Разработка технологических решений по прогнозированию осложнений при эксплуатации глубоководных месторождений газогидратов тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.18, кандидат наук Сян Хуа

• Сян Хуа
• кандидат наук
• 2019

Оглавление диссертации кандидат наук Сян Хуа

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1 ЛИТЕРАТУРНЫЙ ОБЗОР РАБОТ ПО ИССЛЕДОВАНИЮ ГАЗОГИДРАТОВ

1.1. Основные сведения о газовых гидратах

1.2. Обзор существующих технологий добычи газа из газогидратных залежей

1.3. Анализ российских и зарубежных исследований по интерпретации результатов многофазных течений при разработке морских газогидратных месторождений

1.4. Выводы

ГЛАВА 2 МНОГОФАЗНЫЕ ПОТОКИ В СКВАЖИНЕ ПРИ БУРЕНИИ НА ГЛУБОКОВОДНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ГАЗОГИДРАТОВ

2.1. Моделирование многофазных потоков в стволе и затрубном пространстве при бурении на глубоководных залежах газогидратов

2.2. Расчет распределения температуры в стволе глубоководных скважин

2.3. Многофазный поток в стволе скважины и изменение забойного давления при бурении на глубоководном газогидратном месторождении

2.4. Выводы

ГЛАВА 3 ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ И ТЕХНОГЕННЫЕ РИСКИ ПРИ РАЗЛОЖЕНИИ ГАЗОГИДРАТОВ

3.1. Потенциальные риски при бурении на пласте газогидратов

3.2. Математическая модель взаимодействия между буровым раствором и пластом для прогнозирования осложнений в процессе бурения

3.3. Выводы

ГЛАВА 4 АНАЛИЗ СВОЙСТВ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ ДЛЯ РАЗРАБОТКИ И ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕФТЕГАЗОВЫХ И ГАЗОГИДРАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

4.1. Бионическая временная изоляционная технология защиты нефтегазовых и нетрадиционных залежей от проникновения буровых растворов

4.2. Двойные разреженные самоочищающиеся высокоэффективные буровые растворы на водной основе для нефтегазовых скважин в низкопроницаемых пластах

4.3. Чистый буровой раствор для деполимеризации мембраны газовой

скважины в каменноугольно пласте

4.4. Высокотемпературный концентрированный буровой раствор на основе неочищенной нефти для сланцевых нефтяных и газовых скважин

4.5. Выводы

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность темы исследования

Гидраты природного газа (далее газогидраты) все больше привлекают внимание как новый источник энергии. Содержание углерода в газогидратах может составлять 10 трлн. т, что в два раза превышает содержание углерода во всех вместе взятых мировых запасах угля, нефти и традиционного природного газа. По оценкам, на 20,7% площади суши и 90% площади мирового океана имеются условия, способствующие образованию газогидратов. Запасы природного газа в морских газогидратных отложениях огромны, по оценкам, они составляют около 1015 м3, что в 100 раз превышает запасы природного газа в газогидратах на суше. Газогидраты считаются самым перспективным источником углеводородной энергии в XXI веке. Поэтому безопасные и эффективные способы разработки газогидратных залежей стали объектом пристального интереса в мире.

В России, США, Японии, Канаде, Китае и Южной Корее было несколько попыток пробной эксплуатации газогидратных месторождений. Практика показала, что в связи с большими затратами, технологической новизной и высокими экологическими рисками, связанными с разработкой месторождений газогидратов, необходимо дальнейшее совершенствование технологий его добычи.

На сегодняшний день основными методами добычи газа из газогидрата являются: метод нагрева, метод снижения давления, метод введения химического ингибитора и метод замещения метана в составе гидрата на С02.

При этом весьма важным вопросом является анализ влияния специфических термобарических условий глубоководья на поведение газогидратов в процессе освоения месторождений и исследование возможности возникновения технологических осложнений с целью их предупреждения.

Таким образом, проведение научных исследований по прогнозированию осложнений при вскрытии и разработке глубоководных месторождений газогидратов представляется весьма актуальной задачей.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Разработка технологических решений по прогнозированию осложнений при эксплуатации глубоководных месторождений газогидратов»

Цель работы

Определение закономерностей поведения конструкции скважин и прилегающего донного рельефа в процессе работы добывающей скважины, а также разработка более эффективной защиты нефтегазовых и газогидратных коллекторов от проникновения в них бурового раствора.

Основные задачи исследования

1. Анализ существующих экспериментальных данных и методов добычи газа из газогидратных залежей на суше и море.

2. Выбор термогидродинамической модели, разработка алгоритма вычислений и проведение численных расчетов развития области разложения газогидратов в пласте при термобарических условиях глубоководного месторождения.

3. Определение зависимости деформаций конструкции скважины и устойчивости донного уклона от размера зоны разложения газогидратов.

4. Анализ свойств буровых жидкостей с целью выбора оптимального состава раствора для разбуривания газогидратных пластов.

Методы решения поставленных задач

Для решения поставленных задач автором была проанализирована обширная геологическая и технологическая информация о морских газогидрат-ных месторождениях, проведено компьютерное моделирование протекающих термодинамических и гидродинамических процессов, а также экспериментальное исследование свойств бурового раствора в лабораторных условиях. При проведении численных экспериментов применялось программное обеспечение ANSYS, ABAQUS и CFD.

Научная новизна

1. Расчетным путем доказано, что наиболее опасным для нарушения стабильности ствола скважины является направление максимального горизонтального напряжения, причем по мере увеличения давления бурового раствора область текучести в окрестности ствола скважины уменьшается, а риск нарушения стабильности ствола скважины снижается.

2. Установлена связь деформации приустьевой зоны пласта и продольного смещения устья скважины с размером зоны разложения гидратов. Взаимосвязь этих параметров носит нелинейный характер и представлена в виде серии графиков для различных глубин залегания и толщин налегающих пластов. Графики являются основой для определения параметров деформаций в приустьевой зоне скважины.

3. Получены зависимости коэффициента запаса прочности от глубины залегания газогидратной залежи и угла ее наклона, которые близки к линейным

в диапазоне параметров, представляющих практический интерес. Это существенно облегчает их использование при проведении расчетов.

4. Разработан модификатор «амфипатический», который обеспечивает устойчивую гидрофобизацию поверхности горной породы около стенки скважины и глинистой корки. Полученный с его использованием буровой раствор обладает способностью создавать высокоэффективную изолирующую поверхность на стенке скважины, что позволяет избежать повреждения нефтегазового или газогидратного коллектора, вызванного поглощением жидкой фазой. При этом данный буровой раствор является экологически безопасным, поскольку не содержит агрессивных химических реагентов.

