采相关的天然气水合物样品快速制备、高效破碎及管道输送等物理模拟实验,验证了海洋非成岩天然气水合物固态流化开采相关理论模型的准确性,揭示了海洋非成岩天然气水合物固态流化开采过程中关键参数的变化规律。该项研究成果为全球首次海洋天然气水合物固态流化试采的成功开展奠定了重要的基础。     

天然气水合物射流破碎工具及其配套工艺技术

针对中国海洋天然气水合物(以下简称水合物)储藏埋藏浅和胶结性弱的特点,急需开发一系列保障水合物安全、经济、绿色、高效开采的工艺技术和配套工具。为此,提出了一种在不改变水合物储层温度和压力条件下的射流破碎流化开采水合物的技术思路,同时,开展了射流破碎水合物配套喷嘴工具的设计、室内实验与优化。进而基于室内实验探索了喷嘴射流破碎工作压降、排量、上提下放喷嘴速度和趟数等施工参数与破碎水合物孔眼直径和破碎速率之间的关系,建立了水合物射流破碎流化开采工艺现场施工工程图版。在中国南海荔湾3井采用该方法进行了生产验证。结果表明:(1)水合物射流破碎流化开采工艺技术提高了水合物开采生产效率、保护了储层底层安全,降低了水合物开采能耗;(2)水合物射流破碎喷嘴工具破碎形成的孔径规整、破碎颗粒返排效果好,无领眼时喷嘴射流破碎下放速度不超过7.1 m/h;(3)水合物射流破碎流化开采工程图版解释了射流破碎工况和施工参数对射流破碎水合物孔径和破碎速率的影响规律,为水合物试采施工工艺参数选择提供了参考;(4)水合物射流破碎流化工艺在荔湾3井试采成功,验证了射流破碎流化开采工艺的可行性和其应用于水合物商业开采的广阔前景。     

深水气井测试求产阶段管柱内天然气水合物防治方法

深水气井测试求产过程中,预防与控制天然气水合物(以下简称水合物)堵塞对于保障测试安全至关重要。为此,通过分析不同测试条件下的井筒温压场分布,应用水合物生成—沉积及分解计算方法,评价了不同测试制度下全测试过程中管柱内水合物的沉积与堵塞程度的变化;在此基础上,提出了基于水合物防治的深水气井测试求产方法。研究结果表明:(1)深水气井测试过程中井筒内常形成水合物堵塞风险最大的环雾状流型,测试过程中采取防止水合物堵塞措施比防止水合物生成更加合理;(2)常规四点测试方法要求设置流温较低的低产气量测点,但高压、低温的井筒环境容易导致水合物生成、沉积,测试持续时间过长会增加测试管柱的堵塞风险;(3)所提出的适合于深水气井测试的混序测试制度在不改变测试产气量与时长的前提下,通过调整测点顺序形成的井筒温度变化使水合物沉积层分解,降低了测试过程中测试管柱的最大堵塞程度;(4)对于无出砂、无应力敏感、无反凝析且不产水的深水气井推荐使用三点或二点测试法,相对于四点测试法,前者能有效降低测试管柱内的水合物沉积、堵塞风险,同时又能在保证产能方程准确性的前提下缩短测试时间、降低测试成本。结论认为,该研究成果可以为深水气井的现场测试施工提供帮助。