多孔介质中CO_2水合物饱和度与阻抗关系模拟实验研究

确定沉积物中天然气水合物饱和度是评估水合物资源、开发利用天然气水合物工作中的一项基础而关键的工作.利用青岛海洋地质研究所自主设计、研制的天然气水合物阻抗监测模拟实验装置,研究了CO2气体与去离子水在多孔介质中天然气水合物的生成与分解过程.指出:天然气水合物生成过程会使多孔介质阻抗增大;天然气水合物分解过程导致多孔介质阻抗减小.并且多孔介质的阻抗变化与反应体系的温度压力变化相互对应,能够体现天然气水合物生成与分解各阶段的特点.此外,还利用Archie公式,使用天然气水合物的阻抗值计算多孔介质中水合物的饱和度,得到了多孔介质中天然气水合物饱和度随反应时间的增长曲线.     

电阻率在天然气水合物三维生成及开采过程中的变化特性模拟实验

为获取更多的清洁高效能源,全球范围内都正在开展与天然气水合物（以下简称水合物）开采相关的研究,其中电阻率作为表征水合物变化的一个重要参数也被纳入了重点研究范畴,但其在水合物三维生成及开采过程中的变化特性尚未见报道。为了得到三维系统下水合物的电阻率变化数据,利用三维水合物反应釜,实验室模拟研究了水合物在多孔介质中生成及利用双水平井注热开采实验过程中电阻率的变化特性。结果发现：①电阻率总体上随着水合物的生成而升高,随着其分解而下降;②电阻率与水合物饱和度并不呈完全的线性关系,当水合物饱和度升高到一定程度时,电阻率变化减缓;③在水合物生成过程中发现水合物生成存在“爬壁效应”--水合物在多孔介质中的生成并不同步,水合物在边界区域明显多于中心区域;④在水合物开采过程中发现电阻率不仅随水合物分解的变化而变化,而且还与开采过程中的流体流动有着较大关系,所以利用电阻率作为水合物开采的特征指标时需要先排除流体流动的干扰。     

多孔介质中甲烷水合物聚散过程的交流阻抗谱响应特征

电学特性实验是探索天然气水合物(以下简称水合物)生成分解过程及其动力学特征的有效技术手段。较之于过去单一的仅对电阻率参数进行测试的实验方法,交流阻抗谱测试方法可以获得一定频率范围内被测体系的阻抗(包括电阻、电抗)特性变化规律,从而有助于更全面深入地认识水合物的电学性质特征。为此,设计了甲烷水合物交流阻抗谱测试系统,以甲烷水合物一多孔介质一浓度为3.5%的盐水为研究体系,测试了水合物在多孔介质内合成与分解过程中研究体系的阻抗谱,并分析了阻抗谱特征参数随水合物饱和度变化的规律。结果表明:①采用激发源的不同频率测试的结果差异明显,在低测试频率(0.1~10.6 Hz)下,测试体系的水合物饱和度与阻抗谱参数之间未表现出明显的规律性关系,而在中高测试频率(101.8 Hz~1 MHz)下,阻抗谱参数随着测试体系水合物饱和度的增加而增加;②当测试频率为101.8Hz、1 114Hz和10 746 Hz时,在一定的误差允许范围内,测试体系的阻抗谱参数与水合物饱和度之间符合单调递增的线性关系;③阻抗幅值的频散特性与水合物饱和度之间存在着明显的对应关系。     

储气罐中天然气水合物生成的温度特性研究

为了研究储气罐中天然气水合物生成的温度变化特征,利用自制的天然气水合物三维模拟装置从甲烷气体和水溶液中成功生成了甲烷水合物,通过温度-压力变化对甲烷水合物在多孔介质中的整个生成过程进行了研究。实验结果表明,注气从垂直中心井注入,导致中心区域温度升高,并向四周蔓延,水合物从中心井往外聚集。由于多孔介质的毛细管作用,甲烷水合物在多孔介质中产生爬壁效应,外侧水合物生成较多,在多孔介质中呈不均匀分布。     

基于电阻率测量一维天然气水合物模拟试验装置

针对当前天然气水合物勘探技术的现状,设计了一种天然气水合物模拟试验装置。该装置不仅能模拟多孔介质中天然气水合物的生成和分解过程,而且能够实时测量天然气水合物电阻率的变化,根据电阻率的数值来判断天然气水合物的状态变化,从而实现对天然气水合物的有效探测。试验测试结果证明,该装置工作稳定可靠,完全可以为天然气水合物的基础研究提供技术支持。     

粉土内甲烷水合物形成与分解过程中的水分特征

用可探测土壤内部水含量变化的pF-meter探头开展了甲烷水合物形成与分解过程中多孔介质内部水含量变化研究,结果表明,该新型研究方法可有效探测实验过程中多孔介质内水含量变化.通过研究指出:水合物生成时会对介质内的水产生吸力,将水向水合物处抽吸;水合物分解时会释放水,使介质内水含量增大;温度升高会使存于多孔介质内毛细管中的水向下流动;水合物在粉土中的二次形成范围比一次形成范围更大.     

