间壁换热开采天然气水合物注入温度优化

热力学法是目前公认可行的天然气水合物开采方法之一。关于如何在热采过程中提高注入能量利用率,使开采所得甲烷气体的总热值与注入热量之比最大的研究,目前大多集中于注入温度的优化方面。从获得最大产气速率的角度出发,在能量利用率的基础上,定义新的热效率为单位产气量下的水合物注热开采能量利用率。并引用无限长圆柱体换热反应釜概念,建立间壁换热开采水合物过程中等温边界条件下一维瞬态传热新模型,通过推导间壁换热过程中传热量和传热时间的解析表达式,求得在开采温度20～100℃的条件下,间壁换热开采水合物的热效率在0. 431～0. 536之间。最优注入温度为65℃,热效率为0. 536。     

海底天然气水合物开采的环境安全性探讨

在能源需求和环保要求的双重压力下,天然气的消费量大幅增长,对海底天然气水合物进行大规模开采是必然的。目前,海底天然气水合物的开采还处于初级阶段,没有找到公认的合适的开采方式,最主要的原因是担心开采天然气水合物会造成其瞬间大规模气化,引发环境灾难。从人们所担心的问题出发,通过分析天然气水合物的开采原理,调研天然气水合物的开采实践,指出开采天然气水合物的主要物理过程是气化,而气化需要吸收大量的热量,但地层传递热量的速度非常慢。为此,天然气水合物的开采速度非常低。天然气水合物在其开采过程中虽然不可避免的会对环境产生一定影响,但不会对环境造成灾难性影响。      

热力法开采天然气水合物的数学模拟

将天然气水合物在热力作用下的分解过程看作一个移动界面问题，即热力开采过程中整个水合物藏可分为分解区和水合物区。通过适当简化，建立了分解区和水合物区的传热模型，并严格推导了模型的解析解。使用模型分别模拟注入蒸气和热水条件下开采天然气水合物的两个实例，得到分解区和水合物区温度场随时间变化的规律。在此基础上，分析了水合物热力开采过程中热量的有效利用率，即用于水合物分解的热量与输入的总热量的比值。模型计算结果表明，在相同条件下，注入热水比注入蒸气将能获得更高的热量有效利用率。在给定的条件下，注入蒸气和热水开采过程的热量的有效利用率分别为0.349和0.465。另一个方面，该比值与水合物地层的物性参数（如水合物的饱和度、分解区域的热传导系数等）有很大的关系，地层水合物饱和度越高，分解区的热传导系数越小，则热量的有效利用率越高。     

天然气水合物开采关键技术研究现状

天然气水合物开发潜力巨大,世界上多个国家对天然气水合物开采的关键技术展开了研究和探索。文章对国内外水合物试采以及研究进展进行阐述,明确了天然气水合物开采过程中面临的主要问题。针对各国的开采现状,对开采过程中的关键技术进行了分析,在防砂技术方面,天然气水合物大多位于海底黏土质粉砂或淤泥质沉积物中,开采过程中出砂问题严重,主要防砂措施为机械防砂、加装防砂网、射孔砂筛防砂、Geoform防砂系统等;在能量补充技术方面,水合物开采过程中地层需补充能量,主要方式有注热水或热蒸汽法、微波加热、电加热和太阳能加热法;在气液分离技术方面,水合物分解后的分离方法主要分为重力沉降法和旋转分离法。在上述综述基础上提出了天然气水合物开采关键技术瓶颈及发展方向,以期为天然气水合物高效安全开发提供参考。     

天然气水合物热采效率实时评价

热激法是分解水合物的重要方法,由于对水合物体系热物理参数变化特征缺少定量描述,现有的评价方法不能实现水合物热采效率的实时评价,缺少对热采过程中的热采效率变化特征的明确认识,将影响对水合物热采效率的正确评价。利用自制实验装置,开展不同间壁换热温度的天然气水合物热采实验,结合前人实验研究成果,利用数学统计方法,研究水合物体系热物理参数的定量变化特征,同时,结合热采实验的实时数据,利用不稳定传热理论,对天然气水合物间壁热采过程中的纯能量效率进行实时计算,实现了天然气水合物热采效率的实时评价。研究结果表明：在一定温度范围内,水合物体系的热物理参数与温度呈线性关系;天然气水合物间壁换热开采的纯能量效率为0～7,热采前期上升快,后期变缓;在热采初期,间壁温度越高,纯能量效率越高,随后趋势改变。热激法分解天然气水合物时,在热采初期采用较高温度,适时转换较低温度的变温热采模式,能够取得较好的水合物开采效果。     