Защищаемые положения

1. Вывод о том, что наиболее опасным для нарушения стабильности ствола скважины является направление максимального горизонтального напряжения, причем по мере увеличения давления бурового раствора область текучести в окрестности ствола скважины уменьшается, а риск нарушения стабильности ствола скважины снижается.

2. Установленная связь деформации приустьевой зоны пласта и продольного смещения устья скважины с размером зоны разложения гидратов. Взаимосвязь этих параметров носит нелинейный характер и представлена в виде серии графиков для различных глубин залегания и толщин налегающих пластов. Графики являются основой для определения параметров деформаций в приустьевой зоне скважины.

3. Зависимости коэффициента запаса прочности от глубины залегания га-зогидратной залежи и угла ее наклона, которые близки к линейным в диапазоне параметров, представляющих практический интерес.

4. Модификатор «амфипатический», который обеспечивает устойчивую гидрофобизацию поверхности горной породы около стенки скважины и глинистой корки. Полученный с его использованием буровой раствор обладает способностью создавать высокоэффективную изолирующую поверхность на стенке скважины, что позволяет избежать повреждения нефтегазового или га-зогидратного коллектора, вызванного поглощением жидкой фазой. При этом данный буровой раствор является экологически безопасным, поскольку не содержит агрессивных химических реагентов.

Практическая ценность и реализация результатов работы

Полученные в результате численных расчетов прогнозы нарушения стабильности ствола скважины в 2017 году были учтены в процессе опытно-промышленной добычи океанического слабоцементированного непородообразующего газогидрата в Южно-Китайском море в районе Шэньху.

Буровой раствор с амфипатической компонентой был успешно испытан и применен на некоторых нефтегазовых месторождениях-Сулиге (месторождение газа плотных коллекторов), Синьцзян (месторождение нефти плотных коллекторов), нефтяное месторождение Хуабэй, газовое месторождение Сы-чуань, нефтяное месторождение Цзидун, нефтяное месторождение Шенгли.

Соответствие диссертации паспорту научной специальности

Диссертация соответствует паспорту специальности 25.00.18 «Технология освоения морских месторождений полезных ископаемых» (технические науки) по следующему пункту областей исследований: п. 8 «Прогнозирование возможных последствий, принципы и методы обеспечения промышленной и экологической безопасности при планировании, строительстве, эксплуатации и ликвидации промысловых объектов».

Апробация работы

Результаты работы докладывались и обсуждались на следующих конференциях: «2-й глобальной конференции китайских ученых по Гидродинамике (The 2nd Conference of Global Chinese Scholars on Hydrodynamics)» (город Уси провинция Цзянсу, КНР 11-14 Ноября,2016 г), «Международная конференция по разведке и разработке месторождений^ International Field Exploration and Development Conference, )» (21-23 сентября 2017 года, город Чэнду провинция Сычуань , КНР), «VI Международная Конференция «NANOTECHOILGAS-2018»: Наноявления при разработке месторождений углеводородного сырья: от наноминералогии и нанохимии к нанотехнологиям»(Москва РФ ,20-21 ноября 2018 г. ).

Структура и объём работы

Диссертация состоит из введения, четыре глав и заключения; изложена на 155 страницах, содержит 100 рисунка, 18 таблиц, список литературы из 99 наименований.

Работа проводилась в соответствии с тематическими планами научно-исследовательских работ Научно-исследовательского института Китайской национальной нефтегазовой морской корпорации (КННМК) и кафедры освоения морских нефтегазовых месторождений РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина.

Благодарности

Автор выражает признательность заведующему кафедрой освоения морских нефтегазовых месторождений - д.т.н., профессору Никитину Б.А. и и.о. заведующего кафедрой к.т.н., профессору Бондаренко В.В. за содействие на всех этапах выполнения работы. Автор глубоко благодарен своему научному руководителю, д.т.н., профессору Кадету В.В. за выбор направления исследований, постоянное внимание, поддержку и руководство работой. Автор выражает искреннюю благодарность д.т.н., профессору Оганову А.С., д.т.н., профессору Симонянцу С.Л., д.т.н., профессору Мансурову М.Н., д.г-м.н., профессору Дзюбло А.Д., д.т.н., профессору Харченко Ю.А., д.г-м.н., Якушеву В.С., к.т.н., доценту Бойко В.И., д.т.н., профессору Мирзоеву Д.А.-О., д.т.н., профессору Безкоровайному В.П., к.т.н., профессору Гельфгату М.Я., д.т.н., профессору Потапову А.Г., д.т.н., профессору Золотухину А.Б., д.т.н., профессору Оганову Г. С., д.т.н., доценту Пятибратову П.В., к.т.н., Богатыревой Е.В., профессору Сунь Баоцзян, профессору Ян Цзинь, доценту Вэй На и другим, за ценные советы, консультации и предложения в ходе выполнения работы и подготовки ее к защите.

ГЛАВА 1 ЛИТЕРАТУРНЫЙ ОБЗОР РАБОТ ПО ИССЛЕДОВАНИЮ ГАЗОГИДРАТОВ

1.1.Основные сведения о газовых гидратах

Гидраты природного газа (далее газогидраты) привлекают внимание как новый источник энергии [1].По оценкам, на 20,7% площади суши и 90% площади мирового океана имеются благоприятные условия для образования газогидратов [2]. Запасы природного газа в газогидратах морских отложений огромны, по консервативной оценке, они составляют 2,83 х 1015 м3, что в 100 раз превышает запасы природного газа в газогидратах на суше[3].Газогидраты считаются самым перспективным источником углеводородной энергии в XXI веке(рис.1). Поэтому, безопасные и эффективные способы разработки и использования газогидратов стали объектом пристального интереса в мире. В условиях низкой температуры и высокого давления молекулы природного газа (обычно метана) и молекулы воды образуют гидрат, где молекулы газа обернуты в клетку, образованную молекулами воды, формируя стабильную кристаллическую структуру. Для освобождения молекул газа из кристаллической структуры, требуется преодолеть вандерваальсовскую силу [1], возникшую между молекулами газа и молекулами воды. Это является определяющим отличием методов разработки газовых гидратов и разработки традиционных месторождений нефти и газа.

