一种深水浅层气水合物多层位联采钻井液体系及水合物抑制性能调控方法技术

本发明专利技术涉及一种深水浅层气水合物多层位联采钻井液体系及水合物抑制性能调控方法，属于天然气水合物开采技术领域，钻井液体系包括以下组分：海水基液体、氢氧化钠、降滤失剂、增粘包被剂、黄原胶、聚胺、防泥包润滑剂、氯化钾、氯化钠、储层桥堵剂、改性树脂封堵剂、水合物生成抑制剂、水合物分解抑制剂，实验评价不同位置处井筒温度和压力条件下，钻井液体系对天然气水合物的生成分解抑制性能，判断是否有天然气水合物生成分解；本发明专利技术在深水弱胶结地层钻水平复杂井时，具有提高工作效率、降低井控风险、节约钻井成本等优点，通过应用水合物抑制性能调控方法显著提升了天然气水合物的分解与生成抑制性从而达到了稳定井壁、保护储层的目的。目的。目的。

【技术实现步骤摘要】
一种深水浅层气水合物多层位联采钻井液体系及水合物抑制性能调控方法


[0001]本专利技术涉及一种深水浅层气+水合物多层位联采钻井液体系及水合物抑制性能调控方法，属于天然气水合物开采


技术介绍

[0002]天然气水合物作为21世纪的理想替代能源，具有极高的开发与利用价值，且天然气水合物储层经常存在着伴生的浅层气，因此可以对其实施水平井多层位联采技术，实现深水浅层气体资源高效开发。但在深水钻井中，由于海底浅层井筒易生成水合物、井壁稳定性差、钻井液安全密度窗口狭窄、天然气水合物相态变化等导致其钻井风险高。因此在深水低温高压条件下,钻井液应具有保持井筒无水合物不易生成、储层水合物不易分解、无污染、性能容易控制、流变和润滑性能良好、封堵和抑制能力与维持井壁稳定能力较强等优点。受成本与技术的限制，我们在相关技术上与发达国家相比还存在一定的滞后性，因此如何最大效率最低风险地实现深水浅层气+天然气水合物多层位联采是我们天然气勘探开发领域所迫在眉睫的问题。

