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天然气水合物开发技术研究
天然气水合物开发技术的研究
摘要
天然气水合物是一种在特定的低温高压条件下由水和天然气形成的冰态物其钻采技术要求高、难度大。
文章总结了目前国内外天然气水合物钻井开采的现状,同时对天然气水合物的特性进行分析比较。
开采技术是实现天然气水合物开发的关键,从细分天然气水合物藏的赋存状态、成藏模式和聚集类型出发,介绍了控压钻井技术、套管钻井技术等开采方法,简单对比了各种开采方法的优缺点。
最后对天然气水合物开采具有充分的总结与发展方向的简述。
关键词:
天然气水合物;钻采技术;开采方法;技术瓶颈
目录
第1章引言1
1.1研究背景1
1.1.1天然气水合物概述1
1.1.2国内外天然气水合物开发的现状2
1.2研究目的2
第2章可燃冰钻采技术特点3
2.1钻采简述分析3
2.2钻采影响因素4
2.2.1温度压力性质4
2.2.2力学性质5
2.2.3物理性质5
2.2.4储层埋藏特征5
2.3钻采瓶颈问题5
第3章开采新技术的研究与实践7
3.1钻采技术分析模型7
3.2技术理论7
3.2.1控压钻井技术7
3.2.2套管钻井技术9
第4章结束语9
4.1研究总结9
4.2课程总结10
参考文献10
第1章引言
1.1研究背景
1.1.1天然气水合物概述
天然气水合物是由天然气和水分子组成的类似冰状的固态结晶体,天然气主要由甲烷组成,故也称为甲烷水合物,它在空气中能点燃,也俗称可燃冰。
天然气水合物的能量密度较高,理想情况下1m3的天然气水合物可释放出164标准m3的天然气[1]。
天然气水合物是一种亚稳态物质,只能在低温高压的条件下稳定存在,广泛分布在极地冻土带和大陆架斜坡带、海槽、海沟和海岭等。
特别突出的是其资源储量巨大,据估算天然气水合物蕴含的有机碳储量是煤、石油和常规天然气有机碳储量总和的2倍,被认为是人类未来赖以生存和发展的洁净能源。
事实上,由于受构造活动的影响,地质历史上沉积体的流体疏导系统可能发生改变,并导致水流速率的变化。
构造活动形成的断层等流体通道具有很高的渗透性,其水流速率可能是当前水流速率的几十倍、甚至几百倍。
神狐海域距今最近的大规模构造活动发生在上新世末——更新世早期(2.0~1.5Ma),在复杂断裂体系中的水流速率必然远高于当前的水流速率,如果孔隙水中含有足够的甲烷,便可海底浅层断裂体系中形成大量的天然气水合物,而当前的水合物恰是在此基础上发展演化的。
天然气水合物的笼形结构由主体和客体两类分子组成,其中作为主体分子的水分子通过较强的氢健结合,形成一个空间点阵结构,其中含有较多空穴,适当尺寸的客体分子气体分子在范德华力的作用下充填于这些空穴中。
图1天然气水合物结构示意图
1.1.2国内外天然气水合物开发的现状
自20世纪80年代初起,世界各主要资源国都将可燃冰开发利用列入国家发展规划,美、日、俄、加、英、德等国均相继投入资金进行可燃冰资源调查和开采技术研究。
继苏联1969年开发麦索亚哈油气田水合物资源以来,加拿大、美国等国也在陆地冻土带进行可燃冰试采实验。
美国2012年在阿拉斯加北部陆坡利用CO2置换法进行了可燃冰试开采实验。
日本2013年首次成功实现海底可燃冰试采,同年3月4日,重新开井生产混合气体,并于4月11日最终关井,由于设备问题,实际生产时间为30天。
整个生产周期内气体总产量约为28300m3。
[2]
图2世界主要天然气水合物计划及项目示意图
我国政府对天然气水合物的开发利用十分重视,将其作为一种大规模新型替代能源开发,列入国家中长期科技发展规划。
发改委早在1999年就启动了可燃冰资源的调查与研究专项,并相继在南海北部神狐海域、青海祁连山冻土区、珠江口盆地东部海域钻获可燃冰样品,并在冻土带进行了初步的试采实验。
虽然水合物资源前景诱人,已经进行的试采也取得了振奋人心的结果,但其商业开采仍面临诸多挑战以及技术瓶颈。
1.2研究目的
