CN111502604B - 一种天然气水合物分解产生的压力的获取方法 - Google Patents

一种天然气水合物分解产生的压力的获取方法 Download PDF

Info

Publication number
CN111502604B
CN111502604B CN202010339903.8A CN202010339903A CN111502604B CN 111502604 B CN111502604 B CN 111502604B CN 202010339903 A CN202010339903 A CN 202010339903A CN 111502604 B CN111502604 B CN 111502604B
Authority
CN
China
Prior art keywords
natural gas
gas hydrate
decomposition
hydrate
decomposed
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Active
Application number
CN202010339903.8A
Other languages
English (en)
Other versions
CN111502604A (zh
Inventor
王汉
李玉飞
张华礼
马辉运
张�林
罗伟
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Petrochina Co Ltd
Original Assignee
Petrochina Co Ltd
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Petrochina Co Ltd filed Critical Petrochina Co Ltd
Priority to CN202010339903.8A priority Critical patent/CN111502604B/zh
Publication of CN111502604A publication Critical patent/CN111502604A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN111502604B publication Critical patent/CN111502604B/zh
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Images

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/01—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells specially adapted for obtaining from underwater installations
    • G—PHYSICS
    • G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
    • G06F—ELECTRIC DIGITAL DATA PROCESSING
    • G06F17/00—Digital computing or data processing equipment or methods, specially adapted for specific functions
    • G06F17/10—Complex mathematical operations
    • G—PHYSICS
    • G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
    • G06Q—INFORMATION AND COMMUNICATION TECHNOLOGY [ICT] SPECIALLY ADAPTED FOR ADMINISTRATIVE, COMMERCIAL, FINANCIAL, MANAGERIAL OR SUPERVISORY PURPOSES; SYSTEMS OR METHODS SPECIALLY ADAPTED FOR ADMINISTRATIVE, COMMERCIAL, FINANCIAL, MANAGERIAL OR SUPERVISORY PURPOSES, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • G06Q50/00—Systems or methods specially adapted for specific business sectors, e.g. utilities or tourism
    • G06Q50/02—Agriculture; Fishing; Mining

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Theoretical Computer Science (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Business, Economics & Management (AREA)
  • Data Mining & Analysis (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Mathematical Physics (AREA)
  • Pure & Applied Mathematics (AREA)
  • Marine Sciences & Fisheries (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Databases & Information Systems (AREA)
  • Mathematical Optimization (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Mathematical Analysis (AREA)
  • Computational Mathematics (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Agronomy & Crop Science (AREA)
  • Animal Husbandry (AREA)
  • Software Systems (AREA)
  • Algebra (AREA)
  • Health & Medical Sciences (AREA)
  • Economics (AREA)
  • General Health & Medical Sciences (AREA)
  • Human Resources & Organizations (AREA)
  • Marketing (AREA)
  • Primary Health Care (AREA)
  • Strategic Management (AREA)
  • Tourism & Hospitality (AREA)
  • General Business, Economics & Management (AREA)
  • Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
  • Filling Or Discharging Of Gas Storage Vessels (AREA)

Abstract

本发明公开了一种天然气水合物分解产生的压力的获取方法，属于油气井开采领域，该获取方法包括：确定天然气水合物在目标油气井中是否发生分解，若是，则获取天然气水合物在目标油气井中分解产生的压力，其又包括：获取天然气水合物分解后得到的反应体系的体积膨胀系数；获取天然气水合物的分解后得到的反应体系的有效压缩系数；设定目标油气井的地层孔隙中天然气水合物的饱和度；根据体积膨胀系数、有效压缩系数以及天然气水合物的饱和度，获取天然气水合物在目标油气井中分解产生的压力。该方法能够精确地获取不同饱和度下天然气水合物分解压力，对提高井筒完整性具有理论指导意义。

