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。     

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。     

深水浅层钻井液水合物抑制性能优化

深水浅层地质条件复杂,土质疏松、作业压力窗口窄、海底泥线温度低、井筒内易生成水合物,钻井液面临着井壁稳定、低温流变性调控难度大以及环境污染等问题,钻井安全作业风险高。为此,以南海某深水井浅层钻井为研究对象,总结分析了深水浅层钻井液应用现状,建立了深水浅层钻进ECD计算模型和井筒温度场计算模型,分析了深水浅层钻井期间的井筒温度场分布规律和水合物生成风险,结合数值模拟和室内实验,进行了浅层钻井液体系水合物抑制性能优化。研究结果表明,建立的深水浅层钻进ECD计算模型和井筒温度场计算模型,与实测数据对比模型计算平均误差小于8%;计算得出深水浅层钻进期间井筒水合物生成区域范围随着钻井深度的增加逐渐减小,但钻进准备期间及钻进初期,井筒内仍存在水合物生成风险;常规半防钻井液体系优化为HEM+14%NaCl+6%KCl,可满足正常钻进期间作业需求。结论认为:通过深水浅层钻井液体系优化,可以减少钻井液体系中水合物抑制剂的加入,简化钻井液配方,降低钻井成本,提高作业效率,为深水油气钻探钻井液设计提供指导。      

深水气井天然气水合物预防方法比较研究

通常采用的水合物预防方法有注入抑制剂、井下节流、采用重力热管或注入热流体等。为分析其应用于深水气井井筒时的适用性和高效性等,开展了深水气井井筒天然气水合物预防方法的比较研究,比较分析了注抑制剂、采用重力热管和井下节流等方法抑制水合物生成的机理。抑制剂直接阻碍水合物的成核和生长,重力热管法与井下节流法则是通过调节井筒温度和压力分布,使其不具备水合物生成条件。利用改进的双流体模型计算井筒内温度和压力分布,以南海东部某深水气井设计资料为基础,比较分析了此3种方法对天然气水合物生成区域的影响规律。分析结果表明:注入抑制剂后,在低浓度范围内,随浓度增加初始生成位置呈小幅上升趋势;在高浓度范围内,随浓度增加初始生成位置大幅度上升;在热流体注入口附近,井筒流体温度出现突变,并随注入量增加与注入温度升高而升高;高产量下,井下节流使水合物生成区域增大;低产量下,节流后水合物生成区域减小。研究结果可为深水气井井筒流动安全保障设计提供参考。     

气井井筒水合物预测研究

天然气中的各种组分分子在一定温度和压力下,与游离水结合,形成结晶笼状固体,在生产的过程中会堵塞油管,严重的时候甚至造成停产.考虑井筒中天然气温度和压力的耦合,从井底逐点迭代计算出井筒中天然气温度、压力的分布,再用判别水合物的热力学模型逐点判别是否形成水合物和找出水合物生成的具体位置,为防止水合物的生成提供指导作用.可以通过降低井筒压力和提高井筒温度或降低天然气体系的形成温度2个方面着手预防水合物的生成,防止水合物生成可作为开发前期选择油管考虑的一个因素.     

深水浅部水合物储层水平井井筒温度计算模型

利用水平井开发水合物储层具有动用范围大,产气速率高,经济效益高的特点,但由于井下温度的变化,水合物易在钻井时发生分解,诱发井壁失稳。基于南海神狐海域储层和钻井基本参数,研究了水平井钻井过程中井筒热量传递过程,构建了泥浆循环过程中井筒温度剖面计算模型,研究了地面泥浆排量、密度、初始温度、水平位移等参数对井筒温度场的影响规律。研究发现:泥浆注入排量是影响井筒温度剖面的主要因素,而泥浆密度则是次要因素;水平位移越大,井筒内泥浆与地层的热传导越充分。该研究成果可为南海神狐海域水合物储层水平井试采时泥浆参数和井身结构设计提供参考依据。     

深水天然气井水合物预测研究

为了抑制深水天然气井生产测试时生成水合物,针对深水环境海底高压低温特性,研究水合物生成与井筒压力、温度分布和含液量的关系,通过井筒分段方式建立井筒温度分布预测模型,考虑冷凝水和凝析油的影响,建立含液天然气井井筒压力分布模型.实例计算表明,低产气量、低井口压力状态生产测试时和开关井过程中,靠近海床的井筒及以上部分温度下降显著,有利于水合物生成.理论计算和实测值吻合较好,说明建立的模型和理论计算结果能很好地指导实际生产.     