天然气水合物在我国已基本完成资源勘探阶段,并通过国际合作将各大区块进行处理,本文通过研究可燃冰钻采技术的发展历程,同时考据可燃冰开采的不同影响因素,对可燃冰的开采技术进行比较介绍,最后得出天然气水合物开采技术难题的总结。
国内外研究天然气水合物也是在近十年以来比较重要的方向,现在着重于对开采技术的提高,全球天然气水合物的储量以及储集区域也比较清楚,针对钻采技术的研究也是本文讨论的主要方向。
第2章可燃冰钻采技术特点
2.1钻采简述分析
在水深超过3000m的海域钻井时,海底压力将达到30MPa以上,该条件下钻井液温度需达25℃以上天然气水合物才能分解。
而在实际钻井条件下天然气水合物层钻井液的温度很难达到25℃,在超深水钻井过程中天然气水合物通常会保持稳定的状态。
在水深1500m的海域钻井时,海底压力将达到15MPa以上,在该压力下天然气水合物平衡温度为17℃,若用海底海水钻进,其温度低于天然气水合物平衡温度,天然气水合物将保持稳定;若用海面海水配制的钻井液钻进,钻井液温度将高于天然气水合物平衡温度,天然气水合物将分解产气,危及钻井安全。
在水深500m以下的海域钻井时,海底压力约5MPa,对应天然气水合物平衡温度为5℃,此时钻井液温度高于天然气水合物平衡温度,导致天然气水合物分解产气。
因此,在浅水区钻遇天然气水合物层时天然气水合物最易分解,随着水深增加,海底压力逐渐增大,对应的天然气水合物平衡温度逐渐升高,天然气水合物分解越来越困难。
因此,钻井过程中尤其要注意浅水区天然气水合物的防治问题。
[3]
此外,天然气水合物分解后,地层应力状态发生变化,地层失去支撑,导致地层不均匀坍塌沉降,甚至造成大规模的海底滑坡,破坏井壁稳定和海底设备,严重时会导致钻井平台失稳坍塌。
海底天然气水合物地层稳定性模型,研究了天然气水合物分解导致地层孔隙压力的变化情况,并分析了天然气水合物分解对海底稳定性的影响。
分析结果表明,随着天然气水合物分解量的增大,海底地层稳定性逐渐降低,导致海底地层失稳;当天然气水合物分解量很大时,天然气水合物支撑体系迅速瓦解,游离气导致孔隙压力迅速增大,形成显著的应力积累,迅速达到上覆岩石的破裂强度,导致海底地层失稳,破坏井壁稳定和钻井设备。
同时天然气水合物分解产生的气体和水在向上运移过程中过度冲刷井眼,造成井眼变形,对固井质量产生影响,也会压扁套管,使井口装置失去承载能力,从而影响井控。
天然气水合物分解也会影响钻井液性能。
钻遇天然气水合物层天然气水合物分解后,大量气体侵入钻井液,使钻井液密度降低,从而影响井眼内的压力平衡。
若井筒内压力温度条件合适,气体可能再次形成天然气水合物,堵塞管道,并使钻井液密度增大。
天然气水合物的分解和形成过程中会吸收和放出大量热量,造成钻井液温度不断变化,导致钻井液性能(黏度、密度和切力等)发生变化,影响钻井安全。
图2甲烷水合物自保温度区
2.2钻采影响因素
2.2.1温度压力性质
天然气水合物是水和天然气在较低温度(0~1O℃)和较高压力(10MPa以上)条件下形成的笼形结晶化合物,温度压力条件发生变化后易分解。
天然气水合物分解后释放大量气体,根据天然气水合物的填充率,其体积会膨胀120~170倍,同时分解产生的水和气体容易再形成天然气水合物。
2.2.2力学性质
天然气水合物储层岩石强度较低,同一围压下,天然气水合物的饱和度越高,储层岩石强度越大。
天然气水合物分解后,储层岩石强度显著下降。
这是因为天然气水合物分解后:
1)其对骨架颗粒的胶结性丧失,甚至破坏;2)分解形成的水和气体增大了孔隙压力使有效应力降低,导致储层岩石强度变小。
2.2.3物理性质
天然气水合物储层主要有孔隙充填型、天然裂缝性和块状水合物等3种类型。
孔隙充填型天然气水合物储存于孔隙介质中如砂岩或碳酸盐岩中,与常规油气的聚集相似,裂缝性水合物主要储存于裂缝或TLN中,块状水合物聚集在海底泥质的块状体中。
储存于海底砂岩中的孔隙充填型水合物是海洋水合物开发的主要目标,砂岩孔隙度较大,赋存水合物的饱和度较高。
天然气水合物充填砂岩地层孔隙,使地层渗透性降低,甚至可能完全封闭孔隙,使渗透系数为零。
天然气水合物开采过程中,水合物分解会使地层的渗透率增大。
2.2.4储层埋藏特征
