注乙二醇溶液分解甲烷水合物的实验研究

在甲烷水合物一维分解模拟系统上,进行了模拟注乙二醇溶液分解甲烷水合物的实验研究。使用甲烷气体与纯水在一定温度、压力条件下,在沉积物中合成水合物。通过以不同速率注入不同浓度的乙二醇溶液,研究了化学法分解水合物过程中甲烷气体和水生产规律。实验结果表明,水合物分解产出甲烷气体的过程主要分为4个阶段：初始注入段、化学剂稀释段、水合物分解段和残余气体产出段。整个分解过程中,水的生产速率几乎保持恒定。通过对实验结果的能量分析表明,本实验条件下分解综合效率在0.20～0.88之间,并且受注入速率和化学剂浓度影响。在恒定注入速率条件下,分解效率在化学剂质量分数为60%时达到最大值。     

热盐水开采天然气水合物的热力学评价

将多孔介质中天然气水合物在热力作用下的分解过程看作一个移动边界问题,在求解等温边界条件下水合物地层中分解区和未分解区（水合物区）温度场的基础上,推导出热力法开采水合物过程中开采热效率（用于水合物分解的热量与输入热量之比）和能量效率（开采所得甲烷气体的总热值与输入能量之比）的解析表达式.在相同水合物地层条件下,对比注入热盐水（采用NaCl溶液）和热水两种开采方法,得出热盐水中盐的浓度（简称盐度）对开采热效率等的影响.计算结果表明,采用热盐水开采热效率一般在40%～70%.在开采温度300～450 K、盐度0～15%的条件下,热力法开采水合物的能量效率在7.4%～11.3%之间.     

多孔介质中甲烷水合物不同分解方法实验研究

冻土区天然气水合物是未来能源的重要补充,然而冻土区天然气水合物的开采研究还处于初级阶段。本文利用一维水合物分解实验装置,在1.24～1.35 ℃以及2.83～2.89 MPa温度压力条件下,模拟冻土区天然气水合物降压定压分解以及注热水定压分解实验研究,分析降压分解及注热水分解过程中温度、压力、产水以及产气随时间变化特性及能量效率。研究结果表明,分解过程产气可分为自由气释放、水合物分解以及残余气体产出3个阶段,实验过程中温度先降后升,降压分解过程与注热水分解自由气产出阶段基本没有水产出,而在水合物分解阶段,产水速率与注水速率相等。注热分解过程中能量效率先升后降,注热量越大,能量效率越低。     

注热水盐度对水合物开采影响的实验研究

天然气水合物是目前备受关注的新型洁净优质能源,注热盐水是一种有效的开采方式。采用自制的一维天然气水合物(NGH)开采模拟实验装置,首先在填砂模型中生成初始条件相同的天然气水合物藏,之后注入盐度为2%、10%、20%的热水进行开采实验。结果表明:当注热水盐度较大(达到10%后)时,水合物快速分解,与自由气同时产出,产气速率峰值较大;而当注热水盐度较小(2%)时,自由气首先产出,然后水合物分解气体产出。注热水盐度越大,水合物分解速度越快,热前缘移动速率越大,水合物大量分解阶段的能量效率越高。因此,注热水盐度的增加可以加快天然气水合物的开采速率,增大注热开采的经济可行性。     

热盐水分解甲烷水合物实验研究

利用一维开采模拟系统,注入NaCl水溶液,进行甲烷水合物分解过程和开采模拟研究.结果表明在NaCl水溶液的作用下,甲烷水合物降温吸热分解.气体产出过程可以分为自由气产出阶段,水合物分解阶段以及水合物分解结束后常规气藏的气体产生阶段,而NaCl的加入可以提高水合物分解阶段的产气速率.在自由气产出期间基本没有水产出,在水合物分解期间,产水速率稍高于注水速率,水合物分解结束后,产水速率等于注水速率.     