Description

一种天然气水合物分解产生的压力的获取方法
技术领域
本发明涉及油气井开采领域，特别涉及一种天然气水合物分解产生的压力的获取方法。
背景技术
天然气水合物是由天然气与水在高压低温条件下形成的类冰状的结晶物质，通常见于海上油气井，特别是海上油气井的深水地带。如果油气井井壁温度超过赋存的天然气水合物的相平衡温度，则天然气水合物会发生分解。1m3的天然气水合物分解会生成150m3-180m3的天然气和1m3左右的游离水，天然气水合物的分解将导致其体积膨胀数倍，对油气井钻井、开采过程都会带来严重的危害。因此，合理地预测天然气水合物分解之后产生的压力增量，对于降低含天然气水合物的地层钻井井控风险以及提高井筒完整性具有重要的意义。
现有技术基于现场实测数据，采用经验方法预测天然气水合物分解产生的孔隙压力。
在实现本发明的过程中，发明人发现现有技术至少存在以下技术问题：
采用经验方法预测天然气水合物分解产生的孔隙压力具有较低的准确度。
发明内容
鉴于此，本发明提供一种天然气水合物分解产生的压力的获取方法，可以解决上述技术问题。
具体而言，包括以下的技术方案：
一种天然气水合物分解产生的压力的获取方法，所述获取方法包括：确定天然气水合物在目标油气井中是否发生分解，若是，则获取所述天然气水合物在所述目标油气井中分解产生的压力；
所述获取所述天然气水合物在所述目标油气井中分解产生的压力，包括：
获取所述天然气水合物分解后得到的反应体系的体积膨胀系数；
获取所述天然气水合物的分解后得到的反应体系的有效压缩系数；
设定所述目标油气井的地层孔隙中天然气水合物的饱和度；
根据所述体积膨胀系数、所述有效压缩系数以及所述天然气水合物的饱和度，获取所述天然气水合物在所述目标油气井中分解产生的压力。
在一种可能的实现方式中，所述确定天然气水合物在目标油气井中是否发生分解，包括：
根据目标油气井中天然气水合物的埋存井段，获取所述埋存井段处的地层温度、地层压力；
根据天然气水合物的相平衡方程，获取所述地层压力下，天然气水合物的分解温度；
将所述分解温度与所述地层温度进行比较，确定所述天然气水合物在所述目标油气井中是否发生分解。
在一种可能的实现方式中，所述天然气水合物的相平衡方程如下所示：
T＝-0.0008049P4+0.04147P3-0.7725P2+6.6461P-4.3341；
其中，P为目标油气井中天然气水合物的埋存井段处的地层压力，MPa；
T为所述地层压力下天然气水合物的分解温度，℃。
在一种可能的实现方式中，所述获取所述天然气水合物分解后得到的反应体系的体积膨胀系数，包括：
获取所述天然气水合物的密度、所述天然气水合物分解后得到的水的密度、以及所述天然气水合物分解后得到的天然气的密度；
根据所述天然气水合物的密度、所述天然气水合物分解后得到的水的密度、所述天然气水合物分解后得到的天然气的密度、以及所述饱和度，获取所述所述天然气水合物分解后得到的反应体系的体积膨胀系数。
在一种可能的实现方式中，所述天然气水合物分解后得到的反应体系的体积膨胀系数，通过如下公式计算得到：
Figure GDA0003984034930000021
其中，Rp为天然气水合物分解后得到的反应体系的体积膨胀系数，无量纲；
Sh为所述目标油气井的地层孔隙中天然气水合物的饱和度，无量纲；
ρh为天然气水合物的密度，kg/m3；
ρw为天然气水合物分解后得到的水的密度，kg/m3；
ρg为天然气水合物分解后得到的天然气的密度，kg/m3。
在一种可能的实现方式中，所述天然气水合物的分解后得到的反应体系的有效压缩系数，通过如下公式计算得到：
Figure GDA0003984034930000031
其中，ρg为天然气水合物分解后得到的天然气的密度，kg/m3；
Sg为天然气水合物分解后得到的天然气的饱和度，无量纲；
Mg为天然气水合物分解后得到的天然气的的摩尔质量，kg/mol；
Z为实际天然气气体的偏差系数，无量纲；
R为气体常数，J/(mol·K)；
T为天然气水合物的分解温度，℃；
P为天然气水合物埋存井段处的地层压力，MPa。
在一种可能的实现方式中，所述实际天然气气体的偏差系数Z的取值范围如下：0.8≤Z≤1。
在一种可能的实现方式中，所述实际天然气气体的偏差系数Z取值为0.85。
在一种可能的实现方式中，所述天然气水合物在所述目标油气井中分解产生的压力，通过如下公式计算得到：
