天然气水合物钻井液冷却技术进展

马　岩，邢希金

(中海油研究总院，北京 100028)



天然气水合物钻井液冷却技术进展

马岩，邢希金

(中海油研究总院，北京 100028)

摘要：应用钻井液冷却技术来稳定地层、防止天然气水合物分解是天然气水合物开采中的一个重要课题，对此国内外都开展了大量的研究。通过介绍低温钻井液要求、冷却技术分类及钻井液冷却系统，总结了国外钻井液冷却技术研究进展及现场应用情况。综述了我国钻井液冷却技术的科技成果与研究进展。我国已初步研发出适用于国内冻土区域天然气水合物开采的钻井液冷却系统，并通过增加换热器个数、优化换热器式样来增大换热面积，达到了强化钻井液冷却效果的目的。钻井液冷却技术已在青海木里盆地和漠河盆地完成了野外试验，取得了良好的效果，成功钻获了天然气水合物。提出了钻井液冷却技术的未来发展中，我国应关注增加换热器的换热面积、载冷剂的循环使用及加强野外试验等几个方面的研究。

关键词：冻土；天然气水合物；钻井液冷却；载冷剂；低温；换热面积

天然气水合物是天然气与水在高压、低温条件下形成的类似冰状的结晶物质，其储量丰富，甲烷含量占80%～99.9%，燃烧时的污染比煤、石油、天然气都小很多，是一种规模巨大的新型潜在能源。天然气水合物主要分布于海底沉积物和陆上冻土带。中国是世界上第三大冻土国，在青藏高原和东北大兴安岭地区有大片的冻土区域，蕴藏着大量的天然气水合物[1]。

天然气水合物的主要气体成分为甲烷，如果在开采的过程中失控，分解出的甲烷气体会破坏地球的环境，严重时会出现地基沉降事故。因此，对冻土区域的天然气水合物进行开采需要不断地提高相关技术水平。其中，如何在钻采过程中防止冻土水合物分解是首要考虑的问题之一。

在冻土层开采天然气水合物时，钻头、钻杆与岩石、井壁的摩擦会产生巨大的热量，并且随着井深的增加，井底温度逐渐增大。在钻井液循环过程中会带出部分井底热量，其本身温度也会随着循环的进行而升高[2]。当返出的钻井液温度过高时，将导致冻土层天然气水合物分解。因此，针对冻土区水合物开采的钻井液冷却技术的攻关，是一个至关重要的课题。

1 钻井液冷却技术

钻井液冷却技术主要分为高温钻井液冷却技术和低温钻井液冷却技术。高温钻井液冷却技术适用于中高温地热井和深部油气井钻井中，低温钻井液冷却技术适用于冻土区油气钻井和天然气水合物钻井中。

1.1 低温钻井液要求

低温钻井液对冻土区天然气水合物的控制主要体现在3个方面：①抑制井内天然气水合物的分解；②避免诱发天然气水合物的分解；③抑制钻井液中天然气水合物的再形成。在设计适合冻土层天然气水合物钻井液体系时，需要考虑钻井液密度、水合物抑制能力、钻井液护壁性及钻井液流变性这4个因素。

1.2 冷却技术分类

目前冷却技术主要有如下3种方法：

(1)自然蒸发冷却。钻井液从井内返回地面的过程中，其温度随着流动蒸发降低，从而自然降温，可通过加长钻井液槽的循环路线使之获得一定程度的冷却。此方法一般应用于钻井液流量较小、返回钻井液温度较低、进出井温差较小的井，其应用范围较窄。

(2)低温固体传导冷却。通过向钻井液池中加入低温固体的方式实现冷却，一般应用于返回钻井液温度不高、进出井温差不大的井。

(3)强制冷却。通过钻井液冷却装置强制冷却，一般应用于返回钻井液温度过高、进出井温差过大的井，其在国外应用范围广泛[3]。随着我国钻井液冷却技术的发展，钻井液冷却装置逐渐普及。