Рис. 1. Расположение органического углерода на земле

К настоящему времени в мире открыто уже более 220 месторождений газогидратов (рис.2). Они обнаружены вблизи берегов США, Канады, Коста-Рики, Гватемалы, Мексики, Японии, Южной Кореи, Индии и Китая, а также в Средиземном, Черном, Каспийском, Южно-Китайском морях. Ожидается, что значительные запасы газогидратов могут находиться в Аравийском море, вблизи западного побережья Африки, а также у берегов Перу и Бангладеш.

Рис.2.Установленные и предполагаемые газогидратные месторождения [4]

Оценки мировых ресурсов газа в газогидратном состоянии с 1970-х годов, носили противоречивый и отчасти спекулятивный характер. В 1970-1980-х годах они находились на уровне 100-1000 квадрлн. куб. м, в 1990-х годах — снизились до 10 квадрлн. куб. м, а в 2000-е годы — до 100-1000 трлн. куб. м[5]. Международное энергетическое агентство (МЭА) в 2009 году привело оценку в 1 000-5 000 трлн. куб. м, хотя разброс остается значительным. Например, ряд оценок указывает на наличие газа в газогидратах в объеме 2500-20000 трлн. куб. м [1]. Тем не менее, даже с учетом значительного снижения оценок ресурсы газа в газогидратном состоянии остается на два порядока выше ресурсов традиционного природного газа, оцененных на уровне 250 трлн. куб. м [5] (МЭА оценивает запасы традиционного природного газа в 468 трлн. куб. м [6]).

К примеру, возможные запасы газа в газогидратных месторождениях различного типа в США показаны на рис 3. «Газогидратная пирамида» также отражает потенциал добычи газа из газогидратных месторождений различного

Географическан ориентированность месторождении газовых гидратов

<9

типа. На вершине пирамиды находятся хорошо разведанные месторождения в Арктике вблизи существующей инфраструктуры, подобные месторождению Маллик в Канаде. Далее следуют менее изученные газогидратные образования со сходными геологическими характеристиками (на Северном склоне Аляски), но требующие развития инфраструктуры. По последним оценкам, технически извлекаемые ресурсы газогидратов Северного побережья Аляски составляют 2,4 трлн. куб. м газа. Вслед за арктическими запасами расположены глубоководные месторождения средней и высокой насыщенности. Так как стоимость их разработки потенциально крайне высока, наиболее перспективным регионом для этого считается Мексиканский залив, где уже создана инфраструктура нефтегазодобычи. Масштаб этих ресурсов пока не очень хорошо известен, но Служба управления минеральными ресурсами США ведет их изучение.

У «подножия пирамиды» (рис.3) обозначены скопления газогидратов, которые характеризуются крайне неравномерным распределением в больших объемах мелкозернистых и недеформированных осадочных пород. Типичный пример такого скопления — глубоководное месторождение у хребта Блейк (побережье американского штата Каролина).

Песчаные коллекторы в Арктике вблизи существующей инфраструктуры (сотни млрд. куб. м газа) Песчаные коллекторы в Арктике вдали от существующей инфраструктуры (тысячи млрд. куб. м)

/ ш \\

--Песчаные коллекторы на морской глубине (десятки тысяч млрд. куб. м)

/_ \/\ Тонкозернистые морские трешиноватые отложения (неизвестно)

г--Д \

* v Очаги разгрузки углеводородов (неизвестно)

\ Тонкозернистые морские отложения (сотни тысяч млрд. куб. м)

Запасы (5 трлн. куб. м)

Прирост запасов и неразведанные извлекаемые запасы (50 трлн. куб. м)

• \ \ Остаточные неизвлекаемыересурсы ироднын газ/ (Н,„.,„(.,.,,10)

Рис.3. Оценки ресурсов газогидратов в США по типу месторождений —

«газогидратная пирамида»

Природные газовые гидраты представляют собой нестабильный минерал, образование и разложение которого зависят от температуры, давления, химического состава газа и свойств пористой среды. Различают техногенные и природные газовые гидраты. Техногенные гидраты могут образовываться в системах добычи и переработки традиционного природного газа (в призабойной зоне, в стволе скважины и т.д.) и при его транспортировке. В технологических процессах добычи и транспортировки традиционного природного газа

образование газогидратов рассматривается как нежелательное явление, что предполагает дальнейшее совершенствование методов предупреждения их образования и ликвидации [2]. В то же время техногенные газогидраты могут быть использованы для хранения больших объемов газа, в технологиях очистки и разделения газов, для опреснения морской воды и в аккумулировании энергии для целей охлаждения и кондиционирования [3]. Природные гидраты могут формировать скопления или находиться в рассеянном состоянии. Они встречаются в местах, сочетающих низкие температуры и высокое давление, таких как глубоководные участки (придонные области глубоких озер, морей и океанов) и зона вечной мерзлоты (арктический регион). Глубина залегания газогидратов на морском дне составляет 500-1500 м, а в арктической зоне — 200-1000 м (рис.4).

Рис.4. Условия стабильности газогидратов

Примечания:

* Геотермальный градиент — повышение температуры по мере увеличения расстояния от земной поверхности.

** Фазовое равновесие предполагает условия равенства температуры всех частей вещества (термическое равновесие), равенства давления во всем объеме вещества (механическое равновесие) и равенства химических потенциалов каждого компонента во всех частях вещества(термодинамическое равновесие), что обеспечивает локальную устойчивость вещества к малым изменениям параметров.

Особое значение с точки зрения перспектив разработки месторождений газогидратов имеет наличие нижнего пласта свободного природного газа или свободной воды:

• Свободный газ. В этом случае разработка газогидратных месторождений происходит способом, схожим с добычей традиционного газа. Добыча свободного газа из нижнего пласта вызывает снижение давления в гидратонасыщен-ном пласте и разрушает границу между ними. Газ, полученный из газогидратов, дополняет газ, полученный из нижнего пласта. Это наиболее перспективное направление разработки месторождений газогидратов.

• Свободная вода. Когда под газогидратным месторождением находится вода, снижение давления в зоне гидратов может быть достигнуто за счет ее извлечения.

Этот способ технически реализуем, но менее экономически привлекателен по сравнению с первым.

• Отсутствие нижнего слоя. Перспективы разработки газогидратных месторождений, снизу и сверху окруженных непроницаемыми осадочными породами, остаются туманными [4].