Figure GDA0003984034930000032
其中，Sh为所述目标油气井的地层孔隙中天然气水合物的饱和度，无量纲；
Rp为天然气水合物分解后得到的反应体系的体积膨胀系数，无量纲；
Ry为天然气水合物分解后得到的天然气的有效压缩系数，无量纲。
在一种可能的实现方式中，根据所述天然气水合物的饱和度和所述天然气水合物在目标油气井中分解产生的压力，作天然气水合物分解压力随天然气水合物的饱和度的走势图。
本发明实施例提供的技术方案的有益效果至少包括：
本发明实施例提供的上述方法，首先确定天然气水合物在目标油气井中是否发生分解，在确定分解的前提下，对天然气水合物在目标油气井中分解产生的压力进行获取：获取天然气水合物分解后得到的反应体系的体积膨胀系数，其可用于计算天然气水合物分解后的反应体系膨胀性造成的地层孔隙体积变化率(简称膨胀体积变化率)。获取天然气水合物的分解后得到的天然气的有效压缩系数，其可用于计算天然气水合物分解后的的反应体系压缩性造成的地层孔隙体积变化率(简称压缩体积变化率)。由于地层的低渗透率，天然气水合物的分解过程被限定在一个固定的孔隙体积内，因此在天然气水合物的分解过程中，地层的总孔隙体积保持不变，即膨胀体积变化率等于压缩体积变化率，根据体积相容性，可以获得在不同的天然气水合物的饱和度下，天然气水合物在目标油气井中分解产生的压力。该方法能够精确地获取不同饱和度下天然气水合物分解压力，有助于分析含天然气水合物的地层中的套管和固井水泥环的外载荷变化情况，优化井身结构和水泥浆体系，对提高井筒完整性具有理论指导意义。
附图说明
为了更清楚地说明本发明实施例中的技术方案，下面将对实施例描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
图1为本发明实施例提供的一示例性的天然气水合物在油气井中的分布示意图；
图2为本发明实施例提供的一示例性的天然气水合物分解压力随天然气水合物的饱和度的走势图。
附图标记分别表示：
1-套管，
2-固井水泥环，
3-地层，
4-天然气水合物。
具体实施方式
为使本发明的技术方案和优点更加清楚，下面将结合附图对本发明实施方式作进一步地详细描述。
天然气水合物通常见于海上油气井，特别是海上油气井的深水地带，附图1示出了天然气水合物在油气井中的分布示意图，如附图1所示，油气井包括：套管1、围设于套管1外部的固井水泥环2，其中，固井水泥环2的外壁紧贴地层3，天然气水合物4赋存于地层3中。
基于油气井的以上构造，地层中的天然气水合物一旦分解成体积显著增大的天然气，会对油气井的钻井、开采过程都会带来严重的危害。钻井过程中，天然气水合物分解得到的天然气会导致钻井液密度降低，产生的超高压可能会导致井喷、井漏等严重事故，同时天然气水合物的分解会使沉积物垮塌，降低地层岩石的骨架应力，造成井壁失稳，严重时会导致地层滑移，造成套管变形。生产过程中，一旦井筒温度(即，井壁温度)高于地层温度，也会使地层中的天然气水合物发生分解，分解得到的天然气发生膨胀，但地层的原始孔隙体积保持不变，根据体积相容性原则，地层压力将会增加，直接导致井筒套管外载荷变大，威胁套管的安全服役寿命，破坏井筒完整性。
为了解决以上技术问题，本发明实施例提供了一种天然气水合物分解产生的压力的获取方法，该获取方法包括以下步骤：
步骤101：确定天然气水合物在目标油气井中是否发生分解，若是，则获取天然气水合物在目标油气井中分解产生的压力。
步骤102：获取天然气水合物在目标油气井中分解产生的压力，包括以下步骤：
步骤1021：获取天然气水合物分解后得到的反应体系的体积膨胀系数。
步骤1022：获取天然气水合物的分解后得到的反应体系的有效压缩系数。
步骤1023：设定目标油气井的地层孔隙中天然气水合物的饱和度。
步骤1024：根据上述各步骤获得的体积膨胀系数、有效压缩系数以及饱和度，获取天然气水合物在目标油气井中分解产生的压力。
需要说明的是，本发明实施例所述的“天然气水合物分解产生的压力”指的是天然气水合物分解后产生的反应体系的压力。天然气水合物的分解后得到的反应体系的有效压缩系数，也可以理解为是，天然气水合物的分解后得到的天然气的有效压缩系数
