聚合物添加剂CO开采天然气水合物过程中井筒温度和压力分布研究₂飞机

摘要

为解决天然气水合物固体流态化过程中水合物储层坍塌和水合物再生问题，提出了一种利用高聚合物添加剂(低粘度羧甲基纤维素LV‐CMC)二氧化碳射流开采天然气水合物的新方法。分析了这一过程中井筒温度和压力的变化，建立了井筒温度和压力模型，并采用状态空间法进行求解。分析了注入流量、温度、压力等参数对水合物分解的影响。结果表明，增加注入压力可以使水合物分解位置更接近环空出口。与水相比，采用聚合物添加剂CO₂钻井液作为钻井液，相平衡曲线与环空压力曲线的交点更靠近环空出口，明显更有利于井控。为避免相变，高聚物添加剂二氧化碳流体的注入压力不应低于10 MPa，注入温度不应高于285 K。

1.介绍

天然气水合物具有分布广、埋藏浅、能量密度高的特点，在未来的能源供应中具有巨大的潜力。在温度小于283 K、压力大于10 MPa的条件下，全球约27%的陆地和90%的海洋具有生成天然气水合物的潜力。世界上天然气水合物的储量非常大。天然气水合物资源量估计为2 × 10¹⁶米^3.，等于2 × 10⁵相当于10亿吨油当量，是世界上常规燃料碳总量的两倍。传统的天然气水合物开采方法有注热法、减压法、二氧化碳置换法等，但由于井筒安全、生产控制和环境风险等问题，这些方法尚未得到广泛应用[1- - - - - -3.］．天然气水合物固体流态化开采方法可以有效地克服这些问题[4］．其方法是利用射流将井底水合物破碎成细颗粒，含水合物的固体颗粒流化后随钻井液沿井筒返回海面，最终分离出天然气。

在天然气水合物固体流态化开采方法中，水合物储层容易坍塌，分解后的天然气水合物可能会再生，造成井筒堵塞，造成钻井事故[5］．含LV‐CMC的二氧化碳流体作为射流钻井液可以有效地解决这些问题，一方面，二氧化碳和LV‐CMC都能抑制天然气水合物的形成;另一方面，LV‐CMC作为钻井液添加剂，也起到了减少泄漏和防止坍塌的作用。此外，为了防止射流粘度过大而影响射流效率，我们使用了添加剂浓度为5%的射流钻井液。当聚合物添加剂浓度为5%时，对二氧化碳流体的物理性质影响不大[6］．

碳捕获与储存(CCS)是一项可以大规模减少化石燃料碳排放的技术[7］．该技术是在20世纪70年代开发的，用于石油、地热和其他能源的开发，以及水处理和其他技术[8- - - - - -15］．在利用高聚物添加剂二氧化碳射流提取天然气水合物的过程中，正确预测井筒温度和压力对判断聚合物添加剂CO的性质具有重要意义₂分析了天然气水合物的状态。然而，在这一领域的研究工作却很少。

从20世纪50年代开始，钻井工作者就开始采用数值模拟和解析方法研究井筒温度分布[15］．最早的井筒温度研究是由Ramey进行的，他提出了一种稳态模型来获取井筒温度分布，但该模型不能应用于瞬态行为[16- - - - - -19］．Raymond提出了一个拟稳态条件下井筒温度分布的数值模型[20.］．Hansan和Kabir提出了一种预测井筒温度的解析方法[21，22］．为有限公司₂注入式钻井和开发方法、井筒流动和热行为都有独特的特点。许多研究人员也开发了一氧化碳₂等温条件下的两相流模型[23- - - - - -24］．然而，天然气水合物的开采过程不同于注入聚合物添加剂CO₂流体在井筒。还需要考虑环空换热、管道换热、海水换热、水合物分解等，但目前还没有对这方面的研究。

本文建立了聚合物添加剂CO作用下井筒温度和压力的数学模型₂建立了流体注入模型，并采用状态空间法对模型进行求解。该方法不仅可以求解偏微分方程，还可以作为一种自动控制模型，为今后天然气水合物开采过程中温度和压力的自动控制奠定了基础。该研究可用于聚合物添加剂CO的注入参数设计₂并降低了使用该钻井液提取天然气水合物的风险。

2.材料和方法

低粘度羧甲基纤维素(LV‐CMC)是一种聚合物。大分子链上的羟基和醚氧基团被吸附到水合物晶体的表面。聚合物迫使水合物晶体以较小的曲率半径在聚合物周围生长，从而降低了水合物的形成速率，延长了水合物晶核的形成时间。考虑到在深水油气钻井过程中流体化天然气水合物可能再次形成的事实，我们选择了二氧化碳流体和低压CMC作为射流钻井液。