1.2. Обзор существующих технологий добычи газа из газогидратных залежей

После десятилетий экспериментов и исследований цифровых моделей, было накоплено большое количество экспериментальных данных, которые предоставили ценную информацию для пробной разработки залежей гидратов природного газа (Таблица!).

Таблица 1. Методы разработки газогидратных месторожде-ний[7,8,9,10,11,12,13]

Проект Особенность залежи Тип залежи Способ разработки

Мессояхское месторождение СССР (1967) глубина700 ~ 800 м; толщина84 м; песчаник Областьвечной мерзлоты метод снижения давления, метод закачки химического ингибитора

Маккензи, Канада (2002,2007-2008) глубина 800 ~ 1100 м; Толщина110 м; Песчаник Областьвечной мерзлоты 2002 г, метод нагрева 2007 г, метод снижения давления, метод нагрева 2008 г, метод снижения давления

Норт Слоуп (район на Аляске) (2008,2012) толщина 40 ~ 130 м; насыщаемость 75%; песчаник Областьвечной мерзлоты метод снижения давления, метод замещения С02

Японское море (2013) глубина воды1000 м; глубина захоронения 300 м; песчаник морская залежь средно-крупнозер-нистого песка метод снижения давления

Впадины южного побережья Японского моря (2017) толщина50 м морская залежь средно-крупнозер-нистого песка метод снижения давления

Южно-Китайское море shenhu (2017) глубина воды 1266 м; захоронения 203 ~ 277 м; морскаязалежь глинистого песчаника метод снижения давления

Южное-Китайское море shenhu (2017) глубина воды 1310 м; захоронения 117 ~196 м; морская непородообразующая залежь газагидратов метод псевдоожижения твёрдого состояния

Сначала, рассматриваются примеры извлечения природного газа из газовых гидратов методами снижения пластового давления, нагрева, введение ингибитора и метод замещения С02 (рис.5).

Рис.5. Основные методы добычи газа из газогидрата: метод нагрева (слева), метод снижения давления (средняя) и метод замещения С02 (справа)

Метод нагрева

Принцип метода нагрева заключается в увеличении температуры гидрат-ной залежи выше равновесной температуры существования гидрата, соответствующей поровому давлению в этой области, с целью разложения кристаллической структуры гидрата[14,15]. К основным методам нагрева гидратной залежи относятся: закачивание в пласт , содержащего гидрат, горячей жидкости, пара или другой термальной жидкости, или использование технологии подземного нагрева, такого как электромагнитного или прямой микроволновой нагрев.

При нагнетании в пласт горячей воды происходит большая потеря тепла и метод дает плохую экономическая отдачу. При прямом нагревании источник тепла непосредственно вводится в гидратную залежь, что помогает избежать потерь тепла, Данный метод применим к различным типам гидратных ресурсов в разных геологических условиях [15]. Преимущество методов, основанных на тепловом воздействии на пласт, заключается в том, что, имеется возможность эффективного контроля скорости производства гидратов. Данный метод приводит к большому количеству потерь тепла, а способность и технология подвода тепла также ограничивают использование данного метода.

Испытание закачки горячей воды в пласт показало[16], что при тех же условиях насыщения породы гидратом, чем выше температура нагнетаемой воды, тем выше скорость распространения теплового потока, и тем быстрее происходит разложение гидратов. Тем самым скорость закачки воды и ее температура, играют ведущую роль в ускорении процесса разложения гидратов. Энергетический анализ данного исследования показывает, что чем выше скорость, тем выше энергетическая и тепловая эффективность. В пористой среде с высокой относительной проницаемостью, в слои гидратов с различными насыщениями (16%, 32%, 48%, 64%) вводили горячую соленую воду, было установлено, что когда насыщение гидрата составляет менее 48%, скорость разложения больше, и газ может быть своевременно выведен от места разложения^]. Эксперименты с использованием метода точечного электрического нагрева показали, что интенсивность прогрева гидратной залежи была незначительной, время разложения гидратов было долгим, эффективность использования энергии была низкой, а стоимость высокой [18].

Метод снижения давления

Принцип метода снижения давления заключается в снижении порового давления в газогидратной залежи и понижении температуры до соответствующего равновесного давления гидратной фазы, соответствующей температуре в этой области, что приводит к нарушению состояния стабильности гидрата и его разложению[19]. Снижение давления в большинстве случаев происходит за счет уменьшения давления свободного газа, находящегося под слоем гидрата, или же за счет извлечения воды. Метод снижения давления в процессе разработки газогидратов не требует подведения тепла к залежи и не требует других затрат. Как следствие, он имеет низкую стоимость реализации, он

является лучшим методом среди всех методов разработки газогидратных залежей.

По сравнению с другими методами, метод снижения давления был изучен наиболее широко и углубленно. Первоначально метод описывал только правила изменения параметров давления и скорость образования газа и воды, позднее метод развился до всестороннего рассмотрения всех слоев залежи, условий снижения давления, а также получил теоретическое обоснова-ние[20] .Эксперименты показывают, что процесс снижения давления в газо-гидратной залежи обычно можно разделить на три этапа: быстрое разложение, медленное разложение и обычное разложение, если гидраты в залежи распределены равномерно, может возникнуть разложение переднего края [21]. Разложение гидрата представляет собой эндотермический процесс, поскольку оно вызывает локальное снижение температуры, а это может привести к замедлению или остановке процесса разложения гидрата. Поэтому для поддержания устойчивого и эффективного выделения газа метод снижения давления требует определенного постоянного поддержания теплового градиента или дополнительного тепла [22,23]. Факторы, влияющие на эффективность процесса, в основном включают величину снижения давления, начальную температуру в залежи, начальную степень насыщения породы гидратом и характеристики осадочного слоя. Доминирующую роль в процессе разложения гидрата играет амплитуда декомпрессии. Чем больше величина декомпрессии, тем быстрее происходит разложение гидрата [24].Влияние температуры окружающей среды на скорость разложения в основном отражается на давлении газогидратной залежи, впоследствии, чем выше температура окружающей среды, тем быстрее гидрат разлагается, насыщенность породы гидратом оказывает большее влияние на скорость разложения[25]. Для исследования влияния осадочных характеристик на закон разложения газогидратов путем проведения имитационного испытания в лаборатории, использовали отложения смеси песка и ила [26]. Путем загрузки слоев толщиной 25 см на каждой стороне реактора, песочный слой толщиной 50 см был зажат между смоделированным слоем ила и песка, декомпрессия выполнялась, когда насыщение гидрата метана составляло 50%. Результаты эксперимента показали, что во время процесса повторного разложения диффузия газа ускоряла течение воды. Влияние слоя ила на стабильность газогидратов, воды и газа требует дальнейших исследований.