本发明实施例提供的上述方法，首先确定天然气水合物在目标油气井中是否发生分解，在确定分解的前提下，对天然气水合物在目标油气井中分解产生的压力进行获取：获取天然气水合物分解后得到的反应体系的体积膨胀系数，其可用于计算天然气水合物分解后的反应体系膨胀性造成的地层孔隙体积变化率(简称膨胀体积变化率)。获取天然气水合物的分解后得到的反应体系的有效压缩系数，其可用于计算天然气水合物分解后的的反应体系压缩性造成的地层孔隙体积变化率(简称压缩体积变化率)。由于地层的低渗透率，天然气水合物的分解过程被限定在一个固定的孔隙体积内，因此在天然气水合物的分解过程中，地层的总孔隙体积保持不变，即膨胀体积变化率等于压缩体积变化率，根据体积相容性，可以获得在不同的天然气水合物的饱和度下，天然气水合物在目标油气井中分解产生的压力。该方法能够精确地获取不同饱和度下天然气水合物分解压力，有助于分析含天然气水合物的地层中的套管和固井水泥环的外载荷变化情况，优化井身结构和水泥浆体系，对提高井筒完整性具有理论指导意义。
以下对上述各步骤分别进行进一步的具体描述：
本发明实施例通过步骤101确定天然气水合物在目标油气井中是否发生分解，若是，则获取天然气水合物在目标油气井中分解产生的压力。其中，可以通过如下方法来确定天然气水合物在目标油气井中是否发生分解，其包括：
步骤1011：根据目标油气井中天然气水合物的埋存井段，获取埋存井段处的地层温度、地层压力。
天然水合物的埋存井段位置处的地层温度和地层压力通过温度传感器和压力传感器均可测试得到。
步骤1012：根据天然气水合物的相平衡方程，获取地层压力下天然气水合物的分解温度。
本发明实施例中，所涉及的天然气水合物的相平衡方程为确定的，如下所示：
T＝-0.0008049P4+0.04147P3-0.7725P2+6.6461P-4.3341；
其中，P为步骤1011中所述的目标油气井中天然气水合物的埋存井段处的地层压力，MPa；
T为该地层压力下天然气水合物的分解温度，℃。T也称为相平衡温度。
利用上述天然气水合物的相平衡方程，即可计算得到地层压力下天然气水合物的分解温度。
步骤1013：将上述地层压力下天然气水合物的分解温度与地层温度进行比较，确定天然气水合物在目标油气井中是否发生分解。
若天然气水合物的分解温度低于或等于地层温度(也可理解为是井壁温度)，则赋存于地层中的天然气水合物会受热分解，反之，若天然气水合物的分解温度高于地层温度，则赋存于地层中的天然气水合物将不会发生分解。
进一步地，在获取了天然气水合物分解压力之后，本发明实施例提供的获取方法还包括：
根据天然气水合物的饱和度和天然气水合物在目标油气井中分解产生的压力，作天然气水合物分解压力随天然气水合物的饱和度的走势图。通过上述走势图，能够更直接且清楚地表征天然气水合物分解后反应体系压力随天然气水合物饱和度的走势。
研究证实，造成含天然气水合物的地层孔隙体积变化的原因有两个：
其一，天然气水合物分解后得到的反应体系的膨胀性，也就是说，天然气水合物分解得到的天然气、水以及天然气水合物的膨胀性；
其二，天然气水合物分解后得到的反应体系的压缩性，也就是说，天然气水合物分解得到的天然气、水以及天然气水合物的压缩性。
以下分别针对以上两个原因计算由它们造成的地层孔隙体积变化率：
(1)天然气水合物分解后得到的反应体系膨胀性造成的体积变化可以写为：
(dV)1＝dVw+dVg+dVh (1)
式中，
dVh为天然气水合物的体积变化量，m3；
dVw为天然气水合物分解后得到的水的体积，m3；
dVg为天然气水合物分解后得到的天然气的体积，m3。
可以理解的是，在天然气水合物分解之前，水和天然气的体积均为0。
与天然气水合物分解得到的天然气相比，可以忽略溶解在天然气水合物分解得到的水中的天然气。因此，天然气水合物分解得到的天然气和水的体积的计算公式分别如公式2和公式3所示：
Figure GDA0003984034930000081
Figure GDA0003984034930000082
上述公式中各符号分别代表如下：
rg为天然气水合物分解得到的天然气的质量分数，无量纲；
ρh为天然气水合物的密度，为1000kg/m3；
ρw为天然气水合物分解得到的水的密度，为1000kg/m3；
ρg为天然气水合物分解得到的天然气的密度，kg/m3；
mg为天然气水合物分解得到的天然气的质量，kg；
mw为天然气水合物分解得到的水的质量，kg；
mh为天然气水合物的质量，kg。
因此，天然气水合物分解后得到的反应体系的膨胀性造成的体积变化率如公式4所示：
Figure GDA0003984034930000083