基于ICP技术的天然气水合物开采方案

天然气水合物(NGH)矿产储量巨大,燃烧后几乎不产生任何残渣,是一种高效利用的清洁能源。为了提出天然气水合物切实可行的开采方案,对天然气水合物成藏特点进行分析,通过当前室内研究的天然气水合物开采方法比较,并考虑到真实开采过程中可能出现的地层破坏问题,在CO_2乳状液置换天然气水合物中CH_4实验和页岩油ICP开采技术的启发下,最终制订出一套具有井工厂特点的天然气水合物开采方案。研究得出:ICP技术核心工艺冷冻墙、加热井井网布置能有效克服热散失,并持续提供热量促进天然气水合物分解。CO_2乳状液置换技术能在高效产出CH_4情况下形成CO_2水合物,防止地层因为天然气水合物分解而产生的地层破坏。注采监测系统的部署能实时监控生产反应过程,可操作性强,控制精度高。     

地面分解法开采海底天然气水合物

在海底和永久冻土地带天然气水合物的储量巨大，很多国家加大了对海底天然气水合物的勘探和研究力度。由于受物理化学特性的影响，天然气水合物在压力、温度改变的情况下会发生分解，海底天然气水合物的开采难度大。热溶法、抑制剂刺激法等理论方法都不适合于海底表层天然气水合物的开采。介绍了地面分解法这一天然气水合物开采的新方法，该方法利用海底采矿技术，将水合物通过管道输送到海上平台，加以分解利用。该方法在理论上克服了海底天然气水合物在海底分解时吸收热量使周围环境温度降低而无法继续进行的困难，也克服了不能用传统的减压法开采等缺点，具有简单、经济适用，能长期工作等特点。但在实际生产中，需要对工作参数的合理确定、沉渣排放对海洋环境的影响等问题进行深入研究。     

天然气水合物勘探与开采进展

目前,天然气水合物以能量密度高、储量大和分布广等特点,被公认为是21世纪的重要后续能源。各国纷纷加大天然气水合物勘探和开发的研究力度。现有天然气水合物开采方法主要有注热开采法和非注热开采法两种,都不同程度地存在一些问题。本文在对现有开采方法优缺点进行分析的基础上,对注热开采天然气水合物方法进行了重点阐述,分析了采用注热开采方法的几种不同形式,为经济有效的开采天然气水合物提供依据。图5参5     

神狐海域水合物降压-注热开采生产动态分析及参数优化

针对神狐海域天然气水合物藏,利用CMG-STARS软件开展数值模拟,分析了降压-注热驱替法下的开采动态,并对其主要开采参数的影响程度进行评估。研究结果表明:由于神狐海域水合物藏的地层的初始温度较高,本身热量充足,且该储层渗透率较低,注入热水扩散速度慢,注入热量只有很少一部分用于水合物的分解,热量损失大,因此注热效果不明显;综合考虑产气量、生产时间和累积气水比,建议在降压-注热开采的过程中井底压力设为2~3MPa。一步降压可以有效的缩短生产时间,从而提高经济效益,因此在不影响储层稳定性的前提下,开采过程中建议采用最快的降压速度进行降压生产。     

海底天然气渗漏区热传递对天然气水合物形成的影响

天然气水合物的沉淀/分解作用是一种放热/吸热反应，海底天然气渗漏是从高温区向低温区运移而且携带热量，这2种热量（水合物生成热和渗漏天然气热容热）会导致海底温度场的变化并影响水合物的形成。以美国墨西哥湾布什山水合物丘为例，应用渗漏天然气形成水合物的动力学模型，探讨了水合物生成热和渗漏天然气热容热对水合物稳定性的影响：在布什山，水合物天然气渗漏量为1.8 kg/（m²·a）和10%的渗漏天然气沉淀为水合物条件下，10 ka内水合物生成热和渗漏天然气热容热使海底表层的地温梯度增加了3℃/km，在1 km深处的沉积层地温梯度则降低了1.4℃/km左右,温度最大的扰动发生于400 m左右深的沉积层里(增加了0.4℃)，这样的温度场变化使水合物稳定带厚度减少了12 m，使0.06 kg/m ²的水合物分解。     

