水合物地层低热固井水泥浆用相变微胶囊的制备及应用

当深海固井遇到天然气水合物地层时,由于水泥浆水化放热,导致水合物的相变平衡条件发生改变,诱发水合物分解,引起二界面胶结质量下降等问题。为提高水合物地层固井质量,可向水泥浆中添加具有吸热控温作用的相变微胶囊,可有效降低固井水泥浆的水化升温。基于此,以配比石蜡为控温芯材、碳酸钙为壁材,利用自组装法制备了一种使用于深水水合物地层固井水泥浆控温微胶囊。由于固井水泥浆在达到水合物地层的过程中,外界温度环境复杂,单一相变温度的控温芯材极易失效。为扩展控温区间,选用切片石蜡与白油作为混合芯材,控温区间达到14.8~39.8 ℃。研究表明,该微胶囊表观形态良好、彼此无团聚,在热循环过程中,不易发生泄漏。与水泥浆复配后,对水泥浆流变性能无明显影响。在低掺加量时,微胶囊主要起降低水泥浆峰值温度的效果,并提升水泥石整体力学强度;高掺加量时,微胶囊既可以有效降低水泥浆峰值温度,也可以明显地延缓水泥浆放热速率。     

天然气水合物开采储层出砂研究进展与思考

天然气水合物开采井眼出砂问题是当前水合物产业化急需突破的瓶颈之一,解决水合物开采时防砂与产能平衡问题是实现水合物安全高效、长期可控开采的关键.我国海域典型水合物储层属于弱固结的低渗泥质粉砂储层,其面临的防砂控泥与增产矛盾较为突出.厘清不同水合物储层和开采条件下的井眼出砂规律并揭示其机理,进而制定科学合理的防砂控泥措施以实现产能最大化是解决上述矛盾的途径所在.从理论分析、数值模拟、室内实验和现场试采4个角度介绍了世界范围内已开展的水合物出砂防砂情况,分析总结了水合物储层出砂影响因素及出砂机理,最后探讨了目前出砂研究存在的问题和挑战,并给出了相应的建议,旨在为后续水合物开采井眼出砂预测和防控研究提供思路和参考.     

钻井液侵入时水合物近井壁地层物性响应特征

目前,国内外学者对钻井液侵入水合物地层的室内实验模拟研究停留在较小尺度上且可靠性难以验证,尚需利用与实际地层物性参数较为贴近的沉积物模型, 开展大尺度的实验模拟,为改善水合物地层钻井过程中钻井液工艺和测井准确识别与评价水合物储层提供依据.根据墨西哥湾水合物地层主要物性参数指标压制了相应的人造岩心,进行了人造岩心钻井液侵入实验.结果表明:水合物在加热分解过程中,温度与压力呈上升趋势,而电阻率先升高后下降,水合物相平衡条件不仅与温压条件有关,还受孔隙水盐度不断变化的影响。钻井液侵入岩心过程中,压力的传递速率快于热量的传递,易使原始岩心孔隙中的水、气在压力升高而温度尚未改变的情况下生成二次水合物.钻井液温度是水合物分解的主要因素,而压差有利于提高孔隙水压力,保持水合物的稳定.高密度钻井液虽有利于形成高压差和抑制水合物在钻井液中形成,但也会导致钻井液低侵并使井周水合物更易分解.因此,在实际水合物地层钻井中,为了减少钻井安全事故,应在安全密度窗口范围内尽可能提高钻井液密度,选用温度较低的钻井液并加入一定量的动力学抑制剂或防漏失剂.电阻率测井应该选用随钻测井方式或者深侧向测井值,从而避免因水合物分解导致的测井失真.      

非开挖铺管工程成本管理研究

本文在对非开挖铺管工程成本构成深入分析的基础上,应用偏差分析法对非开挖铺管工程成本的管理进行了探索性研究。     

最新国际天然气水合物研究现状与资源潜力评估(上)

地层骨架孔隙中水合物的高质量形成是开展水合物实验研究的前提和物质基础,可为我国深水油气及水合物资源开发提供理论指导。依据南海GMGS2-07井水合物层地质条件,利用TOUGH+HYDRATE数值模拟软件和自主研制的水合物反应生成装置开展数值模拟和实验研究,在验证数值模拟方法准确性和可靠性的基础上,通过控制变量法分别开展不同地层导热系数和含水饱和度条件下水合物生成质量的影响研究。结果表明：(1) 数值模拟与室内实验过程中,水合物形成时温度、压力与三相物质变化趋势一致且特征值十分接近,验证了数值模拟方法的准确性和可靠性。(2) 导热系数越大,水合物生成越快,最终形成的水合物饱和度越大,分布也更加均匀。但导热系数与最终形成水合物的饱和度的正负相关性,存在临界边界。本次所选用的反应釜尺寸,临界边界距上、右边界距离为1.8 cm,临界边界内导热系数与水合物饱和度呈正相关性,临界边界外呈负相关性。临界边界随着反应釜尺寸的增大而增大,但临界边界位置不受地层渗透率的影响。(3) 随地层含水饱和度增加,最终形成的水合物饱和度先增大后减小,峰值处含水饱和度小于初始压力条件下的理论气水比。当初始压力为7.8 MPa,含水饱和度约22.23%时,所形成的水合物饱和度最大且分布最不均匀。由此可知,选用高导热系数材料制备地层骨架、使初始含水饱和度低于气水理论比以及调整初始温压条件使之偏向相平衡曲线左方有利于形成分布均匀的高饱和水合物。研究认为深水油气含水合物固井和水合物资源钻采提供依据,为水合物商业化开采提供技术储备。