式中，Sh为目标油气井的地层孔隙中天然气水合物的饱和度，无量纲；
Rp为天然气水合物分解后得到的反应体系的体积膨胀系数，无量纲；
Vp为原始地层孔隙的体积，m3。
其中，Rp可以通过以下公式(5)计算得到：
Figure GDA0003984034930000084
由于天然气水合物分解得到的水的量相对于天然气来说很小，同时水的膨胀性相对气体来说可以忽略，因此公式(5)可以进一步简化为公式(6)：
Figure GDA0003984034930000091
其中，Rp为天然气水合物分解后得到的反应体系的体积膨胀系数；
Sh为目标油气井的地层孔隙中天然气水合物的饱和度，无量纲；
ρh为天然气水合物的密度，为1000kg/m3；
ρw为天然气水合物分解后得到的水的密度，为1000kg/m3；
ρg为天然气水合物分解后得到的天然气的密度，kg/m3。
可见，本发明实施例基于上述公式(6)可以获取天然气水合物分解后得到的反应体系的体积膨胀系数，具体地：
获取天然气水合物的密度、天然气水合物分解后得到的水的密度、以及天然气水合物分解后得到的天然气的密度。
根据天然气水合物的密度、天然气水合物分解后得到的水的密度、天然气水合物分解后得到的天然气的密度、以及上述的天然气水合物的饱和度，根据上述公式(6)，即可获取得到天然气水合物分解后得到的反应体系的体积膨胀系数。
(2)根据热力学平衡原理以及实际天然气气体的状态方程，可以计算天然气水合物分解后得到的反应体系的有效压缩系数，具体如下：
天然气水合物的分解过程中，整个反应体系属于热力学平衡状态，其有效压缩系数Ry如公式7所示：
Figure GDA0003984034930000092
式中，
ρg为天然气水合物分解得到的天然气的密度，kg/m3；
Sg为天然气水合物分解得到的天然气的饱和度，无量纲；
ρw为天然气水合物分解得到的水的密度，kg/m3；
Sw为天然气水合物分解得到的水的饱和度，无量纲；
Sh为目标油气井的地层孔隙中天然气水合物的饱和度，无量纲；
ρh为天然气水合物的密度，kg/m3；
T为天然气水合物的分解温度，℃；
P为天然气水合物埋存井段处的地层压力，MPa。
由于在油气开发的实际生产过程中，温度和压力对水和天然气水合物的密度影响很小，可以忽略。因此，公式(7)可以进一步简化为公式8：
Figure GDA0003984034930000101
式中，Sg为天然气水合物分解得到的天然气的饱和度，无量纲；
ρg为天然气水合物分解得到的天然气的密度，kg/m3。
结合实际天然气气体的状态方程，天然气的密度可以通过下述公式(9)计算得到：
Figure GDA0003984034930000102
式中，
Mg为天然气水合物分解得到的天然气的的摩尔质量，一般设定为0.016kg/mol；
Z为实际天然气气体的偏差系数，无量纲；
R为气体常数，J/(mol·K)；
T为天然气水合物的分解温度，℃；
P为天然气水合物埋存井段处的地层压力，MPa。
结合公式(8)和公式式(9)，可以获得有效压缩系数Ry的计算公式如下述的公式10所示：
Figure GDA0003984034930000103
其中，公式(10)中，
ρg为天然气水合物分解后得到的天然气的密度，kg/m3；
Sg为天然气水合物分解后得到的天然气的饱和度，无量纲；
Mg为天然气水合物分解后得到的天然气的摩尔质量，为0.016kg/mol；
Z为实际天然气气体的偏差系数，无量纲；
R为气体常数，J/(mol·K)；
T为天然气水合物的分解温度，℃；
P为天然气水合物埋存井段处的地层压力，MPa。
其中，天然气水合物分解后得到的天然气的饱和度Sg＝1-Sh。
针对实际天然气气体的偏差系数Z，其取值范围如下：0.8≤Z≤1，例如可以为0.8、0.85、0.9、0.95、1.0等。作为优选，Z可以取值为0.85。
天然气水合物分解后得到的反应体系压缩性造成的体积变化为：
(dV)2＝VpRydps (11)
由于地层渗透率很低，所以整个天然气水合物的分解过程被限定在一个固定的孔隙体积内，因此在天然气水合物的整个分解过程中，总的孔隙体积的保持不变，根据体积相容性，可以得到如下公式12：
Figure GDA0003984034930000111
因此，在确定天然气水合物分解后得到的反应体系的体积膨胀系数以及天然气水合物的分解后得到的天然气的有效压缩系数之后，天然气水合物在目标油气井中分解产生的压力，可以通过如下公式13计算得到：
