防止深水钻井地层水合物分解的实验研究

利用水合物抑制与分解评价模拟实验装置,研究了搅拌条件、膨润土、钻井液添加剂以及水合物抑制剂对气体水合物形成的影响规律,考察了水合物的分解规律。结果表明,搅拌和膨润土的存在可加速水合物的形成,多数钻井液处理剂对水合物形成有一定抑制作用;改变水合物的存在条件(温度、压力)可引起水合物的分解;单一的热力学抑制剂可使水合物立即分解;而使用动力学和热力学抑制剂复配的深水钻井液既可防止天然气形成水合物,又可适当延缓水合物的分解时间,减少水合物分解造成的井喷。     

气体水合物动力学和热力学抑制剂复合作用试验

气体水合物动力学抑制剂具有使用剂量低、对环境友好等特点,但其抑制效果受过冷度等影响较大。在对水合物热力学与动力学抑制剂抑制机制分析的基础上,通过试验,对动力学抑制剂(N-乙烯基己内酰胺)抑制作用及其与热力学抑制剂(甲醇)的复合效果进行研究,分析热力学抑制剂含量、压力、过冷度和过冷时间对复合体系水合物抑制效果的影响。结果表明,N-乙烯基己内酰胺与甲醇复合,可在更高的过冷度条件下产生较好的动力学抑制效果,其作用受压力和过冷时间影响较大。     

含热力学抑制剂钻井液侵入天然气水合物地层扰动模拟

深水油气勘探开发过程中,为防止井筒内生成天然气水合物,在钻井液中添加水合物热力学抑制剂是有效措施之一。然而含水合物热力学抑制剂钻井液侵入水合物地层的扰动影响鲜有报道。为探究水合物热力学抑制剂对水合物层的扰动规律,利用超声波测试手段,研究了NaCl、乙二醇两类水合物热力学抑制剂钻井液侵入水合物岩样的过程,并讨论了适用于水合物地层钻井液的设计要点。结果表明:含水合物热力学抑制剂的钻井液相比未含抑制剂的钻井液会显著促进水合物分解,且随着抑制剂浓度的增加,水合物分解速度会大幅度增加;NaCl盐类抑制剂促进水合物分解的作用明显强于乙二醇醇类抑制剂;钻井液侵入水合物地层引发的水合物分解呈现非匀速现象。深水钻探水合物地层时,防止地层中水合物的分解与抑制井筒中水合物的生成是相互矛盾的,研发适合水合物地层的钻井液配方来平衡这个矛盾是有效途径。     

温度场扰动对天然气水合物相态的影响机制

钻井液是保障钻井安全与井壁稳定的关键,但在天然气水合物钻探过程中存在钻井液侵入水合物储层,发生传质传热导致水合物储层升温失稳,因此深入了解此过程中温度场扰动对天然气水合物相态的影响规律,对天然气水合物资源钻井安全意义重大。基于分子模拟探究温度场对水合物相态的影响规律,阐明含热力学抑制剂体系在变温过程中的水合物生成与分解机制。结果表明：在压力一定的条件下,水合物不但具有强温度敏感性,而且水合物的稳定性还具有时间相关性;在低温区持续时间越长,水合物二次生成风险越大,在高温区持续时间越长,水合物分解量越大;尽管热力学抑制剂可以显著减小水合物二次生成量,但也会显著加快储层水合物的分解;合理控制钻井液体系的热力学抑制剂量及钻井液注入温度,对维持储层水合物相态稳定及防止水合物二次生成至关重要,为天然气水合物高性能钻井液体系构建提供了理论支撑。     