1.3 钻井液冷却系统

钻井液冷却系统主要包括：载冷剂制冷、钻井液制冷及温度检测3部分。其中最重要的装置为换热器和载冷剂箱。

赵江鹏[4]对换热器的特征和性能进行了评价，认为换热器主要分为管式换热器和板式换热器两大类。在管式换热器中，套管式换热器可串联和并联，灵活性大且易清洁；列管式换热器的传热面积和机械强度较大；U形管式换热器结构紧密但不易清洗；翅片管式换热器不易结垢，但造价高。在板式换热器中，平板式换热器可大范围串联、并联及组合配置，对黏性较大的流体亦可处理，便于清洁，但使用压力和温度不能太高；螺旋板式换热器传热效果好，但清洗困难；板翅式换热器传热能力强，但结构复杂且造价高，不能承受高温高压。

制冷剂是载冷剂箱中传递热量的物质。制冷剂对钻井液冷却系统的冷却效果起着至关重要的作用。在选择制冷剂时，一般要求传热系数大、黏度小、性质稳定、腐蚀性小且安全无毒、价格低廉。目前常见的制冷剂是乙二醇水溶液。赵江鹏[4]认为，载冷剂箱的容积至少是运行时制冷剂循环量的8～12倍，其合理范围为1.5～5m3，足够的制冷剂量可保证钻井液冷却系统的正常运行。

2 钻井液冷却系统研究进展

2.1 国外研究与应用现状

国外对钻井液冷却技术的研究较成熟。1988年，加拿大在波弗特海近海冻土层钻井中，采用钻井液冷却器将钻井液冷却至-9℃；1998年，加拿大在马更些地区Mallik 2L-38天然气水合物勘探井中使用一种平板式换热器，将钻井液冷却至2℃左右；2003年，美国在阿拉斯加北坡天然气水合物试采井——热冰1井中，将钻井液冷却至-5℃左右。热冰1井的钻井液冷却系统通过3个部分实现循环冷却：首先热冰1井的钻井环境温度较低，钻井液通过简易换热器在空气中进行初步冷却；然后钻井液进入封闭环境进行实际冷却；最后在封闭的环形换热器中与乙二醇制冷剂进行热交换冷却[5]。

2007年，美国在阿拉斯加北坡天然气水合物钻探中，使用美国Drillcool公司研发的钻井液冷却装置，使钻井液温度维持在-2℃左右，其制冷剂主剂为氨水[6]。同年，为了在加拿大永久冻土区域顺利完成钻探作业，通过BP、雪佛龙等公司设计了一种适用于钻采稠油的钻井液冷却系统[7]。此高自动化系统实现了二级换热，其中一级换热是乙二醇在板式热交换器中与氨制冷系统进行换热冷却，二级换热是冷却后的乙二醇通过螺旋换热器与钻井液进行换热。通过大口径螺旋换热器，最大限度地降低了钻井液堵塞的问题，保证了换热器的最大接触面积与最长接触时间。同时，冷却后的乙二醇通过系统内制冷线圈进行循环，从而确保系统内的冷冻环境，保证系统的顺利运行。加拿大设计的钻井液冷却系统配有温度自控功能，使钻井液保持在所需温度。对两种不同体系的钻井液进行冷却，均得到较好的冷却效果：将KCl聚合物体系钻井液冷却至-5~-4℃，将含4%~5%KCl的PHPA钻井液体系冷却至-2.5~-2℃。

李国圣对美国、荷兰等国家设计的钻井液冷却系统进行了总结。美国设计了通过向管束表面浇注冷却物质的方式来达到冷却目的的钻井液冷却系统，温度升高后的冷却物质可通过散热器冷却后循环使用。荷兰研制了一种二级冷却的钻井液冷却技术，钻井液不与冷却物质接触。一级换热是钻井液与乙二醇和水的混合物进行换热，二级换热是乙二醇和水的混合物与海水进行换热，最终通过两个板式换热器散热。马来西亚设计了通过板式散热器直接对高温钻井液进行降温散热的冷却系统，但这个散热器仅适用于高温高压区域。

2.2 我国钻井液冷却系统研究情况

我国对冻土水合物钻井液冷却技术的调查研究起步较晚，最初引用的是国外技术。2007年，我国运用国外技术在南海成功地钻取了天然气水合物。2008年11月，我国在青海省南祁连山冻土带使用自然蒸发冷却技术，成功钻取了天然气水合物样品。随着我国冻土区天然气水合物研究的深入，自主研发、设计了适用于我国冻土区天然气水合物科学钻探的钻井液冷却技术[4]。