南海天然气水合物沉积物样本重塑研究

天然气水合物是一种理想的替代能源.目前,对天然气水合物生成的研究,大多以玻璃砂、石英砂等为多孔介质,而很少应用实际的水合物储层沉积物进行实验,本文应用未保压的我国南海天然气水合物沉积物进行水合物生成实验,研究不同孔隙度、注入气体量及初始水饱和度对天然气水合物生成的影响,实验结果显示:注入气体量对生成天然气水合物饱和度影...     

天然气水合物置换开采的能源效率研究

天然气水合物分解是一个相变过程,开采时涉及各种形式能量的消耗和转化,如电能、化学能、热能等。为了科学地评价天然气水合物开采技术的经济性,建立了以有效能(?)为核心的能源效率计算方程,并以CO₂置换法开采天然气水合物为例,介绍任意生产周期内能源效率的计算方法和流程框图。在CO₂置换开采天然气水合物的工艺过程中,注气量、产气量和产气中甲烷含量是三个关键参数,将产气量与注气量之比定义为采注比,分析采注比及产气中甲烷含量对能源效率的影响。结果表明:在设定条件下CO₂置换开采天然气水合物的整体能源效率介于0.31～6.4之间;增大采注比,有利于提高能源效率;产气中甲烷的摩尔分率越高,气体分离的能耗越低,能源效率也可显著提高。因此,调控产气量和产气中甲烷摩尔分率是提高CO₂置换法能源效率的主要途径。通过所建立的能效计算方程为天然气水合物开采工艺的优化提供指导。     

基于天然气水合物置换开采的能源效率分析

天然气水合物开采涉及各种能量转化与消耗,比如热能、电能以及化学能等。为了对其开采技术的经济性进行科学的评价,建立以?为核心计算能源效率的方程,以二氧化碳置换开采天然气水合物为例,建立能源效率模型。在二氧化碳置换开采水合物中,产气中甲烷含量、注气量以及产气量这三个是关键的自变量参数,定义产气量和注气量的比值为采注比,对于能源效率受到甲烷含量以及采注比的影响进行分析。结果表明：在设定条件下,二氧化碳置换开采水合物整体效率在0.30～6.39,对采注比进行增加,能够有效提高能源效率。能源效率随着甲烷的摩尔分率提高而提升,而气体分离能耗会降低。所以,对于二氧化碳置换法能源效率进行提升的主要途径有提高产气中甲烷含量以及对产气量进行调控。通过能效计算方程来对水合物开采工艺的优化提供参考。     

天然气水合物发展方向

天然气水合物是冰状结晶固体,水和光的天然气混合形成甲烷,二氧化碳,乙烷,丙烷和丁烷。甲烷是其他沉积物中烃类气体的主要组成部分。天然气水合物是未来重要能源中最具潜力的一种。甲烷天然气水合物正日益被视为一个潜在的能源资源,在大陆架下方以及陆上的永久冻土带可以发现大量的资源储备。虽然天然气水合物具有巨大的开发价值,但其面一临的问题也很多。如开采难度大,破坏环境等。如今首要的任务,就是研发新的开采技术从而解决一些列问题。     

中试装置内水合物注抑制剂的分解规律

单纯降压法开采天然气水合物容易遇到地层传热速率慢的问题导致体系温度压力长期处于相平衡状态,因而严重拉长了开采时间。为解决降压法开采过程中低温区域水合物分解过慢的问题,本文利用三维装置研究了注化学剂法开采过程中水合物分解和产气规律。根据反应釜内温度和压力的变化,全面分析了注入过程、焖井过程对水合物分解的影响。结果表明,对于单井吞吐法,在注入抑制剂阶段可以刺激水合物快速分解,但不宜采用过大的注入量和过多的注入次数,过大的注入量和注入次数会增大堵塞风险导致开采时间被大大延长。相较于小型实验装置,中试级别实验由于注入时间长,抑制剂在注入阶段已经得到较为充分的运移,因而焖井时间不能过长,控制在40min左右为宜。     

Dissociation characteristics of methane hydrate using depressurization combined with thermal stimulation