琼东南深水钻井井筒天然气水合物抑制剂推荐浓度确定方法

中国石化将对琼东南深水区域展开油气勘探开发工作,而深水钻井时部分井筒处于高压低温环境中,若有气体侵入,易形成天然气水合物,导致诸多复杂情况的发生。通过对根据琼东南海水温度场的分布规律,考虑不同井段、不同钻井工况、不同钻井水力参数条件,分别建立琼东南深水钻井井筒内温度场和压力场的计算方法,并对深水钻井条件下天然气水合物相态平衡条件进行研究。建立了天然气水合物相平衡压力-温度条件的确定方法。结合深水钻井井筒中的温度场、压力场以及天然气水合物的相平衡条件,联合建立了琼东南深水钻井井筒中天然气水合物生成区域的预测方法和抑制剂浓度的确定方法,并通过琼东南华光区域某一口深水井进行实例计算,得出了各开次水合物可能形成的区域。并分析了钻井工程相关参数对水合物形成区域的影响规律。最终得出了抑制剂的推荐浓度方案。     

天然气水合物抑制剂BVP性能研究

随着国内天然气开采规模的日益扩大和深海开采的进行,由天然气水合物所引起的问题,日益受到了石油天然气研究人员的重视。为抑制天然气水合物的生成,急需研究开发出加量少、效率高的水合物抑制剂。为此,自主合成了新型动力学水合物抑制剂BVP,采用自制评价设备,以四氢呋喃法[THF]对其性能进行了评价。评价结果： BVP加量为0.5%～0.75%时,水合物结冰温度为-8℃,过冷度为-10℃;结合天然气水合物抑制剂PVP做性能对比,BVP的性能明显优于PVP,BVP浊点较PVP浊点提高了27.2℃,相同加量条件下BVP承受过冷度较PVP承受过冷度低2～3℃;结合热力学抑制剂复配,最优复配方案：5%～10%NaCl 0.5%BVP,该复配方案下溶液能够承受过冷度达-12℃～-16℃。     

联用型水合物抑制剂在循环管路内抑制性能研究

水合物造成的流动安全问题长期以来困扰着油气生产和运输部门。低剂量水合物抑制剂包括动力学抑制剂和水合物阻聚剂,因其用量小、经济环保等优点逐渐受到油气工业界重视;但二者单独使用均有其局限性,而关于二者联用时对油水体系内水合物抑制性能方面的研究则鲜有报道。采用自行设计搭建的水合物循环管路,系统研究了动力学抑制剂与水合物阻聚剂联用时的抑制性能;并与单独加入水合物阻聚剂体系进行了对比分析。实验结果表明,与单独加入水合物阻聚剂体系相比,动力学抑制剂的加入可有效抑制水合物的成核和生长,延长水合物形成的诱导时间和生长时间;二者联用后导致水合物形成初始阶段易发生颗粒间的相互聚积,随着水合物持续形成,水合物环路发生了严重的沉积堵塞现象。最后分析了二者联用时在多相混输管道内的抑制机理。     

深水钻井井筒水合物生成风险评估研究进展

国内外对于水合物在集输与采油过程中水合物生成堵塞研究较多,但深水钻井工况下水合物生成堵塞研究很少,水合物生成堵塞风险综合评估仍有待进一步研究。深水钻井过程中水合物易造成井筒堵塞,并诱发系列的井下事故风险,本文针对在深水钻井过程中在井筒低温高压条件下水合物在钻进、起下钻、压井等工况中的水合物生成堵塞风险评估开展理论与实验方面的调研。通过系统介绍天然气水合物的生成风险类型,水合物的生成风险评估环境分为钻遇含天然气地层井筒和在正常深水钻井井筒两种情况。当前深水钻井水合物生成风险预测模型：①基于V-P模型推导、②基于络合溶解理论、③基于智能算法等;水合物生成风险实验评估主要包括基于光学检测、基于超声检测、基于电学检测、基于CT技术、基于核磁共振成像技术等。水合物生成风险定量评估方法主要基于过冷度和无量纲施工参数。综合分析发现深水钻井过程中现有的水合物生成风险预测模型存在计算复杂,无法很好的深水钻井工况契合;而水合物生成风险实验评估都存在无法很好的模拟还原深水钻井循环,起下钻,关压井等复杂工况下生成堵塞风险。结合琼东南深水气田群开发钻完井关键技术研究子课题深水钻井多边界条件下水合物生成风险评估与处理方法研究项目对来深水钻井天然气水合物生成风险的研究重点进行了展望。     