赵江鹏等[8]研制了一套钻井液冷却系统(图1)，这套系统主要由载冷剂制冷部分、钻井液冷却部分和温度检测部分组成。该系统采用风冷低温乙二醇冷水机组，乙二醇为制冷剂，将钻井液和制冷后的载冷剂输送至同轴套管式换热器中，通过逆向流动进行热交换，从而实现钻井液的快速冷却，并能将钻井液动态维持在低温范围。

2012年，刘玉民等[9]在前人研究的基础上，对换热器的制冷效率进行了理论计算，得出其具有54.8%的系统制冷效率，从理论上证明了该系统可满足冻土区天然气水合物的钻探需要。同时，刘玉民等[9]建议将冷却系统内的同轴套管式换热器内管更换为螺旋式花管，可增大载冷剂与钻井液的接触面积，提高传热效率，使制冷效果更佳。

2013年李家晟等[10]对这套钻井液冷却系统进行了改进，加入智能温控单元，提高了钻井液制冷系统的自动化程度，避免了人为操作不当或某些设备异常造成的系统瘫痪，解决了制冷过程中的重要隐患。

前述的同轴套管式换热器钻井液冷却系统虽然具有诸多优点，但在试验中也暴露出许多缺陷，如能量利用率低、设备体积较大等。针对以上问题，2013年李宽等[11]对传热机理和换热器结构进行了深入研究，开发了一种改进型的钻井液冷却系统(图2)。使用了3层套管式换热器，在钻井液通道中加入了载冷剂通道，使3层套管式换热器具有两个换热面，即：①钻井液与中心通道载冷剂的对流换热;②钻井液与外侧载冷剂的对流换热。通过理论计算和数值模拟发现，该设计使钻井液与载冷剂的换热面积得到大幅提高，而换热器体积和能量消耗得到了大幅度减小。

为了防止冻土区天然气水合物在钻井过程中分解，国外主要倾向于采用强制冷却法，使用钻井液冷却系统对钻井液进行冷却。我国目前也主要围绕强制冷却法发展。在近几年的钻井液冷却系统研究中，主要采用以乙二醇为制冷剂的钻井液冷却技术。通过不断研究开发及改进创新，在冻土区野外试验中初步得到了一些进展。

3 钻井液冷却系统现场应用

“青藏高原冻土带天然气水合物调查评价”中，钻井液冷却系统得到了现场应用试验，这是我国自主研发钻井液冷却系统首次在陆地永冻区进行试验，地点为青海木里盆地。应用结果显示(表1)，钻井液温度随钻井液冷却不断降低，最终达到目标值。在3个实验井中累计钻探794m，其中2口井通过钻井液冷却系统解决了钻井液温度升高所导致的水合物分解等问题，成功发现天然气水合物。

表1　2009年6月20日天然气水合物钻井液

2011年，陈大勇等[12]评价了该套系统在漠河盆地天然气水合物钻探中的使用情况。漠河盆地位于大兴安岭以北、黑龙江上游南岸，为多年永冻区，冻土层厚度一般为60～80m。钻探过程中使用低固相聚合物耐低温钻井液。在动态稳定状态，载冷剂循环泵流量为100L/min、进口温度为-5℃，钻井液循环泵流量为160L/min、进口温度为3℃、钻井液出口温度为1.2℃。

图3是根据现场实测数据所绘的钻井液温度—时间曲线。从图3中可看出，钻井液入井与出井温度相近，其中冷却后钻井液入井温度始终保持在5℃以下，满足钻探需求；但由于钻井液池没有保温装置，其受外界温度影响较大，导致其温度曲线波动较大。经过几个月的野外试验论证，该套系统工作平稳，制冷效果较好，可满足低温区域天然气水合物的钻探要求。

4 钻井液冷却技术未来发展方向

对于我国今后钻井液冷却技术的研究，建议关注以下几点：

(1)增加换热面积。增大换热面积可有效增大换热效率，钻井液冷却效果更好。一般来说，设备尺寸越大，换热面积就越大，但是设备尺寸过大不利于野外运输。因此，如何在一定体积的钻井液冷却系统内获得更大的换热面积，需要进一步的研究及创新。

(2)循环使用载冷剂。在国外研究中很重视载冷剂的循环使用，但我国在这一方面的关注度较低。国外较成熟的钻井液冷却技术，载冷剂大多可循环使用，这不仅是对自然资源的一种保护，同时也可降低水合物开采成本。