CO的相态变化₂在一定的温度和压力下会导致二氧化碳性质的变化。数字1描述CO的相变₂,当公司₂接近超临界状态(31.1°C, 7.38 MPa)，这可能发生在沿井筒的某个地方。

2．1．热力学性质

1996年，Span和Wagne [26]提出了一个二氧化碳的特殊状态方程(以下简称S - W方程)。它可以应用于广泛的应用(216.59 K <T< 1100 K, 0.52 MPap< 800mpa)，精度高。因此，计算聚合物添加剂二氧化碳流体在高温高压下的热力学性质更为合适。

S - W方程以亥姆霍兹自由能的形式表示，有两个独立的变量温度T和密度ρ．无量纲亥姆霍兹自由能 能分为理想气体部分吗 以及剩余的流体部分 ，即:

在这里 ， ，无量纲。

根据S - W公式和添加剂比例(5%)，求解聚合物添加剂CO的密度、等静态热容、焦耳-汤姆逊系数等热力学性质₂可以获得流体。

2．2.传热模型

数字2介绍了聚合物添加剂CO的注入工艺₂天然气水合物开采用流体。这个过程可以分为三个部分。第一，高分子添加剂CO₂将流体注入连续油管。第二步，流体通过喷射钻头流入环空。第三步，液体通过环隙流到海面。

基于能量守恒原理，建立了聚合物添加剂CO注入过程中传热的动态数学模型₂流体:

2.2.1。油管流体的传热模型

为聚合物添加剂CO₂流体在油管中的能量变化等于流体轴向流动所产生的热量、油管中流体与环空中流体之间的热量交换以及压力变化所产生的热量。因此，传热模型为:

在哪里油管流体的密度是kg/m吗^3.，为油管的面积，m，为油管中流体的温度，K，是油管的温度，K，为油管中流体的压力，MPa，为油管流体比热，J/kg·K，为油管内径，m，为流体在油管中的流速，m/s，管道间的对流换热系数是聚合物添加剂CO吗₂流体和油管，W/m²·K,为焦耳-汤姆逊系数，K/MPa。

2.2.2。环空传热模型

根据图2，可知聚合物添加剂CO的传热模型₂环空中的流体。能量变化等于流体轴向流动产生的热量、环空流体与管道流体之间的传热、井筒流体与环空流体之间的传热。因此，传热模型为:

在哪里聚合物添加剂是CO吗₂环空流体密度，kg/m^3.，环的面积是m吗²，为环空流体的温度，K，是油管的温度，K，为环空流体压力，MPa，聚合物添加剂是CO吗₂环空流体比热，J/kg·K，注入的聚合物添加剂的质量流量是CO吗₂液体,公斤/ s,为油管外半径m，为环面半径m，为环形流体与油管的对流换热系数，为环空流体与井壁的对流换热系数，W/m²·°C,为焦耳-汤姆逊系数，K/MPa。

2.2.3。管材的传热模型

对于油管，能量的变化等于环空流体与油管之间的对流换热，以及油管流体与油管之间的对流换热。因此，传热模型为:

在哪里管的密度是kg/m吗^3.，管的面积是m吗²,为管材比热，J/kg·K。

2．3.井筒压力模型

根据质量守恒方程和动量方程，可以得到井筒压力模型:

将质量守恒方程代入动量方程，将壁面摩擦项、流动压力方程代入聚合物添加剂CO₂可以推导出油管中向下流动的流体

在哪里达西是摩擦因素和吗为环空流量，m/s。

2．4．水合物相平衡模型

根据Dzyuba的天然气水合物相平衡模型[4，则温度与压力的关系为:

在哪里水合物相在温度下的平衡压力是多少 ，MPa。

2．5．井筒状态空间法

对方程(4)，使用差分而不是积分，因此:

方程(2)可以表示为:

井筒深度划分为L节点，根据线性系统理论，油管和环空中的每个网格温度为一种状态。我们设注气温度为 ，并设置 ， ， ， ，井筒传热系统的状态-空间模型可以表示为:

在那里,

为井筒传热状态空间模型的状态向量，是输入向量，和为系统矩阵。同样地，我们可以得到管内流体温度的状态空间模型。

在此过程中，热源为海水温度、地层温度和水合物储层温度，根据文献[4，就可以计算海水温度

在哪里为海水温度，K;表示海面温度，K;表示海水深度，m; ， ， ， 分别表示曲线拟合系数。

3.结果

为了验证该模型，我们进行了模拟，得到了不同条件下井筒温度和压力的分布以及水合物分解点的位置。从文献中得到的模拟基本数据[4，23]，见表1．

3．1.注射速率的影响

当聚合物添加剂CO₂在40 L/min、60 L/min、80 L/min和100 L/min条件下，利用该模型可获得环空温度和压力。

数字3.研究了不同聚合物添加剂CO对环空温度分布的影响₂液体喷射率。钻井液流量越大，环空与海水的换热时间越短，海水对环空温度的影响越小。

数字4结果表明，随着流量的增加，环空压力减小。对于井筒上段，相平衡压力随流量的增大而减小，对于井筒下段，相平衡压力随流量的变化基本不变。环空压力与相平衡压力曲线的交点向上移动(交点为天然气水合物的临界分解位置);这与[4］．在这种注入温度和压力条件下，水合物的分解位置在150 ~ 200 m之间。

在实际钻井过程中，研究了聚合物添加剂CO₂不需要流体。根据图4和图5，聚合物添加剂CO的最小压力和最高温度₂流体位于环空出口。不同流量对应的温度和压力如表所示2．根据S - W方程，在这个过程中没有相变。在实际操作中，为保证操作安全，应尽量提高注射压力，降低注射温度。

３．２．注射温度的影响

数字5给出了流量为100 L/min时，不同注入温度下的环空压力和相平衡曲线。由于注入温度升高，相平衡压力增大，环空压力略有增大。喷射温度对分解点深度影响不大。

3．3．与水

为了比较使用聚合物添加剂CO的差异₂并以水为钻井液，进行了模拟。在实际应用中，水作为钻井液很难达到低温，注入水温度设定为285 K，注入压力为10 MPa，注入量为10 L/min。聚合物添加剂CO₂注液温度为275 K，其他条件保持不变。

数字6显示环空温度分布。由于聚合物添加剂CO₂流体比水的比热小，它受海水温度的影响很大。数字7给出了环空压力与相平衡压力之间的关系。两者的平衡曲线几乎是一致的。当聚合物添加剂CO₂采用钻井液作为钻井液，水合物的分解位置更接近井口。

4.结论

基于以上研究，我们可以得出以下结论:

(1)增大注入压力可以使水合物分解位置更靠近环空出口。

(2)与水相比，采用聚合物添加剂CO₂钻井液作为钻井液，相平衡曲线与环空压力曲线的交点更接近环空出口，这显然有利于井控的实施。

(3)然而，由于聚合物添加剂CO的特殊性能₂为保证聚合物添加剂CO₂在钻井过程中，流体不会发生相变，因此有必要提高注入CO的压力并降低其温度₂；这对设备来说是非常困难的。根据计算，建议喷射压力不应低于10 MPa，喷射温度不应高于285 K。

