海洋天然气水合物安全长效固井性能设计方法

1.本发明涉及油气井固井技术领域，尤其涉及海洋天然气水合物安全长效固井性能设计方法。


背景技术：

2.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164m3的天然气。天然气水合物被认为是21世纪最有潜力接替煤炭、石油和天然气的新型洁净能源之一，已引起世界各国尤其是发达国家及能源短缺国家的高度重视。
3.目前，海域天然气水合物试采大多采用传统的建井方法，可见通过建井方式开采天然气水合物是当今国际上的主流方法，而固井是建井过程的重要环节，固井质量的好坏对井筒安全影响重大。由于水泥水化放热的影响，一方面将导致本已胶结良好的水泥环与井壁之间出现微环空等固井质量下降问题，且气体不断地向上喷发，产生严重后果；另一方面水合物的分解将导致该区域地层的不稳定，可能会出现塌陷的现象。要实现水合物地层安全建井的目标，保证水泥环整体封隔性能，需要对天然气水合物地层固井过程中的二界面胶结强度发展规律、地层温度场和应力场变化规律、水泥环及界面完整性进行深入研究，为水合物地层固井提供技术支持。
4.公开号为cn113213785a的中国专利文件公开了一种高强低水化热固井低水化热水泥及其制备方法，在该水泥体系中，使用低热硅酸盐水泥、低水化活性材料10％-20％、增强剂4％-8％、抗收缩剂4％-6％、早强剂0.5％-1.5％，很好地解决了水泥浆水化热与抗压强度的问题，但该固井水泥体系在低温条件下的性能较差。
[0005]“含热力学抑制剂钻井液侵入天然气水合物地层扰动模拟”(张怀文等，科学技术与工程，2018/2)一文中探究了水合物热力学抑制剂对水合物层的扰动规律。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，但对于防止地层中水合物的分解与抑制井筒中水合物的生成这一矛盾问题未给出解决方案。
[0006]“天然气水合物分解对井筒周围土层变形的影响”(王晶等，水利与建筑工程学报，2017/12)一文中通过flac3d软件建立相关模型，对不同层位的天然气水合物分解半径进行模拟，得出分解后井筒周围的土体形变，但该文章中，相关假设不具有普遍性，且未考虑固井过程中的热力学作用。
[0007]
综上所述，由于天然气水合物储层地质条件、温度和压力环境的复杂性和特殊性，天然气水合物固井技术均集中在低温低水化热水泥浆体系研究，以及钻井与开采过程中，天然气水合物地层稳定性控制。但降低油井水泥浆体系的水化放热，无法满足低温下水泥石在较短时间内兼备较高的抗压强度，且候凝时间过长。
[0008]
因此，确定油井水泥水化放热、水泥石抗压强度与天然气水合物稳定性之间的关系，是天然气水合物固井急需解决的关键问题。针对这一关键问题，天然气水合物安全长效
固井性能设计方法，以保证固井质量，为天然气水合物安全高效开采打下坚实基础。