(3)加强野外试验。我国曾利用国外的技术成功开采了天然气水合物，但国外技术对我国冻土区水合物开采的适用性有待论证。我国近年来对冻土区域水合物钻井液冷却技术的研究多为理论计算，仅有少数进行了野外试验，初步得到一定成果。因此下一步应加强野外试验。

5 结束语

为解决因钻井液温度升高导致的孔壁失稳及天然气水合物分解等问题，钻井液冷却技术的研究势在必行。目前，我国学者已初步研发出适用于我国冻土区水合物开采的钻井液冷却系统，并通过增加换热器个数、优化换热器样式来增大换热面积，以达到强化钻井液冷却效果的目的。

钻井液冷却技术已在青海木里盆地和漠河盆地完成了野外试验，获得良好效果，成功钻获了天然气水合物。钻井液冷却技术势必为未来大规模开采冻土区天然气水合物提供重要的技术支持。

参考文献

[1]张洪涛，祝有海. 中国冻土区天然气水合物调查研究[J]. 地质通报，2011，30(12)：1809-1815.

[2]蒋国盛，王达，汤冯琳，等. 天然气水合物的勘探与开发[M].武汉：中国地质大学出版社，2002.

[3]张金昌. 加拿大北极地区天然气水合物勘探开发情况综述[J]. 地质通报，2005，24(7)：4-7.

[4]赵江鹏. 天然气水合物钻控泥浆制冷系统及孔底冷冻机构传热数值模拟[D].吉林大学，2010.

[5]Ali GKadaster, Keith KMillheim, Tommy W Thompson. The Planning and Drilling of Hot Ice #1 - Gas Hydrate Exploration Well in the Alaskan Arctic[C]. The Netherlands, SPE/IADC 92764，23-25 February，2005.

[6]李国圣. 天然气水合物钻探泥浆冷却系统数值模拟及应用研究[D]. 吉林大学，2011.

[7]Vrielink H, Bradford J S, Basarab L,etal. Successful Application of Casing-While-Drilling Technology in a Canadian Arctic Permafrost Application[C]. Florida, U.S.A., IADC/SPE 111806, 4-6 March, 2008.

[8]赵江鹏，孙友宏，郭威. 钻井泥浆冷却技术发展现状与新型泥浆冷却系统的研究[J]. 探矿工程(岩土钻掘工程)，2010，37(9)：1-5.

[9]刘玉民，赵大军，郭威，等. 水合物钻探低温泥浆制冷系统实验及理论[J]. 吉林大学学报(地球科学版)，2012，42(3)：301-308.

[10]李家晟，孙友宏，郭威，等. 天然气水合物勘探泥浆制冷系统温控单元的改进研究[J]. 探矿工程(岩土钻掘工程)，2013，40(10)：16-22.

[11]李宽，张永勤，孙友宏，等. 天然气水合物钻井泥浆冷却系统研究及优化[J]. 钻采工艺，2013，36(4)：34-37.

[12]陈大勇，陈晨，冯雪威. 漠河盆地天然气水合物钻探施工中的泥浆冷却系统及其应用[J]. 地质与勘探，2011，47(4)：705-709.

Development of Mud Cooling Technology for Gas Hydrate Drilling

Ma Yan，Xing Xijin

(CNOOCResearchInstitute,Beijing100028,China)

Abstract:Applying mud cooling technology to stabilize formation and prevent natural gas hydrate deposing is an important issue for natural gas hydrate production. A lot of research has been done both at home and abroad. Based on introducing the requirements of low-temperature mud, classification of refrigeration technology and mud refrigeration system, we summed up the research progress and applications of mud cooling technology in foreign countries. We summarized the technological achievements and research progress of domestic mud cooling technology. China has preliminarily developed the mud cooling system applicable to natural has hydrate production in domestic permafrost regions. We could increase heat exchange area by adding heat exchangers and optimizing types of heat exchanger, achieving the goal of strengthening mud cooling effect. We had completed field test of the technology in Qinghai Muli Basin and Mohe Basin and obtained natural gas hydrates successfully. We proposed that China focus on enlarging heat exchange area, recycling refrigerant and strengthening field experiment in the future.

Key words:permafrost; natural gas hydrate; mud cooling; secondary refrigerant; low temperature; heat exchange area

中图分类号：TE19文献识别码：A

作者简介：第一马岩(1990年生)，女，硕士，工程师，主要从事海洋石油入井工作液研究工作。邮箱：mayan8@cnooc.com.cn。