利用地热开采海底天然气水合物

天然气水合物在资源、环境和全球气候变化中具有重要意义，因而引起各国的高度重视，已成为当代地球科学和能源工业研究的一大热点。近年来，能源短缺日益严重，油气价格居高不下，使得很多国家都更加关注具有能量密度高、储量大和分布广等特点的天然气水合物，纷纷加大天然气水合物勘探和开发研究的力度。海域中发现的水合物数量占绝大多数，因此开采海底天然气水合物是未来研究的重心。现有的多种天然气水合物开采方案，如热激法、减压法、化学抑制剂法、置换法和混合开采法等，都不同程度地存在一些问题。文章在对这些开采方法优缺点进行分析的基础上，提出了利用干岩地热开采海底天然气水合物的设想，并给出了相应的简单生产模型。只要解决好漏失、循环通道和换热面等人工地热储构建问题，利用地热开采海底天然气水合物将是未来商业生产的一个不错选择。     

Hot-brine Injection for the Dissociation of Natural Gas Hydrates

A new one-dimensional experimental system for natural gas hydrate (NGH) exploitation is designed, which is used to study the formation and dissociation processes of NGH. NGH is formed in the sand-packing tube, and then hot-brine is injected into the tube to study the thermal dissociation characteristics. The injection parameters that influence gas production rate and energy efficiency are analyzed. The results show that the higher the injection temperature and injection rate are, the higher the gas production rate is. In addition, the most sensitive parameter, which influences the energy efficiency of thermal stimulation is the hot-brine temperature, followed by the hot-brine injection rate and injection time. This study provides an experimental basis for further study on NGH exploitation in the future.     

天然气水合物分解区演化数值分析

为了分析水合物试开采效率与水合物分解区时空演化过程的内在联系,对水合物沉积物中水合物降压-加热分解区演化过程进行了数值分析,获得了水合物分解区的时空演化规律和控制参数,找到了水合物分解效率的制约因素,提出了水合物分解过程的解耦分析方法。研究结果表明：水合物降压分解相变阵面和加热分解相变阵面的传播距离均与时间平方根成正比;气体渗流和热传导两者特征时间的比值为水合物分解区演化过程的控制参数;水合物分解区分为降压分解区和加热分解区,降压分解区扩展速度快,最大厚度大于水合物分解区最大厚度的90%,加热分解区扩展速度慢,最大厚度小于水合物分解区最大厚度的3%;水合物分解效率由热传导效应控制,由开采方式决定的传热效率低下是提高水合物分解效率的制约因素;砂土类等渗透性良好的沉积物中,水合物分解过程解耦分析可简化求解流程,提高计算精度。     

天然气水合物注热开采热前缘传热方式探讨

为了探讨注热开采天然气水合物(以下简称水合物)过程中控制热前缘移动的主要传热方式、判别目前大多数解析模型只考虑热传导而忽略热对流影响的处理方式是否合理,在室内进行了注热开采水合物实验,并将所得结果与Selim解析模型的计算结果进行了对比分析。结果表明:(1)热前缘推进速度随注热水速度的增大而增大,而随注热水温度的升高则变化不大,说明热对流是促进热前缘移动和水合物分解的关键因素;(2)在同等条件下,实验测定的热前缘移动速率是上述模型计算结果的10倍左右,结果差异如此之大主要是因为后者仅考虑了热传导传热方式;(3)计算得到注热开采水合物过程由热传导传递的热流量仅占总热流量的6.04%,而通过热对流传递的热流量则占总热流量的93.96%,通过热对流传递的热流量是通过热传导传递的热流量的15.56倍。结论认为,热对流是控制注热开采水合物热前缘移动的主要传热方式,目前大多数解析模型只考虑热传导这一种传热方式而忽略热对流影响的处理方式是不合理的,应同时考虑热对流、热传导两种传热方式才符合实际情况。     

炼油厂低温热发电与第二类吸收式热泵技术的应用评价

介绍了低温热发电技术和第二类吸收式热泵技术的基本原理与应用案例,包括低温热有机朗肯循环发电,第二类吸收式热泵制取低压蒸汽、供暖热水。基于热效率和火用效率的分析评价表明,提升低温热的能级是两类技术的共性特征,这两类技术的热效率均偏低。从热效率和火用效率角度分析,第二类吸收式热泵技术优于低温热发电技术;从产品能源能级角度分析,低温热发电技术优于第二类吸收式热泵技术。当低温热供给温度高于110℃时,推荐低温热发电技术;低温热供给温度高于110℃、且全厂低压蒸汽不足时,推荐第二类吸收式热泵产低压蒸汽技术;低温余热资源供给温度高于110℃、且存在冬季供暖工况,或存在大量低温热阱时,推荐第二类吸收式热泵制取热媒水技术。     