一种动力学天然气水合物抑制剂合成研究

研发低剂量水合物抑制剂部分代替传统热力学水合物抑制剂是目前水合物研究的热点之一。为提高聚N-乙烯基吡咯烷酮的性能,采用N-乙烯基吡咯烷酮与马来酸酐合成了聚合物MVP。利用四氢呋喃法研究了MVP的合成条件及对水合物的抑制效果。研究表明,以乙二醇丁醚为溶剂,双氧水为引发剂时,马来酸酐与N-乙烯基吡咯烷酮质量比为3∶4、反应温度(80～100)℃、反应时间9 h条件下合成MVP对水合物抑制效果良好。该条件下合成的MVP与聚N-乙烯基吡咯烷酮相比对水合物具有更好的抑制效果,相同加量下能够承受过冷度较聚N-乙烯基吡咯烷酮高3℃;最佳加量为0.7%,该加量下水合物生成温度从-2℃下降到-8.6℃。由于MVP性能受过冷度影响较大,研究发现MVP发挥作用的过冷度不能高于10℃。     

基于Multiflash的天然气水合物相平衡影响因素及规律

通过Multiflash软件对影响水合物相平衡条件的气体组分、抑制剂、盐类、温度、压力及含水量进行了数值模拟计算,探讨这些因素对天然气水合物相平衡的影响规律及作用机制。结果表明:乙烷、丙烷、H_2S对水合物生成有促进作用,丙烷效果好于乙烷,CO_2、N_2对水合物相平衡影响不大;甲醇、乙醇及其混合物对水合物生成起抑制作用,甲醇抑制效果要优于乙醇,甲醇和乙醇的混合物抑制效果处于两者之间。含量的累积不会影响甲醇抑制效果,乙醇单位含量抑制效果随着总含量增加而减弱。NaCl、MgCl_2对水合物起抑制作用,且MgCl_2抑制效果好于NaCl。NaCl、MgCl_2单位含量抑制效果随含量增加而增强。压力较低时,压力变化对水合物平衡温度影响较大;温度较高时,温度变化对水合物平衡压力影响较大;自由水含量与水合物生成量呈正比例关系,组分对水合物临界含水量影响有限。天然气水合物相平衡条件受多种因素影响,在勘探、钻探及流动保障过程中要考虑这些影响规律,提高水合物勘探、生产或者防治效率。     

环戊烷水合物作为氨基酸型促进剂初筛方法的实验研究

固态天然气水合物是一种潜力巨大,高效安全的储能方式,却一直受限于其苛刻的生成条件和缓慢的生成速率,因而近年来水合物促进剂成为人们关注的焦点。通过对比测试了正缬氨酸、丙氨酸和组氨酸三种氨基酸在常压环戊烷水合物体系和高压甲烷水合物体系中的效果,研究利用更为安全的环戊烷体系对水合物促进剂进行初筛的可行性。实验结果表明,同丙氨酸和组氨酸相比,环戊烷体系中正缬氨酸具有最高效的促进效果,显著提升了水合物生成速率,其最适浓度为0.5wt%,诱导时间和反应最高温度分别为9.5 min和4.5 ℃,另外,乳化剂Span 20对正缬氨酸有良好的协同增效作用;同时,正缬氨酸在甲烷水合物体系同样具有最佳的促进性能,有效提升了甲烷水合物的储气量,初始过冷度的增加可有效提高水合物生成速率与储气能力。因此,环戊烷水合物体系可以作为一种初步筛选高效氨基酸型促进剂的方法。     

CO2置换法开采天然气水合物反应动力学研究*

针对CO2置换开采天然气水合物研究中存在的反应速率测定难等问题,设计了两组模拟实验分别研究多孔介质中CH4水合物的生成和CO2置换CH4的效率,两组模拟实验分别是：（1）多孔介质中CH4水合物的生成模拟实验;（2）CO2从水合物中置换CH4气体模拟实验。通过两组模拟实验,测定了参与生成水合物的CH4的物质的量和置换反应的置换率及反应速率,并分析了置换反应机理。结果表明：置换反应的置换率为70.63%,平均速率为0.0013 mol/d,且随着置换反应的进行置换速率快速下降。因此,CO2置换开采天然气水合物的反应在动力学上是可行的,其置换效率较高,但置换速率较慢。     