技术实现要素：

[0009]
本发明的构思是：以保证天然气水合物稳定开采为前提，对固井施工流程所用到的工作液进行评价。分别从以下三方面研究固井过程中影响天然气水合物稳定赋存的因素，包括：
①
前置液；
②
固井水泥浆体系性能；
③
水泥石力学性能。
[0010]
基于此，本发明的目的在于提出海洋天然气水合物安全长效固井性能设计方法，提出以固井工艺为前提，结合固井中的施工流程，采取不同的分析方法来保证天然气水合物稳定开采。对于固井前循环的前置液，除了具备隔开钻井液与水泥浆、冲洗井壁及套管壁、提高水泥胶结强度等作用，也应在循环时做到在储层段减少水合物分解，低温条件下具有良好的流变特性。对于固井用水泥浆，采用水泥水化动力学理论，对不同水泥浆体不同水化阶段进行定量分析，确定其水化动力学关键参数，并结合热力学定律，推导的环空-套管-地层产热传热方程，将水化动力学实验参数转换为实际工况下的温度变化，并结合天然气水合物稳定赋存条件，得出该体系下水泥浆水化放热对天然气水合物地层的影响程度。同时，由于水泥浆体系水化放热量与水泥石力学性能有关，须在考虑天然气水合物稳定赋存的基础上提高水泥石相关性能，诸如抗压强度、线性膨胀率等，以提高二界面胶结质量，保证固井质量。通过对以上所列进行研究，分析各个因素的关键指标，进一步获得固井综合设计方法。
[0011]
为进一步实现上述目的，本发明采用以下技术方案：海洋天然气水合物安全长效固井性能设计方法。包括以下步骤：
[0012]
①
前置液的设计以提高顶替效率、提高界面胶结强度为基础，通过提高前置液与钻井液的相容性和降低前置液对套管、井壁的粘附力来实现，并对多种天然气水合物抑制剂进行效果测试，优选出在与地层接触过程中防止天然气水合物分解且在井筒中防止天然气水合物生成的抑制剂及合适加量，并同时保证可以提高顶替效率、提高弱胶结地层界面胶结质量；
[0013]
②
对于固井水泥浆而言，其水化时所释放的热量对天然气水合物地层产生较大影响，低温条件下会影响水泥水化反应速率，也会大大降低水泥浆活性胶凝材料的火山灰反应，进而导致水泥浆强度发展缓慢、水泥石微观孔隙结构发展不充分，影响力学性能，因此从防止天然气水合物分解、保证低温早强、提高固井质量、保障固井安全、后期开采的井筒完整性等方面来进行设计，应保证固井水泥浆50h水化热应控制在105-118j
·
g-1
，在14℃的环境温度下，水泥浆最高温度控制在21℃以下；
[0014]
③
对水泥石力学性能的设计，首先基于软件平台abaqus按照数值模拟的方法确定出天然气水合物固井二界面胶结情况，即首先要研究天然气水合物地层力学特性和本构关系，并采用广泛使用的cohesive zone model模型模拟出界面胶结情况，获取二界面损伤判据在界面上的分布情况；其次，依据地层力学基本信息建立起模拟地层，并进行二界面胶结强度测试；最后，根据相关结果确定对现有水泥石进行评价，并提出提高天然气水合物地层固井质量的相关力学性能指标：水泥石48h力学性能应具备以下特性：弹性模量在5-8gpa、二界面胶结强度应大于1.2mpa、抗压强度应大于12mpa；
[0015]
④
根据室内固井模拟实验装置，测试所述固井工作液的性能是否满足要求；若满
足要求，进行步骤
⑤
，否则，重复步骤
①‑③
；
[0016]
⑤
根据目标层段的相关钻井参数对固井工作液注入量进行估算，根据相应的施工参数将满足要求的固井工作液注入地层，直至水泥浆到达设计的范围。
[0017]
进一步的，所述步骤
①
中，前置液中所添加的天然气水合物抑制剂包括但不限于氯化钠(7-10％)/乙二醇(8-10％)、聚乙烯醇、n-乙烯基吡咯烷酮(0.5-1％)、聚甘油酰胺酯(2-6％)、n-甲基丙烯酰胺(2.5-7％)、聚环氧乙烷(0.1-1.2％)中的一种或多种的复配使用。
[0018]
进一步的，所述步骤
①
中，前置液中所添加的提高界面胶结强度材料的包括但不限于环氧树脂(6-12％)、醋酸乙烯乳胶(3-8％)、聚乙烯醇(1.0-3.2％)。
[0019]
进一步的，所述步骤
②
中，水泥浆中所添加的低水化热材料包括但不限于粉煤灰(35-55％)、矿渣(35-60％)、相变吸热微球(7-15％)、固固相变吸热材料(8-18％)。
[0020]
进一步的，所述步骤
②
中，水泥浆中所添加的低温早强材料包括但不限于液体纳米二氧化硅(1-4％)、纳米硅溶胶(2-6％)、水化硅酸钙晶核纳米早强剂(3.5-6.5％)、锂盐(1-3％)/氯化钾(3-5％)复合类早强剂。
[0021]
进一步的，所述步骤
②
中，水泥浆中所添加的膨胀剂包括但不限于氧化钙(2-5％)、硫铝酸钙(1-4％)、铝酸三钙(1-3.5％)中的一种或多种的复配使用。
[0022]
进一步的，所述的海洋天然气水合物安全长效固井性能设计方法，其特征在于水泥浆密度控制在1.4-1.6g/cm3，所添加的密度调节材料剂为中空玻璃微珠类减轻剂材料，以及微硅等稳定剂。
[0023]
与现有技术相比，本发明具有以下有益效果：
①
针对固井工艺所涉及的前置液、水泥浆，按照工艺流程分析了固井工作液对天然气水合物固井过程中的不同影响因素，包括：固井工作液低温条件下的流动性能变差，前置液循环期间对天然气水合物的影响，固井水泥浆水化放热与天然气水合物地层热量交换，固井二界面胶结强度与水泥石力学性能指标；