技术实现思路

[0003]针对现有技术的不足，本专利技术提供一种深水浅层气水合物多层位联采钻井液体系及水合物抑制性能调控方法。以填补现在深水天然气水合物与浅层气多层位联采领域的空白。利用此钻井液体系可以通过抑制储层天然气水合物分解和井筒天然气水合物生成、维持井壁稳定、降低成本等多方面来最大程度的降低井控风险、减少非生产时间、提高经济效益，实现开采效率与经济效益的最大化。
[0004]本专利技术的技术方案如下：
[0005]一种深水浅层气水合物多层位联采钻井液体系，所述钻井液体系包括以下组分：海水基液体、氢氧化钠、降滤失剂、增粘包被剂、黄原胶、聚胺、防泥包润滑剂、氯化钾、氯化钠、储层桥堵剂、改性树脂封堵剂、水合物生成抑制剂、水合物分解抑制剂；
[0006]其中,相对于100重量份的海水基液体,氢氧化钠的含量为0.3重量份、降滤失剂的含量为2重量份、增粘包被剂的含量为0.2重量份、黄原胶的含量为0.5重量份、聚胺的含量为3重量份,防泥包润滑剂的含量为2重量份、氯化钾的含量为5重量份、氯化钠的含量为7重量份、储层桥堵剂的含量为2重量份、改性树脂封堵剂的含量为2重量份、水合物生成抑制剂的含量为1重量份、水合物分解抑制剂的含量为1重量份。
[0007]优选的，增粘包被剂为低粘羧甲基纤维素或低粘聚阴离子纤维素，防泥包润滑剂为脂肪酸甘油酯或油酸二乙醇酰胺，储层桥堵剂为PF
‑
EZCARB，改性树脂封堵剂为PF
‑
LSF，水合物生成抑制剂为PVP、PVCap、VC713中任意一种，水合物分解抑制剂为卵磷脂、PVP、PVCap中任意一种。
[0008]本钻井液体系的创新点在于针对水合物储层弱胶结、未成岩、易坍塌的特点，加入
了水合物生成抑制剂与水合物分解抑制剂。相比于传统的水合物抑制剂(主要指热力学生成抑制)，水合物生成抑制剂与水合物分解抑制剂的加入可以同时抑制水合物的生成和分解，即可以防止在钻采水合物储层时，储层水合物分解；也可以防止在钻采浅层储层时，井筒内水合物生成堵塞的问题，最终实现深水浅层气+水合物多层位联采。
[0009]优选的，降滤失剂包括PAC
‑
LV与FLO，二者的重量含量比例为1:3。
[0010]一种深水浅层气水合物多层位联采钻井液体系水合物抑制性能调控方法，包括步骤如下：
[0011](1)读取当前钻井参数、浅层气和天然气水合物储层物性数据；
[0012](2)对钻井时间、井深和井周方向均匀划分单元格，形成离散网格；
[0013](3)分别计算天然气水合物储层内得到天然气水合物分解量、分解速率和分解热量；
[0014](4)建立浅层气和天然气水合物储层井眼环空流体连续性方程、动量方程和能量方程，确定井眼环空和井周储层温度场分布和压力场分布；
[0015](5)实验评价不同井深位置处井筒温度和压力条件下，钻井液体系对天然气水合物的生成抑制性能，判断是否有天然气水合物生成；
[0016](6)实验评价不同距井壁深度储层多孔介质内温度和压力条件下，钻井液体系对天然气水合物的分解抑制性能，判断是否有天然气水合物分解；
[0017](7)若有井筒天然气水合物生成或储层天然气水合物分解，调整钻井液排量、钻井液温度和抑制剂浓度，重复步骤(1)
‑
(6)，直至同时满足井筒内天然气水合物不生成、储层内天然气水合物不分解。
[0018]优选的，步骤(1)中，钻井参数包括：钻井液排量、钻井液密度、钻井液粘度、钻井液定压比热、钻杆内径、钻头直径、井深、井身结构、环空流体总传热系数、钻杆流体总传热系数、井壁传热系数、钻井时间；储层物性数据包括：浅层气储层原始温度和压力、浅层气储层相对渗透率、浅层气储层岩石密度、浅层气岩石定压比热、浅层气储层有效导热系数、浅层气储层孔隙度；天然气水合物储层原始温度和压力、天然气水合物储层相对渗透率、天然气水合物储层岩石密度、天然气水合物岩石定压比热、天然气水合物储层有效导热系数、天然气水合物储层孔隙度。
[0019]优选的，步骤(2)中，根据钻井时间，将时间划分为M个单元格，分别为1、2、3
…
M；井深方向划分N个单元格，分别为1、2、3
…
N；井周方向划分K个单元格，分别为1、2、3
…
K；所划分的单元格均匀分布。
[0020]优选的，步骤(3)中，建立天然气水合物相平衡模型，判断水合物相态，计算得到天然气水合物分解量、分解速率和分解热量；
[0021]天然气水合物相平衡模型：
[0022][0023]其中：R为气体常数，J/(mol
·
K)；T是系统温度，K；P为系统压力，Pa；v
i
是水合物液相分子中的i型孔数；θ
ij
为客体分子j在i形孔穴中的占有分率，无量纲，N
c
为混合物中可形成水合物的成分的数量；
△
μ
o
是标准状态下富水相和纯水相之间的化学势差；T
o
和P
o
是标准状态下的温度和压力，在标准条件下T
o
为273.15K，P
o
为0.1MPa；
△
H
o
、
△
V和
△
C
p
是富水相和
纯水相之间的比焓差、比容差和比热差；f
w
为水在富水相中的逸度；为纯水在参考状态T和P下的逸度；
[0024]天然气水合物分解速率模型：
[0025][0026]式中，M
h
为水合物的摩尔质量，kg/mol；k
d
为水合物的本征反应常数，其值为2.6
×
105m ol/(Pa
·
s
·
m2)，
△
E为水本文档来自技高网...