Figure GDA0003984034930000112
其中，Sh为目标油气井的地层孔隙中天然气水合物的饱和度，无量纲；
Rp为天然气水合物分解后得到的反应体系的体积膨胀系数，无量纲；
Ry为天然气水合物分解后得到的天然气的有效压缩系数，无量纲。
以下通过具体实施例进一步描述本发明：
本实施例针对一高温高压气井，经测试，该气井的完钻井深4600m，天然气水合物埋存于井深400m处，该埋存井深处的地层压力为4MPa，地层温度25℃。天然气水合物的密度为1000kg/m3，水的密度为1000kg/m3，实际天然气气体的偏差系数设定为0.85，气体常数为8.314J/(mol·K)。
首先，根据天然气水合物的相平衡方程，获取地层压力下天然气水合物的分解温度：
其中，天然气水合物的相平衡方程如下所示：
T＝-0.0008049P4+0.04147P3-0.7725P2+6.6461P-4.3341；
当地层压力为4MPa时，经上述公式计算得到天然气水合物的分解温度T为12.3℃，可见，井壁地层实际温度超过了天然气水合物的分解温度，即相平衡温度，天然气水合物受热会发生分解，所以，对天然气水合物在目标油气井中分解产生的压力进行获取：
根据以下公式，获取天然气水合物分解后得到的反应体系的体积膨胀系数：
Figure GDA0003984034930000121
其中，Rp为天然气水合物分解后得到的反应体系的体积膨胀系数；
Sh为所述目标油气井的地层孔隙中天然气水合物的饱和度，无量纲；
ρh为天然气水合物的密度，为1000kg/m3；
ρw为天然气水合物分解后得到的水的密度，为1000kg/m3；
ρg为天然气水合物分解后产生的天然气的密度，kg/m3。
将天然气密度和天然气水合物的密度带入上述公式，可得
Figure GDA0003984034930000131
其中，结合实际天然气气体的状态方程，天然气的密度可以通过下述的公式计算得到：
Figure GDA0003984034930000132
式中，
Mg为天然气水合物分解得到的天然气的的摩尔质量，0.016kg/mol。
Z为实际天然气气体的偏差系数，设定为0.85，无量纲；
R为气体常数，J/(mol·K)；
T为天然气水合物的分解温度，12.3℃；
P为天然气水合物所在地层的地层压力，4Mpa。
代入相关参数，可计算得到天然气的密度的密度ρg＝16×4×1000÷(0.85×8.314×(273+12.3))＝31.7kg/m3。
对于天然气水合物的分解后得到的天然气的有效压缩系数，其通过如下公式计算得到：
Figure GDA0003984034930000133
其中，ρg为天然气水合物分解后得到的天然气的密度，为31.7kg/m3；
Sh为天然气水合物的饱和度，无量纲；
Mg为天然气水合物分解后得到的天然气的的摩尔质量，0.016kg/mol；
Z为实际天然气气体的偏差系数，可以设定为0.85；
R为气体常数，J/(mol·K)；
T为天然气水合物的分解温度，12.3℃；
P为天然气水合物所在地层的压力，4MPa；
Teq为天然气水合物的相平衡温度。
将以上各相关参数代入上述公式，可计算得到有效压缩系数为Ry＝(1-Sh)÷31.7×[(16×1000÷(0.85×8.314×(273+12.3))-16×1000×4÷(0.85×8.314×(273+12.3)2)×(0.0032×64+0.1245×16-1.545×4+6.6461)]＝0.24(1-Sh)。
由于天然气水合物在目标油气井中分解产生的压力，可以通过如下公式计算得到：
Figure GDA0003984034930000141
将Ry和Rp的计算式带入以上公式，可以求得，天然气水合物分解过程中反应体系的压力随天然气水合物饱和度的变化情况。图2为对应于该实施例的天然气水合物分解压力随天然气水合物的饱和度的走势图，如图2所示，天然气水合物在分解的初始阶段，地层压力上涨趋势明显，越接近完全分解，地层压力越趋于稳定。这对于准确预测天然气水合物分解产生的地层压力对套管和水泥环力学的影响具有重要意义。
以上所述仅是为了便于本领域的技术人员理解本发明的技术方案，并不用以限制本发明。凡在本发明的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。