海洋天然气水合物储层埋藏较浅,一般存在于海床以下0~1500m的沉积层中,且多数赋存于海床以下500~800m的储层中。
根据天然气水合物的稳定条件,假定地温梯度为4℃/100m,水深l000m时的天然气水合物埋藏下限为280m,水深4000m时的天然气水合物埋藏下限为570m[5]。
2.3钻采瓶颈问题
水合物储层的这些特点同样导致钻完井面临很多常规天然气开采中不会遇到的困难:
(1)井身结构设计需要根据储层压力而定,而可燃冰储层的强度预测需要大量的钻探分析以及实验室模拟支撑;
(2)钻井过程中对压力控制要求较为苛刻,钻井过程的起下钻、钻井液的循环、生产过程的抽汲引起的压力波动易影响储层稳定性;
(3)钻井过程中对温度控制要求较高,钻井过程中的钻头发热以及固井过程水泥浆放热都易引起水合物分解;
(4)对钻井液性能要求高,低温环境下对钻井液的流变性以及携屑能力影响较大;
(5)地层环境易受钻井液入侵的影响,钻井液入侵地层将影响测井数据以及引起储层内水合物分解;
(6)水合物开采过程引发的地层下沉对套管柱的强度和抗蠕变能力有较大影响;
(7)开采过程中,可燃冰分解引起井壁不稳定性易造成井塌;
(8)开采过程中,水合物的胶结作用变弱易引起生产井出砂。
要解决这些瓶颈问题,就需要完全不同于常规天然气开采的钻完井技术。
应该说在世界范围内,目前还没有成套的水合物钻完井技术和装备。
我国应依靠在常规油气开发方面深厚的技术积累,适当参考国外水合物试开采的一些经验,自主研发成套的钻完井技术和装备。
水合物开采过程面临的另一技术挑战来源于水—水合物储层固有的水以及固态水合物分解所产生的水。
水合物开采中的产出水会进入井底,依赖于气流的能量部分产出水可能被带出;但产出水极易在井筒及井底近区积聚,危害十分严重,一方面可能严重影响回压、井口压力、生产能力,另一方面可能影响产层渗透率,从而影响最终采收率。
水合物开采中天然气与产出水分离的过程与气田生产后期高含水的情况有所类似,其技术瓶颈在于井下气水快速分离困难。
由于井下生产局部的气液多相流动体系复杂多变,缺乏具备高效、持久、快速分离能力的井下气液分离技术,没有一套功能完整、技术成熟的水合物开采井下气液快速分离装置;因此无法满足天然气水合物大规模开采的持续安全高效生产的要求。
针对特定的水合物开采体系,如何降低井中的采出液含量、增加采气量,以及如何经济处理产出的水,是决定能否经济、安全、环保、高效地大规模实现海底天然气水合物生产的关键环节之一。
水合物开采面临的最大技术挑战来源于其经济性。
影响水合物开采经济性的重要环节是水合物的分解。
简单的降压分解无须额外注入能源,似乎是最经济的,但会导致储存温度迅速降低,从而导致产气效率迅速降低。
通过注入激发能源,如热水,又会显著降低开采过程的整体能量效率。
寻找低品位的激发能源,是提高开采能效的关键。
注入CO2置换开采,无须注入热量,能效似乎较高;但存在CO2渗透慢、置换效率低的问题。
采出气含大量的CO2,其分离需要消耗大量的能量,也会降低开采的整体能效。
如何提高开采能效,是影响水合物开采经济性的关键。
国内外对此均很关注,未来我国应在借鉴外国经验的基础上,研发配套的提高水合物开采能效的技术。
第3章开采新技术的研究与实践
3.1钻采技术分析模型
天然气水合物钻采模型根据已知的地层信息进行可控化分析,如图所示,通过对已验证的防范措施,如:
高盐钻井液体系的条件下即可处理天然气水合物分解问题,其次利用工程技术的设计将固井完井技术提升。
图3水合物钻采风险综合模式分析(Boswell等,2012)[6]
天然气水合物开采方法包括加热开采法、降压开采法、注化学剂开采法、注温水一降压开采法、CO2置换开采法、高压喷射开采法、水力提升开采法及同体开采法等。
3.2技术理论
3.2.1控压钻井技术
钻井过程中,为防止天然气水合物分解,需要控制井筒压力。
控制井筒压力的关键是钻井方式的选择,目前钻井方式主要有平衡压力钻井、欠平衡钻井和控压钻井。