多孔介质中天然气水合物生成的主要影响因素

目前有关天然气水合物(以下简称水合物)的研究主要集中在物理化学性质考察和开采(分解)方法探索方面。在进行后者的研究过程中,地层渗流过程的物理模拟至关重要,但目前借助于石油开采研究中广泛应用的填砂管等多孔介质对水合物进行动态过程的研究却鲜有报道。为此,利用河砂填砂管在岩心驱替装置上进行了甲烷水合物生成过程的物理模拟,考察了地层温度、甲烷压力及地层模型性质参数等对水合物生成过程的影响。结果表明:(1)利用冰融水作为地层模型的束缚水可显著提升甲烷水合物的生成速率;(2)多孔介质条件下过程驱动力(即实验压力或温度偏离水合物相平衡对应值的程度)对甲烷水合物的生成起着决定性作用;(3)当甲烷压力高于水合物相平衡压力1.4倍以上,或者实验温度低于相平衡温度3℃以下时,甲烷水合物生成诱导期几乎不随温压条件的变化而变化;(4)渗透率、含水饱和度、润湿性等参数对实验中甲烷水合物的生成率不构成明显影响。     

水合物一次分解压力对记忆效应的影响

在工程领域,水合物开采及天然气运输过程中普遍存在管道堵塞等问题。为有效地解决天然气输送过程中的堵塞现象,并为油气的高效储存与运输提供重要的理论依据和参考,采用两种不同粒径的多孔介质石英砂混合,在初始压力8 MPa、温度16 ℃条件下进行水合物一次生成实验,一次生成结束后,在不同分解压力下采用恒压升温法对水合物进行分解,分解反应进行150 min 后,稳定至与一次生成相同的初始条件下进行二次生成实验。通过水合物生成过程中反应釜内温度压力变化曲线等,分析不同一次分解压力对水合物二次生成过程及特征指标的影响。实验结果显示,相比一次生成过程,水合物二次生成过程存在明显且稳定的记忆效应。由此得出结论,一次分解压力对水合物二次形成的影响具有临界压力,分解压力为此临界压力时,水合物二次生成速率相对较小且饱和度低,此时记忆效应最弱。这一研究结果可望对自然环境下水合物开采过程中二次生成对管道堵塞的解决、油气的高效储存与运输提供重要支撑。      

含杂质CO2管道输送水合物形成规律研究

在延长油田产生的CO₂气体输送过程中,管线会发生水合物冰堵,影响气体输送流量,为了探究CO₂水合物在管道输送过程中的形成规律,利用PVTSIM软件生成了CO₂水合物的相平衡曲线,并通过OLGA软件对水平管和弯管输送的水合物形成规律进行了模拟分析。结果表明:在低温高压条件下,水平管和弯管输送过程中均会有水合物形成,其生成过程是一种类似于盐类的结晶过程,通常包括成核和生长两个阶段,然后依靠流体颗粒之间的黏附力致使水合物聚集,与直管段相比,弯管段更容易产生水合物;水合物生成速率均由小到大,然后快速进入稳定阶段,最后趋于0。现场管线的水合物也多发生在弯管处,从而进一步验证了CO₂水合物的形成规律。因此,在管道输送过程中应避免高压出口和低温入口条件,保证管道安全运营。      

海底沉积物中天然气水合物生成和分解规律研究进展

对国内外有关海底沉积物中天然气水合物生成和分解规律方面的研究进行了详细调研,得到如下结论:天然气水合物的生成和分解条件在海底沉积物中与在井筒、管道中有明显不同,其主要原因是多孔介质中流体与孔隙壁面间的界面效应对海底沉积物中天然气水合物的形成条件会产生明显影响;在海底沉积物中天然气水合物生成和分解条件的数值模拟技术研究方面,研究者大都假设以天然气水合物作为盖层的成藏类型,借助常规油气藏数值模拟技术进行模拟研究;影响海底沉积物中天然气水合物生成和分解条件的因素很多,因此海底沉积物中天然气水合物生成和分解规律研究必须借助试验模拟、数值模拟和现场测试相结合的综合方式进行。该调研成果可为今后天然气水合物经济有效开采技术方案选择和进行天然气水合物危害控制等提供参考。     