Claims (3)

1.一种天然气水合物分解产生的压力的获取方法，其特征在于，所述获取方法包括：确定天然气水合物在目标油气井中是否发生分解，若是，则获取所述天然气水合物在所述目标油气井中分解产生的压力；
所述获取所述天然气水合物在所述目标油气井中分解产生的压力，包括：
获取所述天然气水合物分解后得到的反应体系的体积膨胀系数；
获取所述天然气水合物的分解后得到的反应体系的有效压缩系数；
设定所述目标油气井的地层孔隙中天然气水合物的饱和度；
根据所述体积膨胀系数、所述有效压缩系数以及所述天然气水合物的饱和度，获取所述天然气水合物在所述目标油气井中分解产生的压力；
在获取天然气水合物分解压力之后，根据天然气水合物的饱和度和天然气水合物在目标油气井中分解产生的压力，作天然气水合物分解压力随天然气水合物的饱和度的走势图；所述确定天然气水合物在目标油气井中是否发生分解，包括：
根据目标油气井中天然气水合物的埋存井段，获取所述埋存井段处的地层温度、地层压力；
根据天然气水合物的相平衡方程，获取所述地层压力下，天然气水合物的分解温度；
将所述分解温度与所述地层温度进行比较，确定所述天然气水合物在所述目标油气井中是否发生分解；
如果天然气水合物的分解温度低于或等于地层温度，则确定天然气水合物在所述目标油气井中没有发生分解；如果天然气水合物的分解温度高于地层温度，则确定天然气水合物在所述目标油气井中发生分解；
其中，所述天然气水合物的相平衡方程如下所示：
T＝-0.0008049P4+0.04147P3-0.7725P2+6.6461P-4.3341；
其中，P为目标油气井中天然气水合物的埋存井段处的地层压力，MPa；
T为所述地层压力下天然气水合物的分解温度，℃；
所述天然气水合物分解后得到的反应体系的体积膨胀系数通过如下公式计算得到：
Figure FDA0003984034920000021
其中，Rp为天然气水合物分解后得到的反应体系的体积膨胀系数；
Sh为所述目标油气井的地层孔隙中天然气水合物的饱和度，无量纲；
ρh为天然气水合物的密度，kg/m3；
ρw为天然气水合物分解后得到的水的密度，kg/m3；
ρg为天然气水合物分解后得到的天然气的密度，kg/m3
所述天然气水合物的分解后得到的反应体系的有效压缩系数，通过如下公式计算得到：
Figure FDA0003984034920000022
其中，ρg为天然气水合物分解后得到的天然气的密度，kg/m3；
Sg为天然气水合物分解后得到的天然气的饱和度，无量纲；
Mg为天然气水合物分解后得到的天然气的的摩尔质量，kg/mol；
Z为实际天然气气体的偏差系数，无量纲；
R为气体常数，J/(mol·K)；
T为天然气水合物的分解温度，℃；
P为天然气水合物埋存井段处的地层压力，MPa；
所述天然气水合物在所述目标油气井中分解产生的压力，通过如下公式计算得到：
Figure FDA0003984034920000023
其中，Sh为所述目标油气井的地层孔隙中天然气水合物的饱和度，无量纲；
Rp为天然气水合物分解后得到的反应体系的体积膨胀系数，无量纲；
Ry为天然气水合物分解后得到的天然气的有效压缩系数，无量纲。
2.根据权利要求1所述的天然气水合物分解产生的压力的获取方法，其特征在于，所述实际天然气气体的偏差系数Z的取值范围如下：0.8≤Z≤1。
3.根据权利要求2所述的天然气水合物分解产生的压力的获取方法，其特征在于，所述实际天然气气体的偏差系数Z取值为0.85。
CN202010339903.8A 2020-04-26 2020-04-26 一种天然气水合物分解产生的压力的获取方法 Active CN111502604B (zh)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN202010339903.8A CN111502604B (zh) 2020-04-26 2020-04-26 一种天然气水合物分解产生的压力的获取方法