Метод инъекции химического ингибитора

Принцип введения химических ингибиторов основан на закачке определенных химических реагентов, таких как метанол, этанол, этиленгликоль, глицерин, солевой раствор, хлорид кальция и других реагентов, что приводит к снижению стабильности гидратов, и их частичному разложению[18]. Скорость разложения гидрата зависит от скорости введения ингибитора [19]. Метод введения химического ингибитора в залежь может эффективно изменять условия равновесия в гидратной фазе и искусственно контролировать скорость разложения гидратов, но основным недостатком этого метода является высокая стоимость химических реагентов, медленная скорость добычи, а также проблемы, вызванные загрязнением окружающей среды. Данный метод не подходит для разработки морских газовых гидратов.

Химические ингибиторы можно разделить на термодинамические и кинетические ингибиторы. Термодинамические ингибиторы являются более распространёнными, это такие вещества, как метанол и этанол. По сравнению с метанолом, этанол менее токсичен и имеет более высокую плотность, чем метанол, это облегчает разложение гидратов [27]. Эксперименты по введению раствора этанола показывают, что скорость разложения гидрата зависит от таких параметров, как температура, давление, скорость закачки, концентрации этанола, площадь контакта и других факторов. Скорость выделения газа также зависит от проницаемости слоя газового гидрата [28].

Так же в качестве химического ингибитора может применяться раствор №С1, обладающий данными особенности торможении. В песчанике Береа, содержащем гидраты, закачивался раствор №С1. Когда концентрация раствора составляла 3,45 % по массе, гидрат разлагался, и скорость выделения газа становилась быстрее. Когда концентрация раствора увеличивается до 20 % по массе, в результате непроницаемого слоя №С1, проницаемость пласта снижалась, это приводило к медленной скорости разложения гидратов [29]. Из-за высокой стоимости химических ингибиторов и загрязнения природных коллекторов, вызываемых ими, появился новый тип ингибитора - кинетический. Данный ингибитор изменяет динамику разложения гидрата и может значительно ускорить процесс разложения с использованием очень малых доз (максимум 1 % по массе).

Метод замещения CO2

Принцип метода замещения С02 (рис.7) заключается в том, чтобы молекулы С02 замещали молекулы метана в газогидрате. Так как газогидрат С02 существует при тех же условиях что и гидрат метана, но остается стабильным при более низком давлении[30,31]. Путем введения различных форм смесей СО2 или С02^2 в залежь гидрата метана, при образовании гидрата СО2 выделяется тепло, которое также способствует разложению гидрата метана. Данный метод позволяет наряду с получением метана обеспечивать утилизацию С02, что приводит к снижению вредных выбросов. Данный метод добычи газа имеет как экономические, так и экологические преимущества. Однако он имеет низкую эффективность замещения и не может быть применен при коммерческой разработке газогидратных залежей.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Сян Хуа, 2019 год

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1 Ж^Ч^тЖЬШ-КШЧ-к&Ш. 2016, 36(005):

24-24.

The new energy bud after shale gas-gas hydrate. Natural Gas Industry,

2016, 36(005): 24-24. (Published in Chinese).

2 Воробьев А Е, Чекушина Е В, Разоренов Ю И. Экспертная оценка мировых запасов аквальных залежей газогидратов. Известия высших учебных заведений. Северо-Кавказский регион. Технические науки, 2012 (6).

3 Kvenvolden K A, Ginsburg G D, Soloviev V A. Worldwide distribution of sub-aquatic gas hydrates. Geo-Marine Letters, 1993, 13(1): 32-40.

4 Resources to Reserves 2013 — Oil, Gas and Coal Technologies for the Energy Markets of the Future/IEA, 2013.

5 Гриценко А.И., Истомин В.А. Сбор и промысловая переработка газов на северных месторождениях России/М.: «Недра», 1999.

6 World Energy Outlook 2013, IEA.

7 Чжан Вэйдун, Ван Руи, Рен Шуран и др. Обсуждение вопроса об использовании гидратов из разработки гидратного газового месторождения Ма-асияха. Технология бурения нефтяных скважин, 2007, 35 (4): 94-96. DOI: 10.3969/j.issn.1001-0890.2007.04.029.

8 Фу Цян, Жоу ШоуВэй, Ли Цинпинг. Статус исследования и стратегия развития технологий разведки разработки газогидратных месторождений. Китайские инженерные науки, 2015,17 (9): 123-132. DOI: 10.3969/j.issn.1009-1742.2015.09.020.

9 HABERER R M, MANGELSDORF K, WILKES H, et.al. Occurrence and pal-aeo environmental significance of aromatic hydrocarbon biomarkers in Oligocene sediments from the Mallik 5L-38 gas hydrate production research well (Canada). Organic geochemistry, 2006, 37(5): 519-538. DOI: 10.1016/j.orgge-ochem.2006.01.004.

10 Grover T, Holditch S A, Moridis G., et al. Analysis of reservoir performance of Messoyakha Gas hydrate Field. ISOPEI-08-399. Vancouver, Canada: International Offshore and Polar Engineering, 2008.

11 Oyama H, Nagao J, Suzuki K, et al. Experimental analysis of sand production from methane hydrate bearing sediments applying depressurization method. Journal of MMIJ, 2010, 126(8/9): 497-502. DOI: 10.2473/jour-nalofmmij.126.497.

12 Ли Яньлун, Лю Леле, Лю Чанглинг и др. Проблемы выноса песка и

предупреждения от песка при разработки и эксплуатации газогидратных месторождений. Морская геологическая граница, 2016, 32 (7): 36-43. DOI: 10.16028/j.1009-2722.2016.07005.

13 Сунь Баоцзян, Чжан Чжэнань. Основные проблемы и контрмеры для глубоководного бурения и заканчивания в Южно-Китайском море. Технология бурения нефтяных скважин, 2015, 43 (4): 1-7. DOI: 10.11911/syztjs.201504001.

14 Sakamoto Y, Komai T, Kawabe Y, et al. Gas hydrate extraction from marine sediments by heat stimulation method//The Fourteenth International Offshore and Polar Engineering Conference. Toulon: International Society of Off shore and Polar Engineers, 2004:52-55.

15 LI Dongliang, FAN Shuanshi. Research on natural gas hydrate with microwave and its application. Chemical Industry and Engineering Progress, 2003, 22(3): 280-282.