【技术保护点】

【技术特征摘要】
1.一种深水浅层气水合物多层位联采钻井液体系，其特征在于，所述钻井液体系包括以下组分：海水基液体、氢氧化钠、降滤失剂、增粘包被剂、黄原胶、聚胺、防泥包润滑剂、氯化钾、氯化钠、储层桥堵剂、改性树脂封堵剂、水合物生成抑制剂、水合物分解抑制剂；其中,相对于100重量份的海水基液体,氢氧化钠的含量为0.3重量份、降滤失剂的含量为2重量份、增粘包被剂的含量为0.2重量份、黄原胶的含量为0.5重量份、聚胺的含量为3重量份,防泥包润滑剂的含量为2重量份、氯化钾的含量为5重量份、氯化钠的含量为7重量份、储层桥堵剂的含量为2重量份、改性树脂封堵剂的含量为2重量份、水合物生成抑制剂的含量为1重量份、水合物分解抑制剂的含量为1重量份。2.根据权利要求1所述的深水浅层气水合物多层位联采钻井液体系，其特征在于，增粘包被剂为低粘羧甲基纤维素或低粘聚阴离子纤维素，防泥包润滑剂为脂肪酸甘油酯或油酸二乙醇酰胺，储层桥堵剂为PF
‑
EZCARB，改性树脂封堵剂为PF
‑
LSF，水合物生成抑制剂为PVP、PVCap、VC713中任意一种，水合物分解抑制剂为卵磷脂、PVP、PVCap中任意一种；优选的，降滤失剂包括PAC
‑
LV与FLO，二者的重量含量比例为1:3。3.一种深水浅层气水合物多层位联采钻井液体系水合物抑制性能调控方法，其特征在于，包括步骤如下：(1)读取当前钻井参数、浅层气和天然气水合物储层物性数据；(2)对钻井时间、井深和井周方向均匀划分单元格，形成离散网格；(3)分别计算天然气水合物储层内得到天然气水合物分解量、分解速率和分解热量；(4)建立浅层气和天然气水合物储层井眼环空流体连续性方程、动量方程和能量方程，确定井眼环空和井周储层温度场分布和压力场分布；(5)实验评价不同井深位置处井筒温度和压力条件下，钻井液体系对天然气水合物的生成抑制性能，判断是否有天然气水合物生成；(6)实验评价不同距井壁深度储层多孔介质内温度和压力条件下，钻井液体系对天然气水合物的分解抑制性能，判断是否有天然气水合物分解；(7)若有井筒天然气水合物生成或储层天然气水合物分解，调整钻井液排量、钻井液温度和抑制剂浓度，重复步骤(1)
‑
(6)，直至同时满足井筒内天然气水合物不生成、储层内天然气水合物不分解。4.根据权利要求3所述的深水浅层气水合物多层位联采钻井液体系水合物抑制性能调控方法，其特征在于，步骤(1)中，钻井参数包括：钻井液排量、钻井液密度、钻井液粘度、钻井液定压比热、钻杆内径、钻头直径、井深、井身结构、环空流体总传热系数、钻杆流体总传热系数、井壁传热系数、钻井时间；储层物性数据包括：浅层气储层原始温度和压力、浅层气储层相对渗透率、浅层气储层岩石密度、浅层气岩石定压比热、浅层气储层有效导热系数、浅层气储层孔隙度；天然气水合物储层原始温度和压力、天然气水合物储层相对渗透率、天然气水合物储层岩石密度、天然气水合物岩石定压比热、天然气水合物储层有效导热系数、天然气水合物储层孔隙度。5.根据权利要求3所述的深水浅层气水合物多层位联采钻井液体系水合物抑制性能调控方法，其特征在于，步骤(2)中，根据钻井时间，将时间划分为M个单元格，分别为1、2、3
…
M；井深方向划分N个单元格，分别为1、2、3
…
N；井周方向划分K个单元格，分别为1、2、3
…
K；所划分的单元格均匀分布。