气-液界面处水合物膜形成过程的传热分析

通过对静止系统的气-液两相界面处水合物膜形成过程的分析,建立了一维水合物膜形成过程的传热数学模型,提出了根据气体的消耗率确定出水合物膜厚度随时间的变化关系,分析水合物的反应体系中各相的温度分布,明确了水侧温度分布规律．结果表明,强化水侧的传热效果对提高水合物的生成速率具有重要的意义．     

银电极电解氢氧化钠水溶液的阳极反应

本文通过计算论证并用实验证实了用银电机电解氢氧化钠水溶液时，在阳极上首先发生的反应是银的氧化而不是析出氧。     

水合肼的生产工艺现状及未来趋势

对具有代表性的水合肼的两种生产工艺－尿素法、Ｂａｙｅｒ法进行介绍,并将它们的生产工艺进行技术经济比较,最后指不合肼生产的发展趋势,并分析了国内水合肼生产折落后现状,指出采用国外新工艺结合国内资源是国内水合肼生产提高竞争力的必由之路。     

海域天然气水合物监测井技术进展与挑战

海域天然气水合物是一种极具潜力的可替代清洁能源,但开采难度大、容易导致地质灾害,因此在开发过程中对水合物储层的监测不仅能为开发方案的动态优化提供基础数据支持,而且对于评价开发过程对环境的影响尤为重要。监测井可以对水合物储层进行原位监测,是一项关键技术,但应用于海域水合物时目前可以采用的地球物理监测仪器非常有限。结合中国神狐海域水合物储层为开发难度高的低渗透率黏土质粉砂的现实,需要研发更低功耗、更高精度的长期原位温度压力监测仪器,同时需要积极开发新的监测技术,例如可以尝试在监测井中加入示踪剂指示来自监测井的流体运移,构成生产井之外水合物分解的直接证据,从而提供水合物分解范围的科学依据。     

天然气水合物藏注热水开采敏感因素试验研究

采用自制的一维天然气水合物(NGH)开采模拟试验装置,模拟海洋地质条件,在填砂模型(填砂管直径8 cm,长80 cm)中生成天然气水合物,并通过注入热盐水进行热力开采的物理模拟试验,分析水合物藏地质因素和注热参数对注热水开采能量效率(水合物分解所得甲烷气的热量与注入热量之比)的影响。结果表明:影响能量效率的因素由大到小依次为注热水温度、水合物饱和度、初始温度、注热水时间、注热水速度;在水合物藏地质因素中,水合物饱和度越大,初始温度越高,注热水开采能量效率越高;在注热参数中,注热温度越高,能量效率越低;在注热开采时需要合理优化注热水温度、注热水时间和注热水速度;试验条件下,注热水开采能量效率最高的试验组合为水合物饱和度48%,初始温度5℃,注热水温度40℃,注热水时间350 min,注热水速度12 mL/min,最高能量效率为6.74。     

Ⅱ型二元氢气水合物相边界条件测定及分解焓计算

针对水合物法储氢存在相平衡数据较少及其分解焓直接实验测定非常困难的问题,在已有的高压可视蓝宝石反应釜中测定了环戊烷/丙酮/叔丁胺/四氢呋喃-水-氢气三组分体系中的水合物相边界条件,并结合Clausius-Clapeyron方程计算确定了4种Ⅱ型二元氢气水合物的分解焓.结果表明:含环戊烷/丙酮/叔丁胺/四氢呋喃的Ⅱ型二元氢气水合物的相平衡压力可降低至纯氢气水合物同温度下相平衡压力的1/10甚至更多.二元氢气水合物的分解焓与添加剂和相平衡温度有关,对于同一种添加剂,随着相平衡温度的升高,所得到的二元氢气水合物分解焓增加.二元氢气水合物相平衡边界和分解焓的测定对进一步研究和开发水合物法储氢技术具有重要价值.