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     

深水钻井天然气水合物井筒多相流动模型及敏感性分析

深水天然气水合物层钻井时,水合物颗粒随钻井液上返过程中会随压力降低、温度升高而不断分解,管流相态、特征参数变化明显,对井控要求高。在天然气水合物动态传质分解基础上考虑管流速度、温度及压力对其分解的影响,建立了深水天然气水合物井筒气、液、固复杂介质非平衡相态条件下的多相流动求解模型,并采用数值模拟方法对天然气水合物分解过程中在不同机械钻速、钻井液排量和钻头尺寸下多相流动敏感性影响因素进行了分析,结果表明:天然气水合物摩尔分解速率随着分解反应的进行而降低,随着相对流速的变大而增大,随着环境压力降低而变大,随着环境温度降低而变小,总摩尔分解速率随着破岩粒径的降低而变大;随着钻头尺寸、机械钻速增大,环空流速增加,环空压力降低;随着钻井液排量增大,井筒流速增加,井筒压力升高。上述结果可为深水天然气水合物层钻井井下安全控制提供参考。     

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     

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。     

天然气水合物钻探近井地层与井筒热量传递规律研究

在天然气水合物钻探中，井筒温度变化易导致储层水合物分解，产生大量以甲烷为主的气体侵入环空。侵入气体随环空流体上返过程中，当环空温度压力等环境符合水合物二次生成条件时，水合物会在环空大量生成并附着井壁，堵塞环空引发井壁失稳、井喷等事故。文章研究了水合物钻探过程中井筒地层段的温度分布和热量传递规律，研究发现，环空流体温度降低易导致水合物生成，温度过高则会增大水合物储层的分解速率；钻井液入口温度越高，热量由环空传入地层的井段越长，反之越短；相较于低密度钻井液，高密度钻井液对井底温度影响更大；排量变化也会对井筒温度分布产生较大影响。因此，在水合物钻探过程中，通过对入口流体温度、排量和密度参数进行合理调节，避免发生储层水合物失控分解，对于保障水合物钻探过程井筒稳定，实现水合物安全钻采具有重要意义。文章阐明了热流量在井筒中的变化规律，通过计算井筒地层段中各区域换热速率和换热量的大小，为水合物钻探井筒温度监测提供理论支撑。同时也为后续的水合物得到井筒温度变化研究提供参考。     

海洋天然气水合物藏钻探环空相态特性

海洋天然气水合物藏钻探过程中,水合物钻屑随钻井液向上返出,随着温度升高、压力降低,水合物钻屑上升至一定位置开始分解,使井筒流动变为环空复杂气液固多相流,这对井下流动安全产生严重威胁。考虑井筒温度、压力与水合物分解的耦合作用与影响,建立了海洋天然气水合物钻井过程中井筒温度模型、井筒压力模型、水合物动态传质分解模型和复杂环空多相流模型。通过模型求解,数值分析了井筒温度、环空压力和水合物分解在不同钻井工况下的变化规律。结果表明:增大钻井液排量,井筒中井底处循环钻井液温度升高,环空中井口处返出钻井液温度降低,分解起始位置下移;增大钻井液密度,环空压力升高,分解起始位置上移;增大钻井液入口温度,井筒温度升高,分解起始位置下移;增大机械钻速,分解起始位置不变。     

高温高压气井测试期间水合物防治技术研究

从测试井筒温度压力场的分布规律研究入手,预测分析高温高压井测试过程中水合物生成可能性,建立了高温高压测试期间井筒温度和压力场理论计算模型,通过室内模拟实验建立了天然气水合物生成条件的预测模型,结合高温高压井测试期间现场情况,提出了水合物防治的具体措施,进一步降低了测试作业施工过程中事故和风险。     