天然气水合物三维成藏物模实验系统的构建与检验

现有的天然气水合物（以下简称水合物）成藏模拟装置侧重于合成少量均相水合物或含水合物沉积层,受制于装置体积,而某些影响因素如地温梯度等难以在室内实验中再现。为此,提出了建立水合物成藏大型三维物模实验系统来解决相关问题的技术思路。首先通过调研分析,确定了系统的设计指标：最大工作压力为32 MPa,模拟地温梯度介于3～6 K/100 m,可再现自然界扩散、渗漏、原位3种水合物成藏机理。据此建立了物模实验系统：①系统主体高压反应釜容积为196 L,内置30个PT100温度传感器、30个电阻率探测电极、16对声偶极子,构成覆盖整个沉积层的传感器点阵;②系统可在海底和陆地水合物成藏典型温压条件下模拟多种天然气供气方式,考察水合物的动态生成行为,以及成藏后新鲜海水循环下的水合物动态演化行为。试运行结果表明：该系统满足设计指标中提出的各项要求,实验流程可确保安全、稳定、长期运行;传感器经过标定后,可以准确测定各个物理量。最后,通过测定实验介质的多项物性参数值,进一步验证了该系统的可行性和可靠性。     

Experimental determination of permeability in the presence of hydrates and its effect on the dissociation characteristics of gas hydrates in porous media

Although there are many uncertainties in hydrate dissociation process in porous media, numerical simulation gives useful information in evaluating economically feasible gas recovery processes from gas hydrate reservoirs. Furthermore, there are several unknown parameters involved in the numerical model and determination of accurate values of these parameters is essential for reliable production forecasts. One of these parameters is the variation of permeability of the porous media in the presence of hydrates. In this study the permeability to gas was experimentally determined at varying hydrate saturations in a porous medium made of packed glass beads.By comparing the experimentally determined permeability with those calculated using the empirical permeability correlations it was found that for initial water saturations less than 35%, hydrate tends to form on the grain surfaces. However, for initial water saturations greater than 35%, the experimental results indicate a pore filling tendency of hydrate formation. The experimental permeability values were also correlated with the Masuda et al.'s (1997) permeability model and a value of 3.0 was obtained for the permeability reduction exponent. To evaluate the impact of permeability reduction exponent on the dissociation process, a one-dimensional numerical model was developed for dissociation of gas hydrates in porous media by depressurization. The numerical model includes the three mechanisms i.e. kinetics of hydrate decomposition, heat transfer and fluid flow; that might be associated with the dissociation of hydrates in porous medium. The effect of permeability reduction exponent on the dissociation characteristics of hydrate was analyzed using this simulator.     

Analytical modeling of gas recovery from in situ hydrates dissociation

Exploration activities around the world have confirmed that in situ hydrates are widely available in permafrost and oceanic sediments. These hydrocarbon deposits have stimulated worldwide efforts to understand gas production from hydrate dissociation in a porous media. This work is a contribution towards these efforts. The present study uses depressurization-driven in situ hydrate dissociation, incorporates decomposition kinetics into the radial diffusivity equation, and develops a model to predict the performance of naturally occurring hydrates. The proposed model is simple yet useful and it does not require any empirical correlation. The model-predicted performance compares well with the published experimental studies on the hydrate dissociation in porous media.     

A Finite Element Computational Method for Gas Hydrate. Part II: Application

A finite element model has been applied to the dissociation of gas hydrates in porous media by hot water injection. In the first step, it was applied to calculate the temperature and saturation profiles for a two-phase convective heat transfer case. The second step involved hydrate thawing calculations with release of water and gas. Realistic results were obtained in predicting the temperature, pressure, and water saturation profiles in the hydrate medium with respect to time, when subjected to hot water injection at high pressure in a wellbore. Furthermore, the thaw front progression calculated by this scheme exhibits stable and satisfactory behavior with respect to time.     

甲烷水合物在煤层中存在的可能性

已有实验证明：在一定的温度下，只要压力合适，有甲烷气源和水，就能合成甲烷水合物，而且多孔介质的存在将有助于水合物的形成。煤是一种多孔介质，在其形成过程中生成了大量的甲烷，并含有大量的水份。受构造应力和地应力的影响，煤层中存在着褶皱、断层等，结构复杂，因而在煤层中存在高应力区，而这种高应力区为甲烷水合物的存在创造了条件，同时，在一些煤与瓦斯突出中，吨煤瓦斯突出量高出吨煤瓦斯含量很多，以致无法解释，更为煤层中的局部地点存在甲烷水合物提供了佐证。因此，推断煤层中可能存在零散分布的甲烷水合物。     

多孔介质中甲烷水合物生成的排盐效应及其影响因素

利用不同粒径的多孔介质模拟了海洋天然气水合物的生成过程,测定了孔隙水中主要离子质量浓度的变化.研究结果表明,甲烷水合物的生成过程使周围沉积物孔隙水中离子质量浓度发生异常.水合物生成引起的排盐效应主要取决于耗气量.耗气量越大,生成水合物的量越大,排盐效应也就越强,但孔隙水溶液中不同离子质量浓度的变化并不一致.高频振动大大加快了反应速度;粗颗粒(粒径大于125μm)沉积物对水合物生成速度影响不大,而细颗粒(粒径小于74μm)沉积物则明显阻碍水合物的生成.压力对排盐效应的影响体现在反应时间上.在相同反应条件下,反应时间与过冷温度呈幂函数关系.