Methane hydrate is considered as a potential energy source in the future due to its abundant reserves and high energy density. To investigate the influence of initial hydrate saturation, production pressure, and the temperature of thermal stimulation on gas production rate and cumulative gas production percentage, we conducted the methane hydrate dissociation experiments using depressurization, thermal stimulation and a combination of two methods in this study. It is found that when the gas production pressures are the same, the higher the hydrate initial saturation, the greater change in hydrate reservoir temperature. Therefore, it is easier to appear the phenomenon of icing and hydrate reformation when the hydrate saturation is higher. For example, the reservoir temperature dropped to below zero in depressurization process when the hydrate saturation was about 37%. However, the same phenomenon didn't appear as the saturation was about 12%. This may be due to more free gas in the reservoir with hydrate saturated of 37%. We also find that the temperature variation of reservoir can be reduced effectively by combination of depressurization and thermal stimulation method. And the average gas production rate is highest with combined method in the experiments. When the pressure of gas production is 2 MPa, compared with depressurization, the average of gas production can increase 54% when the combined method is used. The efficiency of gas production is very low when thermal stimulation was used alone. When the temperature of thermal stimulation is 11 °C, the average rate of gas production in the experiment of thermal stimulation is less than 1/3 of that in the experiment of the combined method.     

Methane hydrate dissociation experiment in a middle-sized quiescent reactor using thermal method

Dissociation kinetic behavior of methane hydrate was studied at 268.15 K using thermal method in a closed quiescent middle-sized reactor of 10 L, which with a multi-deck cell-type vessel as the internals and coiled copper tubes placed inside assuring hydrate form or dissociate in all cells of the vessel simultaneously to reduce or eliminate the scale-up effect. A dramatically reduced dissociation rate phenomenon - “buffered dissociation” due to the ice melting was observed. The influences of the water temperature, the heating rate, the quantity of hydrate, and the dissociation pressure upon the dissociation rate and the extent of the buffering effect were investigated experimentally to reveal the gas production mechanism from hydrate below the ice point. The experimental results indicate that the rate of heat transfer and the thermodynamic driving force were the key rate-limiting factors for hydrate dissociation in the closed reactor. The buffering effect of gas production can be eliminated and the dissociation rate can be increased by increasing the temperature of the heating water and lowering the dissociation pressure. However, the temperature buffering behavior cannot be eliminated.     

Experimental study on the rheological behavior of tetrafluoroethane (R-134a) hydrate slurry

Information on the rheological characteristics of clathrate hydrate slurry is vital due to its diverse applications including hydrate slurry transportation as in seawater desalination by gas hydrate process, gas delivery through slurry pipelines, cold thermal energy storage, and secondary refrigeration by hydrate slurries. The current study experimentally investigated the rheological behavior of Tetrafluoroethane (Freon) hydrate slurry formed from R-134a and water serving as a medium for sea water desalination. Experiments were performed in a flow loop with a volume of 5.68?L and an inner pipe diameter of 21.5?mm, which was immersed in a constant temperature bath to maintain hydrate stable condition. Experiments were conducted with two phases in the loop; solid hydrate particles and liquid water. The hydrate solid volume fraction ranged from 15.8 to 31.7?vol%. Pressure drops along the straight section of the pipe were monitored while temperature, solid volume fraction and flow rate were kept constant at desired values. The experimental results indicated that Freon slurry can be considered as a pseudo-plastic fluid. The shear-thinning characteristics of Freon slurry became more pronounced as the hydrate solid fraction increased. An empirical power law type equation that relates the apparent viscosity of the Freon slurry to the hydrate solid volume fraction and shear rate was developed and compared with experimental values. The experimental results well supported the values of the apparent viscosity calculated from the modeled equations.     