6.根据权利要求3所述的深水浅层气水合物多层位联采钻井液体系水合物抑制性能调控方法，其特征在于，步骤(3)中，建立天然气水合物相平衡模型，判断水合物相态，计算得到天然气水合物分解量、分解速率和分解热量；天然气水合物相平衡模型：其中：R为气体常数，J/(mol
·
K)；T是系统温度，K；P为系统压力，Pa；v
i
是水合物液相分子中的i型孔数；θ
ij
为客体分子j在i形孔穴中的占有分率，无量纲，N
c
为混合物中可形成水合物的成分的数量；
△
μ
o
是标准状态下富水相和纯水相之间的化学势差；T
o
和P
o
是标准状态下的温度和压力，在标准条件下T
o
为273.15K，P
o
为0.1MPa；
△
H
o
、
△
V和
△
C
p
是富水相和纯水相之间的比焓差、比容差和比热差；f
w
为水在富水相中的逸度；为纯水在参考状态T和P下的逸度；天然气水合物分解速率模型：式中，M
h
为水合物的摩尔质量，kg/mol；k
d
为水合物的本征反应常数，其值为2.6
×
105mol/(Pa
·
s
·
m2)，
△
E为水合物的活化能，其值为104000J/mol，R为气体常数，J/(mol
·
K)；T是温度，K；p
eq
为水合物平衡压力，MPa；p
e
为水合物形成的孔隙压力，MPa；A
h
为水合物分解的比表面积，计算方法如下：式中，r
p
为储层基质的平均粒度，m；为孔隙度，无量纲；S
h
为水合物饱和度，无量纲；天然气水合物分解热模型：其中P
′
和T
′
是水合物形成/分解的压力和温度，MPa，K；ΔH
d
是分解热，kJ/mol；Z是气体压缩系数，无量纲；天然气水合物生成速率模型：式中，M
g
是平均气体摩尔质量，g/mol；u是表征传质传热强度的系数，无因次；K1和K2是动力学参数，K1＝2.608
×
10
16
kg/(m2Ks)，K2＝
‑
13600K；T
s
是系统温度，K；T
sub
是热力学过冷度，K，其定义为水合物平衡温度和系统温度的差值：T
sub
＝T
eq
‑
T
s
；T
eq
在系统压力下水合物生成的平衡温度，K；A
s
为水合物生成时的气液接触面积，m2；天然气水合物生成热模型：
ΔH
c
为水合物生成的放热速率，W/m3。7.根据权利要求3所述的深水浅层气水合物多层位联采钻井液体系水合物抑制性能调控方法，其特征在于，步骤(4)中，建立井筒内流体质量守恒方程为：气相：式中，A
a
为环空面积，m2；E
g
为气相体积分数，无量纲；ρ
g
为气体密度，kg/m3；t为钻井时间，s；u
g
为气体速度，m/s；z为距离井口位置深度，m；为钻屑水合物相至气相质量传递速率，kg/(m
·
s)；为井筒流体水合物相至气相质量传递速率，kg/(m
·
s)；为气相至井筒流体水合物相质量传递速率，kg/(m
·
s)；q
g
为气体质量流入速率，kg/(m
·
s)；液相：式中，E
l
为液相体积分数，无量纲；ρ
l
为液相密度，kg/m3；u
l
为液相速度，m/s；为钻屑水合物相至液相质量传递速率，kg/(m
·
s)；为井筒流体水合物相至液相质量传递速率，kg/(m
·
s)；为液相至井筒流体水合物相质量传递速率，kg/(m
·
s)；岩屑相：式中，E
c
为岩屑相体积分数，无量纲；ρ...

【专利技术属性】
技术研发人员：刘书杰，陈浩东，马传华，蒋东雷，罗鸣，冯明，梁继文，
申请(专利权)人：中海油海南能源有限公司，
类型：发明
国别省市：