16 Handa Y P, Stupin D. Thermodynamic properties and dissociation characteristics of methane and propane hydratesin70 -radius silica gel pore. The Journal of Physical Chemistry, 1992, 96(21): 8599-8603.

17 Li S X, Wang Z Q, Xu X H, et al. Experimental study on dissociation of hydrate reservoirs with different saturations by hot brine injection. Journal of Natural Gas Science and Engineering, 2017, doi: 10.1016/j. Jngse. 2017.07.032.

18 Ruppe l C, Dickens G R, Castellini, D G, et al. Heat and salt inhibition of gas hydrate formation in the northern Gulf of Mexico. Geophysical Research Letters, 2005, 32(4):L04605.

19 Yousif M H, Sloan E D. Experimental investigation of hydrate formation and dissociation in consolidated porous media. SPE Reservoir Engineering, 1991, 6(4): 452-458.

20 Li X S, Xu C G, ZhangY, et al. Investigation into gas production from natural gas hydrate: Areview. Applied Energy,2016,172:286-322.

21 Zhou Y, Castaldi M J, Yegulalp T M. Experimental investigation of methane gas production from methane hydrate. Industrial& Engineering Chemistry Research, 2009, 48(6):3142-3149.

22 Kono H O, Narasimhan S, Song F, et al. Synthesis of methane gas hydrate in porous sediments and its dissociation by depressurizing. Powder Technology, 2002, 122(2-3): 239-246.

23 тш^, щ. шш^шч^щ'шшш. тк

ШШ, 2010, 24(3): 614-621.

Sun Jianye, Ye Shuguang, Liu Changling, et al. Decomposition experiments of natural gas hydrates in sediments. Modern Geology, 2010, 24(3): 614-621. (Published in Chinese).

24 Tang L G, Li X S, Feng Z P, et al. Control mechanisms for gas hydrate production by depressurization in different scale hydrate reservoirs. EnergyFuels2007, 21(1):227-233.

25 SUN Jianye. Experimental research of gas hydrates exploitation in marine sediments. Qingdao: Doctoral Dissertation of Ocean UniversityofChina,2011.

26 Taewoong A, Lee J, Lee J Y, et al. Depresurization-induced production behavior of methane hydrate in a meter-scale alternate layer of sand and mud. //Proceedings of the 9th International Conference on Gas Hydrates. Denver, Colorado, USA, 2017.

27 Dong F H, Zang X Y, Li D L, et al. Experimental investigation on propane hydrate dissociation by high concentration methanol and ethylene glycol solution injection. Energy and Fuels,2009,23(3):1563-1567.

28 Sira J H, Patil S L, Kamath V A. Study of hydrate dissociation by methanol and glycol injection//SPE Annual Technical Conference and Exhibition. New Orleans, Louisiana: Society of Petroleum Engineers, 1990:977-984.

29 Lee J. Experimental study on the dissociation behavior and productivity of gas hydrate by brine injection scheme in porous rock. Energy and Fuels, 2009, 24(1): 456-463.

30 McGrail B P, Zhu T, Hunter R B, et al. A new method for enhanced production of gas hydrates with CO2//AAPG Hedberg Conference: "Gas Hydrates: Energy Resource Potential and Associated Geologic Hazards". Vancouver, BC: AAPG, 2004.

31 Schicks J M. From lab to field, from microto macro-test of technologies for the production of hydrate bonded CH4 via CO2 sequestration in hydrates. //Proceedings of the 9th International Conference on Gas Hydrates. Denver, Colorado, USA, 2017.

32 Lee Y, Seo Y. Experimental verification of CH4-CO2 or CH4-flue gas replacement that occurs in various gas hydrate structures. //Proceedings of the 9th International Conference on Gas Hydrates. Denver, Colorado, USA, 2017.

33 Ota M. Replacement of CH4 in the hydrate by use of liquid CO2. Energy Conversion and Management, 2005, 46(11-12): 1680-1691.

34 He Y, Rudolph E S J, Zitha P L J, et al. Recovery of methane hydrates by CO2injection: experimental investigation//Proceedings of the 7th International

Conference on Gas Hydrates. United Kingdom, 2011.

35 Masuda Y, Maruta H, Naganawa S, et al. Methane recovery from hydrate-bearing sediments byN2-CO2 gas mixture injection: experimental investigation on CO2-CH4 exchange ratio//Proceedings of the 7th International Conference on Gas Hydrates. United Kingdom, 2011.

36 SUN Jianye, LIU Lele, WANG Xiaowen, et al. Experimental study on the replacement of methane hydrate in sediments with CO2. Natural Gas Industry, 2015, 35(8): 56-62.]

tUS^^, 2015,17(9): 123-132. DOI: 10.3969/j.issn.1009-1742.2015.09.020.

Fu Qiang, Zhou Shouwei, Li Qingping. Research status and development strategy of natural gas hydrate resource exploration and test mining technology. China Engineering Science, 2015, 17(9): 123-132. DOI: 10.3969/j.issn.1009 -1742.2015.09.020.(Published in Chinese).

38 Morohashi K, Abe Y, Watanabe M. Replacement of CH4 in the hydrate by use of liquid CO2. Energy Conversion & Management, 2005, 46(11):1680-1691.

39 Qiu K, Yamamoto K, Birchwood R, et al. Well-Integrity Evaluation for Methane-Hydrate Production in the Deepwater Nankai Trough, SPE Drilling & Completion, 2015, 30(1): 52-67.

40 Bremner C, Harris G, Kosmala A, et al. Evolving technologies: Electrical submersible pumps, Oilfield Review (Schlumberger), Winter 2006: 30-43.

41 Deng Z., Wang Z., Zhao Y, et al. Flow Assurance during Gas Hydrate Production- Hydrate Regeneration Behavior and Blockage Risk Analysis in Wellbore, Abu Dhabi International Petroleum Exhibition & Conference, 13-16 November, Abu Dhabi, UAE, 2017.

42 Moridis J.G., Collett T. S., Pooladi-Darvish M. et al. Challenges, Uncertainties, and issues facing gas production from gas-hydrate deposits, SPE Reservoir Evaluation & Engineering, 2011, 14(01): 76-112.

^M^X^, 2012, 32( 8 ):74-78 Li Lingdong, Cheng Yuanfang, Mei Wei, et al. Finite element simulation of temperature affecting wellbore stability in natural gas hydrate formations. Natural Gas Industry, 2012, 32(8): 74-78 (Published in Chinese).