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN202010339903.8A CN111502604B (zh) 2020-04-26 2020-04-26 一种天然气水合物分解产生的压力的获取方法

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN111502604A CN111502604A (zh) 2020-08-07
CN111502604B true CN111502604B (zh) 2023-02-24

Family

ID=71873257

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN202010339903.8A Active CN111502604B (zh) 2020-04-26 2020-04-26 一种天然气水合物分解产生的压力的获取方法

Country Status (1)

Country Link
CN (1) CN111502604B (zh)

Families Citing this family (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN112083141B (zh) * 2020-09-08 2022-04-29 西南石油大学 水泥浆/钻井液水化热影响天然气水合物稳定性测试装置
CN113062709B (zh) * 2021-04-19 2022-06-28 太原理工大学 一种利用温压协同分步降压开采天然气水合物的方法

Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN101672177A (zh) * 2009-09-28 2010-03-17 中国海洋石油总公司 一种海底天然气水合物开采方法
CN107575193A (zh) * 2017-10-23 2018-01-12 大庆东油睿佳石油科技有限公司 一种海上天然气水合物排式水平井开采的方法
CN108316895A (zh) * 2018-02-23 2018-07-24 中国海洋石油集团有限公司 一种获取海域天然气水合物层实时钻井扩径率的方法

Patent Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN101672177A (zh) * 2009-09-28 2010-03-17 中国海洋石油总公司 一种海底天然气水合物开采方法
CN107575193A (zh) * 2017-10-23 2018-01-12 大庆东油睿佳石油科技有限公司 一种海上天然气水合物排式水平井开采的方法
CN108316895A (zh) * 2018-02-23 2018-07-24 中国海洋石油集团有限公司 一种获取海域天然气水合物层实时钻井扩径率的方法

Non-Patent Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
天然气偏差系数模型综合评价与选用;李相方;《石油钻采工艺》;20010425;第42-46页 *
王汉.考虑浅层气和水合物的深水油气井井筒完整性安全评价.《西南石油大学硕士学位论文》.2017,第38-50页. *
考虑浅层气和水合物的深水油气井井筒完整性安全评价;王汉;《西南石油大学硕士学位论文》;20170501;第38-50页 *

Also Published As

Publication number Publication date
CN111502604A (zh) 2020-08-07

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN111502604B (zh) 一种天然气水合物分解产生的压力的获取方法
CN111927444B (zh) 一种枯竭油气藏储气库注气能力评价方法
US20050152432A1 (en) Method and apparatus for testing cement slurries
US20120018154A1 (en) Methods for completing thermal-recovery wells
CN111219175B (zh) 考虑应力敏感的裂缝性碳酸盐岩酸压裂缝匹配性优化方法
US9096467B2 (en) Methods for completing subterranean wells
CN109241651B (zh) 一种通用的地层破裂压力预测方法
US7909099B2 (en) Well productivity enhancement methods
Li et al. A prevention and control method for natural gas hydrate in pipe strings during deepwater gas well production tests
US20150330179A1 (en) Compositions and Methods for Well Completions
Sump et al. Prediction of wellbore temperatures during mud circulation and cementing operations
CN112282743A (zh) 用于对钻井泥岩地层压力进行预测的方法
Saidin et al. A new approach for optimizing cement design to eliminate microannulus in steam injection wells
CN111859701A (zh) 一种固井水泥浆塑性体积收缩与孔隙压降评价方法
CN111077174A (zh) 一种页岩储层游离气和吸附气含量计算方法
CN112761598B (zh) 一种计算二氧化碳压裂裂缝动态滤失的方法及装置
CN112855075B (zh) 一种水合物地层固井过程高压气水反侵的判别方法
CN115169077A (zh) 一种考虑水合物开采影响的储层本构模型
CN116029222A (zh) 建立用于预测含co2/h2s油气田腐蚀速率的图版的方法
CN115169255A (zh) 固井候凝期间井筒温度场和套压预测方法、装置和设备
CN116341174A (zh) 一种裂缝性砂岩储层临界出砂生产压差预测方法及系统
Ghodusi et al. Analysis of the casing collapse in terms of geomechanical parameters and solid mechanics
Tan et al. Mechanical and petrophysical characterisation and wellbore stability management in gas hydrate-bearing sediments
Li et al. Casing collapse strength analysis under nonuniform loading using experimental and numerical approach
CN117350084B (zh) 适于深水浅层的强度梯度固井安全性能评价方法

Legal Events

Date Code Title Description
PB01 Publication
PB01 Publication
SE01 Entry into force of request for substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination
GR01 Patent grant
GR01 Patent grant