②
研究的因素全面，基本包括了现有固井施工中的工艺流程，对于不同工作液的影响因素，通过逐一提取影响因素的关键科学问题，选取合适的评价方法，最终形成了适用于海洋天然气水合物安全长效固井性能设计方法；
③
对于不同井况，天然气水合物的地质条件、天然气水合物饱和度、含水率等不尽同，所使用固井水泥浆体系也有所不同，在进行不同体系分析时，可按照本文思想与方法，对部分性能参数进行修改和进一步完善，从而获得不同条件下天然气水合物固井过程中稳定赋存的施工方案。
附图说明
[0024]
为了更加清楚地说明本发明的技术方案，对本发明对实施例所描述的需要使用附图的内容进行介绍。
[0025]
图1是本发明系统分析固井设计方法的示意图；
[0026]
图2是本发明固井性能设计流程图；
[0027]
图3是本发明固井胶结强度及水泥石力学性能评价示意图。
具体实施方式
[0028]
为了更加清楚地说明本发明的技术方案，下面将对照附图的内容说明本发明的实
施方式。
[0029]
如图1，图2所示，海洋天然气水合物安全长效固井性能设计方法，包括以下步骤：
[0030]
①
冲洗液在固井作业起到稀释和分散钻井液、冲洗井壁及套管壁、提高水泥胶结强度等作用，隔离液需要有效隔开钻井液与水泥浆，加强顶替效果，需要具有良好的流动性以及悬浮力。在天然气水合物固井作业时，工作液长时间与天然气水合物地层接触，其所携带物质与能量会与地层发生相互作用，对地层稳定性产生一定影响。在实际工艺流程中，前置液虽作用时间较短，还是应具备较低的温度。
[0031]
根据前置液作用与性能要求，对多种天然气水合物抑制剂进行效果测试，优选出在与地层接触过程中防止天然气水合物分解且在井筒中防止天然气水合物生成的抑制剂及合适加量，并同时保证可以提高顶替效率、提高弱胶结地层界面胶结质量；
[0032]
②
对于固井水泥浆而言，其水化时所释放的热量对天然气水合物地层产生较大影响，低温条件下也会影响水泥浆的固化等相关性能，因此从防止天然气水合物分解、保证低温早强、提高固井质量、保障固井安全、后期开采的井筒完整性等方面来进行设计。
[0033]
首先对水泥浆体系进行等温量热法测定释放的热量，采用广泛使用的k-d模型计算水泥水化过程中相关参数，结合经典传热学理论，建立井筒温度场的二维预测模型，在不同阶段时，需选取不同的计算参数，获得水泥浆温升情况，其次，将水泥温升变化作为唯一热源引入预测模型中，并在求解器中进行数值计算，计算出环空-地层温度变化，然后，结合abaqus中的传热计算，更为直观的反映出水泥浆水化放热对地层随时间、随井筒距离的变化规律，结合天然气水合物稳定赋存的条件，判定该体系下水泥浆水化热是否需要进行调控，以及调控的范围。
[0034]
同时，由于水泥浆水化放热与水泥石力学性能有很强的相关性，在降低水化放热的同时，需要兼顾水泥的力学性能，可以添加低温早强材料来保证水泥石早期强度的发展，公开号为cn113003962a、cn109266320a的中国专利公开了几种低温早强材料，水泥浆中所添加的低温早强材料包括但不限于氯化钙、纳米二氧化硅、水化硅酸钙-聚羧酸醚纳米复合早强剂。
[0035]
③
对于水泥石力学性能的设计，由于天然气水合物地层大都未固结成岩，储层主要为粉砂、泥质粉砂等细粒沉积物，松软且固结弱，难与水泥石形成有效的胶结；其次，水泥石相关力学性能，诸如收缩率、弹性模量，抗压强度等都会受到低温条件的影响。为达到水合物地层安全建井的目标，保证水泥环整体封隔性能，需要对天然气水合物地层固井过程中的二界面胶结强度发展规律进行研究。
[0036]
基于此，调研了国内外固井二界面胶结强度的研究成果，采用内聚力模型(cohesive zone model，czm)理论研究固井二界面处的起裂及损伤，采用双线性内聚力法则并结合有限元法，对材料破坏的整个过程进行模拟。研究方法参考中国石油大学(北京)蒋记伟等数值模拟研究。为保证本文分析的全面性，需对天然气水合物地层胶结强度的室内物理研究模型也进行相关研究，以获得更加准确的定量描述。
[0037]
④
根据室内固井模拟实验装置，测试所述固井工作液的性能是否满足要求，固井模拟实验装置包括压力控制模块、水泥浆泵注模块，以及在模拟底层中预埋的压力与温度传感器模块，可以用来实时检测水泥水化放热对地层温压变化的影响范围。
[0038]
⑤
根据目标层段的相关钻井参数对固井工作液注入量进行估算，根据相应的施工
参数将满足要求的固井工作液注入地层，直至水泥浆到达设计的范围。
[0039]
综上所述，本发明所提供的海洋天然气水合物安全长效固井性能设计方法，能够较好地解决现有技术中天然气水合物固井安全性问题，在进行不同体系分析时，可按照本文思想与方法，对部分参数进行修改和进一步完善，从而获得不同条件下天然气水合物固井过程中稳定赋存的施工方案，具有较好的应用前景。
[0040]
以上所述仅是本发明较佳的实施方式，使本领域技术人员能够理解或实现本发明。本发明无法列举出所有的实施方式，对这些实施例的多种修改对本领域的技术人员来说将是显而易见的，本文中所定义的一般原理可以在不脱离本发明的精神或范围的情况下，在其它实施例中实现。因此，本发明将不会被限制于本文所述的这些实施例，而是要符合与本文所公开的原理和新颖特点相一致的最宽的范围。