R.D.Todd等人对3种钻井方式下井筒温度压力/温度的状态进行了研究,若采用平衡压力钻井技术或欠平衡钻井方式钻进天然气水合物储层,岩屑从井底向海面运移到某一位置时,岩屑中的水合物就会开始分解;而采用控压钻井技术钻进,则在全井眼范围内井眼压力和温度状态都能得到有效控制,从而有效避免天然气水合物的分解。
当钻井液安全密度窗口较小时,常出现钻井液漏失或地层流体侵入井筒,使用控压钻井技术能够精确控制井筒环空压力分布,有效解决钻井液安全密度窗口窄的问题。
另外,该技术还能对井筒压力变化做出快速响应。
综合考虑以上因素,控压钻井技术是钻进天然气水合物储层的最佳选择[7]。
控压钻井技术已经在全球很多地区的海洋钻井中进行了应用,并取得了良好的效果。
中国石化在尼日利亚的深水钻井中,针对钻井液密度窗口窄的问题,采用Weatherford公司的MFC控压钻井系统,实现了早期漏失、溢流检测,并通过灵活控制,减少了压力波动,溢流和漏失得到了很好控制。
我国自主研发的控压钻井系统能实现井下压力随钻测量、自适应闭环监控和自动精细控压(精度达0.2MPa),并在陆上钻井中得到了广泛应用。
目前,由于国内海洋钻井主要集中在浅海海域,深水和超深水钻井作业仍处于起步阶段,所遇到的窄密度窗口、浅层流、天然气水合物等问题对钻井作业的影响尚不明显,加之当前控压钻井的服务费用相对较高,使其在降低海洋钻井成本方面的作用并不明显,造成该技术在我国海洋钻井中未获广泛应用。
图4钻井技术示意图
3.2.2套管钻井技术
套管钻井技术是采用顶驱装置或转盘驱动套管柱传递机械和水力能量到套管底部的钻头实现破岩钻进,可一趟钻完成钻井和固井作业,减少储层天气水合物与钻井液的接触时间,减少因地层温度/压力改变使天然气水合物分解而导致的井眼失稳问题。
同时,套管钻井减小了环空横截面积,使环空钻井液流速变大,能更快地将岩屑中的天然气水合物携带至地面。
为解决我国南海西部乐东22-1气田钻井过程中表层疏松地层易垮塌的问题,该气田应用了Weatherford公司的套管钻井技术,并取得了良好的效果[8]。
与未使用套管钻井的邻井相比,钻井周期缩短,钻井成本降低,且井下故障明显减少。
海洋天然气水合物埋深较浅,套管钻井技术能直接应用于天然气水合物钻井,提高钻井安全性。
第4章结束语
4.1研究总结
本文从天然气水合物特性以及储层性能方面入手,对国内外钻采进展进行简单的总结,其次是针对性的研究天然气水合物的钻采影响因素以及相关的技术瓶颈,充分认识到天然气水合物开采的困难性,以目前的技术尚不能保证长期开采,只能做一部分的试采工作。
在解决开采安全问题上,比陆地上的要高出80%危险性,目前仅仅是在实验室开展工作,将来在深水领域的工作将会顺应国家战略的投入而不断加大。
天然气水合物是一种储备性资源,寻找安全、高效、经济的开采方式是当前和今后一段时间内世界科技前沿创新技术的研发重点,围绕北极和海域的试采项目,包括日本海域试验,仍属于试采技术验证范畴,离生产测试、商业开发需求还有一定距离。
而海洋水合物由于其储存特性、埋深浅、弱胶结等面临更为巨大的挑战、以及潜在的环境风险。
因此,从国家层次和战略高度,对天然气水合物研究与开发做出重大抉择,开展相关战略研究,尽快制订国家的研究和发展计划,具有深远的意义。
如何安全合理地利用好大自然给予人类的巨大资源——海洋天然气水合物资源,克服其所带来的负面影响,需要我们全方位、多层次、多学科地开展水合物相关的科学研究和工程开发技术研究、持之以恒的努力,从而有望在不久的将来使这一能源真正造福于人类。
4.2课程总结
典型油气藏开发理论课程开展近四周,由本学院将近八位油藏工程、采油工程的老师倾力打造,通过讲座形式开展自己研究领域的详细介绍,就如断裂气藏、页岩油气藏等,在外人看来是非常难得的机会,虽然是和大四学长学姐们一同上课,但是我们能提前接触到学科前沿的知识也是非常不错的。
课程时间虽短,但干货不少,都是教授们经过多年理论加实践总结出来的成果,个人觉得比较偏向于钻井技术,而且是对非常规油气资源比较感兴趣,未来如果能继续在石油领域发展的话也将在非常规油气方向研究,更多的是在钻井液技术方面寻求突破。
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