深水钻井液中天然气水合物的成因分析及其防治措施.pdf

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深水钻井液中天然气水合物的成因分析及其防治措施白小东黄进军侯勤立近年来，石油钻探及开采已呈从陆地转向海洋，从浅水延伸到深水的发展趋势。海洋深水作业环境恶劣，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。随着海洋钻井作业数量和深度增加，作业难度不断加大。钻井液中一旦形成天然气水合物，必将堵塞井筒，钻井液无法循环，造成作业周期延长、钻井成本增加等。因此，希望能够研制出一种低成本、高效率的天然气水合物抑制剂，并以之为中心开发出一套适合于海洋深水钻井的钻井液体系。1天然气水合物气体水合物是在适当温度和压力条件下形成的，其结构为笼型(一种分子将另一种分子捕捉)。以天然气水合物为例，水分子以氢键相连，形成笼型结构，将气体分子包被，形成类似于冰的固体物质[1】。它稳定存在于低温(0。10℃)和高压(10MPa以上)条件下。虽然水合物可作为天然气资源，但他们在石油和天然气生产中会造成钻井液体系温度降低，钻井压力增加。水合物的形成温度在水的冰点之上，这在深水条件下很常见，泥浆柱在610m下的温度为1。6℃【2】。在1MPa下，低于4℃时乙烷气体会形成水合物；在3低于14℃就会形成水合物【3J。水合物按其晶型可分为I型、Ⅱ型、H型，表1是水合物的晶型结构特征。研究最多的是I和Ⅱ型，H型最近才发现，H型具有较大的笼，可容纳的分子比I型和Ⅱ型大，如一些饱和烷烃(环戊烷等)，在墨西哥湾海底形成的水合物中发现H型结构，在石油和天然气生产线中尚未发现【4】。表1水合物的晶型结构特征2天然气水合物在深水钻井中的危害深水钻井作业中已经开始应用加入水合物抑制剂的低密度钻井液。此钻井液特别适合于裂缝性地层(在钻遇裂缝空隙时，钻井液中易形成天然气水合物)。另外，这些水合物抑制剂相对于传统的热力学抑制剂来说，其抑制性要好得多。钻井液必须解决常见的工程问题，如井眼净化、井眼稳定、抑制钻屑，而且必须考虑到水合物的形成。以下是经验规律【3J：(1)水深≤305m，可能没有水合物。(2)水深。<457m，如果没加水合物抑制剂，水合物形成的可能性较大。(3)水深≤610m，不加水合物抑制剂，必定生成水合物。(4)水深≥610m，经验较少，电解质抑制剂不起作用。1987年，Barker和Gomeg报道了关于墨西哥精细石油化工进展第5卷第4期(西南石油学院，南充637001)擅耍海洋钻井过程中如果遇到含气地层，地层气窜人井筒及环空中，与钻井液中水在一定条件下易形成天然气水合物，堵塞井简、环空及防喷器，使钻井无法正常进行。综述了天然气水合物的形成机理及其防治方法，着重介绍了用于水基钻井液的水合物抑制剂，因为其用量少、效率高而被广泛开发和应用。关■谭钻井液水合物防治措施水合物抑制剂52nNE收稿日期：2004-01-08。作者简介：白小东，2002级在读研究生，主要研究方向为钻井液及其处理剂。ADVANCESINPE7IROCHEMICALS
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法连接防喷器现象，此事故的原因被认为是由于湾水深945m和美国西海岸水深351m处所钻的两口井在海底防喷器里形成天然气水合物。这两例都表明天然气水合物的形成阻碍了井控作业时防喷器的操作，拖延了井控时间，因此，有必要在深水钻井液中添加某种处理剂，使它可以抑制正常钻井时天然气水合物的形成。在墨西哥海湾，操作人员在610．2m水深钻井时，主要使用含20％NaCI和部分水解聚丙烯酰胺钻井液，平均每口井要经历一次或多次气侵现象。其中一次在884m水深钻井时，出现了无水合物形成而引起的。有时，如果套管鞋性能不好，或是地层胶结性差，导管下的气体可能会流到导管和井口管外边而窜人海底。这种流动的气体将冲蚀破坏导向基座的完整性，在海底设备上形成大量的天然气水合物。为了封住浅层气，标准操作程序应该是通过油管注入水泥或挤水泥，并设计能抑制天然气水合物的钻井液。虽然价格昂贵，但是必要的。3钻井液中天然气水合物的防治方法3．1采用低密度钻井液和良好的井控措施通过对天然气水合物形成条件的分析可知，水合物是在一定的温度和压力下形成的。在海底提高钻井液的温度不现实，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有助于防止水合物的形成。另外，当天然气进入井筒时才会发生水合物形成现象，只要实施良好的井控措施，就不会形成水合物。然而，根据地层条件及钻井深度的需要，钻井液密度不能太低，所以，仅靠调节钻井液密度控制水合物的形成不可取。3．2油基钻井液油基钻井液形成水合物的几率较小，含水量超过20％较易形成水合物【3】。采用油基钻井液可以降低钻井液中自由水的含量，从而防止水合物的形成，在油基钻井液中加入20％．30％(质量分数，下同)电解质的活性水溶液效果更佳。然而，除非采用全油钻井液，否则在海洋深水条件下仍有可能生成水合