石英砂中甲烷水合物的溶解开采实验研究

天然气水合物是天然气与水在低温高压的条件下形成的一种冰状物质,广泛分布于海底和冻土区的沉积物中,资源量巨大,有望成为未来接替能源。在已发现的资源中,有一种类型的天然气水合物位于海底浅表层或裸露于海底,其形成过程和稳定性规律尚不明确。为揭示其稳定性规律,实验研究了石英砂中甲烷水合物的溶解过程。结果表明,水和白油均能有效溶解石英砂中的甲烷水合物,注水溶解的气水体积比约为2,注油溶解的气液体积比约为10,溶解速率主要受液流-水合物的接触情况影响,随水合物饱和度升高而升高。水/油易在石英砂中窜进,形成优势渗流通道,随后气液比逐渐降低。实验结果为深入研究海底浅表层或裸露的天然气水合物的稳定机理提供了基础。     

天然气水合物热开采技术研究进展

对天然气水合物热开采技术的研究进展进行了综述,概括了热开采技术研究的基础实验和数值模拟,分析了天然气水合物分解动力学研究,传热、传质对分解的影响及多孔介质和水合物地层中水合物开采规律. 研究表明,热开采技术作为强化供热开采方案,可弥补常规开采效率低的缺点;对水合物分解热力学和动力学的实验研究已能满足对水合物热力分解认识的基本要求,但沉积物内的水合物热力学性能研究尚需深入;模型研究已从一维单相发展到复杂的三维多相数值模型,通过单个或多个模型的综合分析已能达到实际水合物藏开采计算的要求. 最后指出了热开采天然气水合物尚存在的问题和研究方向.     

第一类水合物藏降压开采实验模拟

我国南海含下伏游离气的水合物储层具有实现下伏游离气和水合物分解气“两气合采”的地质条件,开采该类型水合物藏能够增加产气量,提高经济性。但目前该类型储层的开采模拟室内实验研究较少,开采规律认识不足。本文采用实验室自行搭建的三维水合物模拟装置,建立了一套含有游离气层的第一类水合物储层制备新方法,研究了水合物藏降压开采过程的产气产水特性。结果表明,采用甲烷水合物四相点以下的生产压力能有力地加快水合物分解进程,提高开采效率,当开采压力从2.95MPa降低到2.14MPa,快速产气阶段气体采收率增加10%,总开采时间缩短约38%,总采收率从73%提高到81%。当开采井井孔位于水合物层时,可能会在井孔附近出现水合物二次生成现象,从而导致开采产气速率显著降低,相比于开采井井孔位于气层,相同累积产气量的情况下生产时间延长30%左右。对比第一、三类水合物藏发现,第一类水合物藏的快速产气阶段持续20min以上,比第三类水合物藏延长一倍多,但总的气体采收率稍低。本文塑造的是气饱和的第一类水合物藏,对实际海洋水合物藏的模拟具有一定局限性,今后研究还需从实验装置尺度、分区控温方法、实验介质筛选、储层重塑稳定性等方面着手,解决储层重塑关键技术问题,为我国含下伏游离气的泥质粉砂型天然气水合物藏开采提供基础数据参考。     

螺旋内槽管内天然气-水-表面活性剂体系的水合物生成动力学计算

针对多组分气体（天然气）-水-表面活性剂体系在螺旋内槽管内的水合物生成过程,首先采用CFD方法结合群体平衡模型（PBM）,基于溶质渗透模型和Kolmogorov各向同性湍流理论对螺旋内槽管内气液传质系数进行了模拟;其次基于Kashchiev和Firoozabadi的经典水合物成核和生长理论,将其体系从单组分-水系统扩展到多组分气体（天然气-水-十二烷基硫酸钠）系统,同时结合经典结晶理论利用传质系数对水合物生长模型进行了修正,建立了适用于螺旋内槽管流动体系内天然气水合物生成动力学模型。通过模拟计算,获得不同水合物生产条件下天然气在水中的平均传质系数;进而利用Microsoft Visual C++编程计算得到不同条件下水合物生成动力学数据,在考察范围内,天然气水合物的成核速率随着反应体系有效表面能的增大而锐减,而水合物生成驱动力和生长速率未受影响,同时水合物生长速率随着流速和反应压力的增大及温度的降低而增大,成核速率随着压力的增大和温度的降低而增大。