44 Clough G W, Duncan J M. Finite element analyses of retaining wall behavior.

ASCE Journal of the Soil Mechanics and Foundations Division, 1971, 97(12): 1657-1673.

45 Bathe K J, Chaudhary A. A solution method for planar and axisymmetric contact problems. International Journal for Numerical Methods in Engineering, 1985, 21(1): 65-88.

46 Desai C S. Some aspects of constitutive models for geologic media. In Third International Conference on Numerical Methods in Geomechanics, Aachen, 1979.

47 Zeghal M, Edil T B. Soil structure interaction analysis: modeling the interface. Canadian Geotechnical Journal, 2002, 39(3): 620-628.

48 PotyondyJ G. Skin friction between various soils and construction materials. Geotechnique, 1961, 11(4):339-353.

49 Tsubakihara Y, Kishida H. Frictional behaviour between normally consolidated clay and steel by two direct shear type apparatuses. Soils and Foundations, 1993, 33(2): 1-13.

50 Mi^^Mrnw^wm 2005,

27(5): 516-520.

Zhang Wei, Zhang Jianmin. Static and dynamic constitutive laws of interface between coarse-grained soil and structure. Chinese Journal of Geotechnical Engineering, 2005, 27(5): 516-520. (Published in Chinese).

2008.

Hou Wenjun. Three-dimensional static and dynamic deformation law and constitutive model of soil-structure contact surface. Tsinghua University, 2008. (Published in Chinese).

52 Peterson M S, Kulhawy F H, Nucci L R, et al. Stress-deformation behavior of soil-concrete interfaces. Contract Report B-49 to Niagara Mohawk Power Corporation, Syracuse, New York, 1976.

53 Boulon M. Basic features of soil structure interface behavior. Computers and Geotechnics, 1989, 7(1-2): 115-131.

54 Hryciw R D, Irsyam M. Behavior of sand particles around rigid ribbed inclusions during shear: Soils and Foundations, 1993, 33(3): 1-13.

55 mmm. 2000.

Hu Liming. Research on mechanical properties of soil and structural contact surfaces and engineering applications. Tsinghua University, 2000. (Published in Chinese).

56 Fakharian K, Evgin E. Automated apparatus for three-dimensional monotonic and cyclic testing of interfaces. Geotechnical Testing Journal, 1996, 19(1): 2231.

57 Gomez J E, Filz G M, Ebeling R M. Development of an improved numerical model for concrete-to-soil interfaces in soil-structure interaction analyses. Virginia Polytechnic Inst And State Univ Blacksburg,2000.

2005, 26(5): 699-704. Zhang Wei, Zhang Jianmin. The reversibility and irreversible dilatancy of the interface between coarse-grained soil and structure. Rock and Soil Mechanics, 2005, 26(5): 699-704. (Published in Chinese).

59 Freij-Ayoub, R., Tan, C., Clennell, B., Tohidi, B., and Yang, J., 2007. A wellbore stability model for hydrate bearing sediments. Journal of Petroleum Science and Engineering, 57 (1): 209-220,

60 Tan C, Freij-Ayoub R, Clennell M, et al. Managing Wellbore Instability Risk in Gas Hydrate-Bearing Sediments. In SPE. 2005.

61 Long X, Tjok K M, Wright C S, et al. Assessing Well Integrity Using Numerical Simulation of Wellbore Stability During Production In Gas Hydrate Bearing Sediments. In Offshore Technology Conference.2014.

62 Yan J, Zili Q, Mian C, et al. Study on Mechanisms of Borehole Instability in Naturally Fractured Reservoir During Production Test for Horizontal Wells. Liquid Fuels Technology, 2013, 31(8): 829-839.

63 Yan J, Chen M, Liu G. Wellbore Stability Analysis of Extended Reach Wells. Journal of Geomechanics,1999, 5(1): 4-11.

64 Liu M, Jin Y, Lu Y, et al. A Wellbore Stability Model for a Deviated Well in a Transversely Isotropic Formation Considering Poroelastic Effects. Rock Mechanics & Rock Engineering, 2016, 49(9): 1-16.

65 Cao W, Deng J, Yu B, et al. Offshore wellbore stability analysis based on fully coupled poro-thermoelastic theory. Journal of Geophysics & Engineering, 2017, 14(2): 380-396.

66 Cao Y, Deng J. Wellbore Stability Research of Heterogeneous Formation. Journal of Applied Sciences,2014, 14(1): 33-39.

67 Handa YP.. Compositions enthalpies of dissociation, and heat capacities in the range 85 to 270 K for clathrate hydrates of CH4,C2H6,C3H8. J Chem Thermo,1986,18(7):915-921.

68 Loevios J.S., Perkins R., and Martin R.J.. Development of anautomated, high

pressure heat flux calorimeter and its application to measure the heat of dissociation and hydratemember of methane hydrate. Fluid Phase quilib-rium,1990,59:73-79.

69 Hasan A.R., Kabir C.S. Heat transfer during two-phase flow in wellbores, Prat 2: wellbore Fluid Temperature. SPE22948,1991:695-708.

70 mmk, ^mjHo ^H^^m^Mfimo ^rn^m*

2001,22 (3): 100-104.

Guo Chunqiu, Li Yingchuan. Comprehensive numerical simulation of gas well pressure temperature prediction. Journal of Petroleum, 2001, 22(3): 100-104 (Published in Chinese).

71 KHOKHAR A.A.. Storage properties of natural gas hydrates. Trondheim: Norwegian University of Science and Technology 1998,99-107.

2008,32 (2) : 28-62. Gao Yonghai, Sun Baojiang, Wang Zhiyuan, etc. Calculation and analysis of temperature field in deep water drilling wellbore. Journal of China University of Petroleum: Natural Science Edition, 2008, 32(2): 28-62. (Published in Chinese).

#. ^^m, 2012, 33(5):881-886.

Gao Yonghai, Sun Baojiang, Zhao Xinxin, et al. Multiphase flow and bottom-hole pressure variation of hydrate drilling wellbore. ACTA PETROLEI SINICA, 2012, 33(5): 881-886. (Published in Chinese).

74 Chuvilin E.V. Residual nonclathrated water in sediments in equilibrium with gas hydrate, comparison with unfrozen water / E.V. Chuvilin, V.A. Istomin, S.S. Safonov // Cols Region Science and Technology. - 2011. - V. 68. - P. 6873.