     

俄罗斯СГ-3超深井钻探工程的启示

在我国开展“中国大陆科学钻探工程选址与钻探试验”前期研究的背景下,回顾归纳了前苏联СГ-3超深井科学钻探工程的巨大成就及其存在问题。通过对其经验教训的再思考,论述了我国未来超深科学钻探工程中应重视的科技目标与工程管理、科学选址、防治井斜和配套钻探新成果等问题,并得出相关结论。     

基于紧密堆积理论的低密度固井水泥浆设计

合理的颗粒级配是提高固井水泥环内部密实度、早期力学强度和界面胶结能力的关键。基于此,本文从几种典型的连续颗粒级配的紧密堆积理论中优选出DFE进行固井水泥浆体系设计,并通过大量实验首次确定了适宜G级油井水泥基深水固井水泥浆体系设计的n值最优范围：0.33~0.40。结合激光粒度分析仪实测结果,在粒径≤3.38 μm、3.38~70.70 μm、≥70.70 μm三个范围内依次采用纳米CaCO₃（nano CaCO₃,以下简称“NC”）、G级油井水泥和漂珠,并按DFE（n=0.33~0.40）体积分布曲线进行混配。在此基础上,提出一种密度为1.50 g/cm³的低成本低温早强三元固相级配水泥浆体系,并与漂珠二元固相水泥浆体系和NC二元固相水泥浆体系的性能进行对比。研究结果表明：该三元体系水泥石的抗压强度、抗折强度和二界面胶结强度相比于漂珠二元体系和NC二元体系分别提高了7%~21.1%、13.4%~51.9%和41.4%~122.2%。三元体系的固井水泥石在垂向上的最大密度差为0.022 g/cm³。基于DFE设计的三元体系具有良好的流变性、稳定性和力学性能。DFE对于多元固井水泥浆体系的设计和应用具有一定的指导意义,在保证低密度的前提下能够有效地提高固井水泥石的早期强度和综合性能。     

深水油气固井水合物储层物性响应与高压气水反侵研究

固井作业是能源开采过程中的一道重要工序,当深水油气固井遇到水合物地层时,固井水泥浆水化放热会引起近井壁储层中水合物分解和产生高压气水反侵,从而严重影响固井质量,甚至导致固井报废和井壁失稳,为减小和避免水合物分解的不利影响,明确不同固井工艺条件下水合物储层的物性响应和高压气水反侵规律是关键。以南海神狐海域水合物钻探工程GMGS-1中SH2站位勘探井为研究对象,建立固井二维数值模型,采用TOUGH+HYDRATE数值模拟软件再现固井水泥浆侵入和水化过程,分析过程中近井壁储层物性响应规律,得出南海水合物储层不同固井压差与水泥浆放热速率条件下高压气水反侵的临界条件判别曲线,并创新性地采用“连续分段模拟”思路解决水泥浆的动态放热问题。结果表明:水泥浆初凝之前主要可分为诱导、分解和二次水合物生成3个阶段;侵入行为主要发生在保压时期,当压力卸去后侵入深度基本不再增加;水化放热造成的温度升高导致水合物大量分解,产生的高压气水向四周运移,而压力卸去之后,高压气水向环空方向反侵的趋势更加明显;水化放热速率越大,固井压差越小,气水反侵发生的可能性越大,发生时间越早。对于浅部水合物储层,降低固井水泥浆水化热可有效减少反侵现象的发生,提高固井质量,而对于埋藏较深的储层可在破裂压力范围内同时使用较高的固井压差。本研究对水合物地层固井工艺参数优选具有良好的指导和借鉴作用。      

一种海洋水合物地层钻井用新型钻井液

随着全球对天然气水合物勘探与开发的关注越来越多, 水合物地层钻井技术的研究也得到了日益重视.但是, 水合物地层钻井存在井内水合物分解与重新生成从而影响井内安全的严重问题.为了解决这一问题, 针对水合物地层的钻井特点, 结合现有的纳米材料, 通过大量实验优选出一种适合海洋天然气水合物地层钻井用的纳米SiO₂钻井液: 海水+2%纳米SiO₂+3%膨润土+1%Na-CMC+3%SMP-2+1%PVP(K90)+2%KCl, 并对其低温常规性能和水合物生成抑制性能进行了实验评价.实验结果表明, 该钻井液具有适中的密度、良好的低温流变性和泥页岩水化抑制性, 并能够长时间有效抑制近井壁地层中的水合物分解气在钻井液循环系统中重新生成水合物, 有利于保障井内安全和钻井作业的顺利实施.      

含动力学抑制剂的聚合醇钻井液水合物抑制性研究

对含动力学抑制剂的聚合醇钻井液水合物抑制性进行了实验研究。实验结果表明,加入PVP的水基聚合醇钻井液能够有效抑制甲烷水合物的生成,而PVP(K90)的抑制效果明显优于PVP(K30)。在温度为0℃、初始压力为18 MPa的条件下,只需向水基聚合醇钻井液中添加1%的PVP(K90),就能够确保循环管路中20 h内不会生成水合物。