(4)当聚合物添加剂CO₂采用流体作为钻井液，相平衡曲线与环空压力曲线的交点随着流量的增加而增大，这与[4］．原因是未来研究的重点。

数据可用性

本研究中包含的所有数据均可通过与通讯作者联系获得。

的利益冲突

作者声明本文的发表不存在利益冲突。

致谢

中国石油大学(北京)油气资源与探测国家重点实验室资助(no . PRP/open-1610);国家自然科学基金资助(no . 51804267)。

参考文献

1. 郑荣昌，杨绍海，杨国平，林萍。天然气水合物作为一种能源资源的前景与挑战应用能源，第162卷，1633-1652页，2016。视图:出版商的网站|谷歌学者
2. R. Boswell和T. S. Collett，“天然气水合物资源的当前观点”，能源与环境科学，第4卷，第4期。4, pp. 1206-1215, 2011。视图:出版商的网站|谷歌学者
3. x的年代。Li, B. Yang, Y. Zhang, et al.，“在一种新型的中试规模的水合物模拟器中降压从沉积物中甲烷水合物中产气的实验研究，”应用能源第93卷第5期6，第722-732页，2012。视图:出版商的网站|谷歌学者
4. 李强，陈伟等，“全球首个深水浅层非成岩天然气水合物的固体流态化井测试与生产”，石油学报，2014,35 (4):594 - 598年度海上技术会议论文集，第4卷，2784-2794页，休斯顿，德克萨斯州，美国，2018。视图:出版商的网站|谷歌学者
5. “一种高效的天然气水合物复合缓蚀剂的研究”，广东化工第35期3，第8-10页，2008。视图:谷歌学者
6. 孙伯军，刘学林，任世仁，“钻井液添加剂对天然气水合物形成的抑制作用实验”，中国石油大学学报(自然科学版)，第32卷，第2期1，页56-59,2008。视图:谷歌学者
7. 陈志军，廖学军，“枯竭页岩碳封存的三线性流动模型研究”，SPE杂志第21卷第2期4, pp. 1386-1399, 2016。视图:出版商的网站|谷歌学者
8. T. A. Buscheck, Y. Sun, Y. Hao等，“将盐水提取、脱盐和残余盐水回注与盐层二氧化碳存储结合起来:对压力管理、容量和风险降低的影响，荷兰阿姆斯特丹，”能源Procedia，第4卷，第4283-4290页，2011。视图:出版商的网站|谷歌学者
9. 黄旭东，李涛，高虹，赵军，王超，“SO的比较”₂与公司₂利用低场核磁共振提高页岩油气采收率燃料，第245卷，第563-569页，2019。视图:出版商的网站|谷歌学者
10. 李强，魏亚南，刘国和，“中国西部地区二氧化碳地质储存与深部咸水回收的结合:数值分析的见解”，应用能源，第116卷，第101-110页，2014。视图:出版商的网站|谷歌学者
11. “超临界二氧化碳对页岩气开发的可行性分析”，“超临界二氧化碳对页岩气开发的可行性分析”，能源，A部分:回收，利用和环境影响第34卷第3期15, pp. 1426-1435, 2012。视图:出版商的网站|谷歌学者
12. f·罗,r . N。徐,和p . X。“CO作用下的双重态增强地热系统的数值研究₂作为工作流体(CO₂量EGS),“能源， vol. 64, pp. 307-322, 2014。视图:出版商的网站|谷歌学者
13. M. Boot‐Handford, J. C. Abanades, E. Anthony等人，“碳捕获和存储更新”，能源环境科学，第7卷，第5期1, pp. 130-189, 2014。视图:谷歌学者
14. R. S. Middleton, J. W. Carey, R. P. Currier等，“页岩气和非水压裂液:超临界CO的机遇和挑战₂”,应用能源第14卷第2期7, pp. 500-509, 2015。视图:出版商的网站|谷歌学者
15. 孙辉，姚坚，s - H。高,d . Y。粉丝,C . C。王,和z . X。孙，“CO的数值研究₂提高页岩气藏的天然气采收率和封存，”国际温室气体控制杂志， vol. 19, pp. 406-419, 2013。视图:出版商的网站|谷歌学者
16. A. R. Hasan和C. S. Kabir，“计算气举井流体温度分布的机械模型”，SPE生产及设施，第11卷，第5期。3，第179-185页，1996。视图:出版商的网站|谷歌学者
17. H. J. Ramey，井筒传热，石油技术学报第14卷第2期4，第427-435页，1962。视图:出版商的网站|谷歌学者
18. 杨敏，赵旭东，杨宇孟等，“考虑钻柱组合和套管程序的井筒内瞬态温度分布的确定”，应用热工程，第118卷，第299-314页，2017。视图:出版商的网站|谷歌学者
19. A. R.哈桑和C. S.卡比尔，井筒中的流体流动和传热， SPE Richardson，德克萨斯州，2002年。
20. L. R. Raymond，“循环钻井液中的温度分布”，石油技术学报第21卷第2期3，第333-341页，1969。视图:出版商的网站|谷歌学者
21. a . R. Hasan, C. S. Kabir, X. Wang，“用于油井测试的井筒/油藏模拟器的开发与应用”，SPE地层评价，第12卷，第2期3，第182-190页，1997。视图:出版商的网站|谷歌学者
22. A. R. Hasan, C. S. Kabir, X. Wang，“瞬态测试中的井筒两相流动与传热”，SPE杂志，第3卷，第2期。2，页174-182,1998。视图:出版商的网站|谷歌学者
23. “超临界CO流体中地层水侵入对井筒温度和压力的影响₂钻。”石油勘探开发第38卷第2期3, pp. 362-368, 2011。视图:出版商的网站|谷歌学者
24. 李兴国，“超短半径径向井流动温度与压力分布的耦合预测模型”。视图:出版商的网站|谷歌学者
25. 郭军、曾军，“超临界二氧化碳压裂井筒瞬态温度与压力耦合模型”，史有学报/话剧。罪第36卷第2期2, pp. 203-209, 2015。视图:谷歌学者
26. R. Span和W. Wagner，“一种新的二氧化碳状态方程，用于覆盖流体区域，从三度温度到1100 K，压力高达800 MPa，”物理和化学参考数据杂志，第25卷，第2期6，第1509-1596页，1996。视图:出版商的网站|谷歌学者
27. 王志明，郝学宁，王学强，“深水钻井井筒温度和压力分布的数值模拟，”石油科学与技术第28卷第2期9，页911-919,2010。视图:出版商的网站|谷歌学者

版权

版权所有©2020魏明辉等。这是一篇发布在知识共享署名许可协议，允许在任何媒介上不受限制地使用、传播和复制，但必须正确引用原作。