井筒四相流动理论在深水钻完井工程与测试领域的应用与展望

海洋深水油气钻完井过程中,井筒内流体流动是一个多组分、存在相变及流型转化的复杂四相流动过程。为了进一步揭示深水钻完井井筒多相流动规律,基于井筒四相流动理论,阐述了其在深水油气钻完井工程领域的应用进展;然后,针对该理论在深水钻完井某些特殊工况下存在的局限性,展望了井筒多相流动理论未来的发展趋势。研究结果表明：①深水钻完井井筒四相流动理论能够充分考虑深水井筒中的各种物理化学现象,可以实现对井筒瞬态温度、压力的精确刻画,进而为深水钻完井水力参数优化设计提供坚实的理论基础;②深水钻井井涌发生后,在泥线低温高压环境作用下,井筒内气相易生成天然气水合物（以下简称水合物）相变,从而改变井筒气体体积分数的分布特征;③在井底高温高压作用下,井筒酸性气气体存在着超临界相变,导致高含酸性气体的气侵具有“隐蔽性”;④深水气井测试过程中,井筒四相流动理论能够准确刻画井筒内水合物沉积、堵塞全过程,为深水气井测试过程中水合物的防治提供理论依据;⑤深水钻井井筒多相流动理论今后的发展趋势,将涉及井筒与深水特殊地层耦合作用机制、深海水合物钻井井筒多相流动理论及支撑深水钻井新技术的井筒多相流动理论的研究。     

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目前从天然气水合物中开采天然气的方法，主要有热激发法、化学试剂法和减压法。文章通过适当简化，从理论上推导出减压法开采天然气的数值模型和水合物分解前缘边界曲面离井筒距离表达式，并对推导出的偏微分方程经过线性简化和自相似原理，推导出多孔介质水合物地层中压力和温度的分布方程和天然气产量方程。通过实例，研究了多孔介质水合物地层中压力和温度的分布规律,即离井筒越近，压力和温度越小。进行了影响水合物分解前缘边界曲面离井筒距离各影响因素的敏感性分析，得到了减小井筒压力和增大地层温度可以使离井筒越远地方的水合物层分解释放出天然气,天然气的产量随着开采时间的增大而逐渐减小但最终趋于一稳定值的结论。     

隔热套管下入深度对天然气水合物的抑制分析

针对井筒天然气水合物堵塞难题,采用隔热套管到深水气井中可减少海水以及地层与井筒的传热,也能实现井筒流体保温,降低天然气水合物生成风险。国内隔热油管一般适用于稠油热采中提升稠油温度,因隔热套管价格昂贵且过多层位隔热套管会引起强度不足,导致测试失败。因此精准确定隔热套管的下入深度可以极大地减少开采成本,最大化地实现井筒保温。在套管微元体迭代求解数值方法下,得到套管最佳下入深度的离散解,保证了最佳下入深度的收敛性。以我国南海Y气井建立的深水气井为研究对象,对天然气水合物的形成井段以及温压临界条件进行了模型预测,确定了在固定的井产量下隔热套管最佳的下入深度。研究结果表明:设计优选出的E级隔热套管外径127 mm,导热系数0.006 W/(m·℃),抗拉载荷615 k N;该隔热套管下入井筒1 500 m处,可提升井筒流体温度15℃,满足井筒多产量采气要求,可以有效抑制井筒生成天然气水合物。研究内容和所得结论对于深水气井抑制天然气水合物的形成以及有效地控制开采投资具有一定的参考作用。     

凝析气井水合物生成变化规律研究

基于井筒温度压力分布模型和水合物生成模型,综合考虑等温闪蒸模型和定容衰竭因素,提出了针对凝析气井水合物生成条件的计算方法,并且用C++编程语言对模型进行编写。以雅克拉凝析气田X井为例,分析了凝析气井在同一时刻和不同时刻的水合物生成变化规律。研究结果表明:在计算凝析气井水合物生成条件时,必须考虑相态变化;不同衰竭压力下,井筒中水合物生成的温度曲线不同;同一地层压力下,随深度增加,水合物生成温度升高;井筒任意位置,随地层压力的降低,水合物生成温度降低。     

深水钻井防喷器温度场数值模拟研究

深水防喷器所处环境为低温高压,如有气侵出现,容易在防喷器位置生成天然气水合物,阻塞防喷器,产生井口安全隐患。为此,结合深水钻井工况,建立了深水钻井条件下闸板防喷器与环形防喷器的三维空间模型,并利用Fluent软件进行了温度场数值模拟,得到了防喷器不同位置的温度场分布。在此基础上,结合天然气水合物生成条件分析了防喷器的温度场分布,以及加热管对防喷器温度场的影响规律,并优选了加热管的布置位置。结果表明,在模拟环境条件下,闸板防喷器横向位置依靠防喷器通径内壁加热即可满足天然气水合物预防要求,在纵向侧面1/4处布置加热管效果较好;管线数量对环形防喷器温度场的影响很大,为满足温度高于天然气水合物形成温度的要求,可以将优化加热管数量与保温措施结合起来进行。