75 Romero J, Touboul E. Temperature prediction for deepwater wells ; a field walidated methodology [SPE] 49056 1998.

76 Kabir C S. Hasan A R, Kouba G E,et al. Determining circulating fluid temperature in drilling, workover and well-control operations. SPE Drilling &Com-pletion, 1996, 11(2);74-79.

77 Kim H C, Bishnoi P R, Heidemann R A, et al. Kinetics of methane hydrate decomposition. Chemical Science,1987,42 (7):1645-1653.

78 Jamaluddin A K M. Kalogerakis N, Bishnoi P R. Modelling of decomposition

of a synthetic core of methane gas hydrate coupling intrinsic kinetics with heart transfer rates.. The Canadian Journal of Chemical Engineer-ing.1989.67(6);948-954.

79 Handa Y P. Compositions, enthalpies of dissociation and heart capacitics in the range 85 to 270K for clathrate hydrates of methane, ethane and propane and enthalpy of dissicition of isobutane hydrate, as determined by a heart flow calorimeter. The Journal of Chemical Thermodynamics,1986,18(10);915-921.

80 Loevios J S, Perkins R, Martin R J, Development of an automated. High pressure heat flux calorimeter and its application to measure the heat of dissociation and hydrate member of methane hydrate. Fluid Phase Equilib-rium,1990,59:73-79.

81 Rueff R M, Sloan E D, Yesavage V F. Heat capacity and heat of dissociation of methane hydrates. AIChE Journal ,1988,34(9);1468-1476.

82 m&№>

M, 2002,21 (3): 7-9

Sun Zhigao, Fan Shuanshi, Guo Kaihua, et al. Determination of decomposition heat of natural gas hydrate. Journal of Analytical Testing, 2002, 21 (3): 7-9. (Published in Chinese).

83 Dalmazzone D, Dalmazzone C, Herzhaft B. Differential scanning calorimetry; a new technique to characterize hydrate formation in drilling muds. SPE Journal ,2002, 7(2): 196-202.

84 iifsM, nxx> loi^^M+çfê^^tf^^^i^t

TO.^ÉÉ^M, 2009, 30 (4), 583-587.

Ren Ruran, Liu Jianxin, Liu Yixing, and so on. Experimental study on formation and decomposition of methane hydrate in porous media. Acta Petrolei Sinica, 2009, 30 (4), 583-587. (Published in Chinese).

85 Dranchuk P M, Purvis R A, Robinson D B. Computer calculation of natural gas compressibility factors using the standing and katz correlation[R].SPE 73112,1973.

86 ^im

^ÉÉ^M, 2005, 26 (2), 96-99.

Zhou Yingcao, Gao Deli, Liu Yonggui, calculation model of multi-phase flow bottom pressure in underbalanced drilling annulus [J]. Journal of Petroleum, 2005, 26 (2), 96-99. (Published in Chinese).

87 Borowski W.S, Paul.G.K, The gas hydrate detection problem; Recognition of

shallow-subbottom gas hazards in deep-water areas //Offshore Technology Conference.Houstion,Texas;OTC,1997;1 -6

88 Sahling H, Rickert D, Suess E. Faunal community structure along a sulphide gradient; Interrelationship between porewater chemistry and organisms associated with gas hydrates, Oregon subduction zone. EOS-Transaction of the American Geophysical Union,80(46);5-10.

89 Hovland M, Gudmestad O T. Potential Influence of Gas Hydrates on Seabed Installations//Natural Gas Hydrates: Occurrence, Distribution and Detection. Washington. D.C. AGU,2001:307-315.

90 m ru- 2006.

Zhang Ling. Experimental study on drilling fluids in natural gas hydrate formation formation. Wuhan: China University of Geosciences, 2006. (Published in Chinese).

91 ^m^, RU: 2012.

Yue Qiansheng, Hu Youlin. Deepwater drilling fluid and completion fluid [M]. Wuhan: Huazhong University of Science and Technology Press, 2012. (Published in Chinese).

92 mâ7% mm^m^^Mm^Rmm^xmmm.

^Él^fê^, 2007, 35(3):91-93.

Wu Hua, Zou Deyong, Yu Shouping. Formation of natural gas hydrates in the sea and its impact on drilling engineering. Oil Drilling Technology, 2007, 35(3): 91-93. (Published in Chinese).

2008, 28(11): 68-70.

Hu Youlin, Liu Heng. Effects of natural gas hydrates on deepwater drilling fluids and their prevention. Natural Gas Industry, 2008, 28(11): 68-70. (Published in Chinese).

2004, 24(2):61-63.

Sun Tao, Chen et al, Qiu Cunjia, et al. Study on gas hydrate exploration low temperature drilling fluid system and performance. Natural Gas Industry, 2004, 24(2): 61-63. (Published in Chinese).

2007.

Wu Hua. Research on gas hydrate prediction in deepwater drilling. Qingdao: China University of Petroleum (East China), 2007. (Published in Chinese).

96 xte, % ^mH^^m^mmm^m^^mmm^^

31(1): 157-164.

Zhang Xuhui, Lu Xiaobing, Wang Shuyun, et al. Experiments on formation failure caused by rapid heating decomposition of natural gas hydrate. Marine Geology and Quaternary Geology. 2011, 31(1): 157-164. (Published in Chinese).

97 FC-1 SMrt i^iiffl^,2012,29(04):435-438+456.

Li Yingying, Jiang Guancheng, Li Ling, Xu Weixing, Xu Fan. Indoor study of fluorocarbon gas wet reversal agent FC-1 in condensate gas reservoir. Oilfield Chemistry, 2012, 29(04): 435-438+456. (Published in Chinese)

98 ^X^.

ZL 201510569878.1 Jiang Guancheng, Xuan Yang, Wang Wei, Zhang Wei, An Yuxiu. Wetting reversal agent and reservoir protectant composition for low permeability ultra-low permeability reservoirs and their applications, ZL 201510569878.1 (Published in Chinese).

ft-, mnrn, wx

ZL 201710038133.1 Jiang Guancheng, Zhang Xianmin, Wang Le, He Yibo, Liu Fan, Yang Lili, Sun Haifang, Peng Chunyao, Ma Guangchang, Jiang Qihui, Dong Tengfei. Double-cationic fluorocarbon surfactant and its preparation method and as a double sparse type Application of transfer agent and drilling fluid and its application. ZL 201710038133.1 (Published in Chinese).