天然气水合物降压开采实验研究

为了研究天然气水合物（NGH）降压开采基本规律,应用研制的NGH合成与开采实验系统,研究NGH降压开采的相平衡和基本生产规律.用图形法测定了4个NGH相平衡点,与已有文献数据吻合很好,说明了该实验装置和方法的可靠性.对于高孔高渗的多孔介质,相平衡数据与反应釜水溶液中相平衡数据一致,在进行NGH开采相平衡研究时,可以借用现有反应釜水溶液中NGH的数据和模型.在实验模型条件下,降压开采是比较好的NGH开采方法,产气速率较高且主要受压降速率控制.储集层压力控制和NGH自保护效应是实际NGH矿藏降压开采需要解决的关键问题.具有下伏游离气或同层伴生气的NGH矿藏,为克服以上两点不利提供了可能.另外,还可以考虑注热水、注化学剂等其他辅助强化开采措施.图5表2参15     

南海北部神狐海域天然气水合物成藏系统

深化对于南海北部神狐海域天然气水合物（以下简称水合物）成藏系统的认识，有助于科学评价该区水合物资源潜力、指导下一步的勘查工作。为此，借鉴常规油气成藏系统理论，充分利用水合物勘查实践成果，提出了水合物成藏系统的概念，并以此系统论思想为基础，从水合物成藏的气源供给、流体输导及储集层出发，利用地震、测井、取心及测试等资料，深入分析了神狐海域水合物成藏系统的特征。研究结果表明：①该区水合物成藏具有双源、多通道、多期成藏的特征；②来自浅部的生物气和深部的热成因气，通过具有渗漏能力的断裂、底辟、气烟囱等通道以及具有一定渗透性的沉积岩运移至水合物稳定域内形成水合物藏；③气源供给、输导通道及储集层共同控制了水合物的差异聚集；④水合物成藏系统在纵向上呈现出明显的成藏组合，主要表现为低饱和度水合物层—高饱和度水合物层—水合物＋游离气层—游离气层上下叠置分布的特征；⑤平面上，不同区域水合物的产出状态、分布厚度、饱和度等差异明显。结论认为，神狐海域具有良好的水合物成藏条件，但水合物在聚集和分布上则呈现出不均匀性的特征，评价其资源潜力应综合考虑气源供给、输导通道及不同类型储集层在时空下的耦合关系。     

南海北部天然气水合物藏垂直井网降压开采数值模拟

为了提高南海北部低渗透率、泥质粉砂型天然气水合物（以下简称水合物）储层降压开采的气产量和采收率，基于我国2017年水合物试采W17站位水合物层含有少量游离气且下伏泥层的条件，根据实际试采数据，针对单垂直井和垂直井网两种布井方式，利用TOUGH+HYDRATE软件进行了水合物层降压开采数值模拟，研究了开采井产气/产水特征及开采区温度场、压力场、水合物饱和度场的变化特征，进而分析了渗透率、井间干扰对压力场、温度场及流场变化的影响机制。研究结果表明：①低渗透率泥质粉砂型水合物层在降压开采过程中，水合物的分解使水合物沉积层渗透率增大，从而使气、水产量增加；②在降压开采初始阶段，开采井的气、水产量短时达到峰值后急剧减小，水合物迅速分解、吸热及游离气的涌入使得井筒附近温度降低，而后随着开采时间的延续，气、水渗流阻力增加，压降传播速率降低，水合物分解气产量和井口气产量不断降低，水产量则缓慢上升；③水合物的分解由压降和周边流体渗流、传热联合控制，井筒附近及水合物层上下界面处的水合物优先分解，井口产出的天然气有较大部分来自于周边水合物层中的游离气和孔隙水溶解气；④采用垂直井网进行水合物开采，每口井的控制面积减少，单井的产气/产水速率及累计产气/产水量均明显低于单垂直井，但垂直井网开采总的气产量更大、水合物采收率更高；⑤井距决定了每口井的控制面积和最终累计产气量，井间压降叠加效应加速了水合物的分解，井间区域的压力及温度显著低于单井，但井间对称流场的干扰会阻碍气液流动，在井间中心区域将形成“静止区”。结论认为，多井联合开采可以提高井场总的气产量，但需要根据钻井成本、水合物层渗透率、预计生产周期、井场总气产量和水合物采收率等指标来综合确定合理井距。     

南海神狐海域天然气水合物降压开采过程中储层的稳定性

储层稳定性是天然气水合物(以下简称水合物)开采所面临的关键问题之一,也是确保水合物安全高效开采的前提,目前相关的研究较少。为了分析降压法开采南海神狐海域水合物过程中储层的稳定性,根据该海域水合物的钻探资料,建立三维水合物降压开采地质模型,采用非结构网格对模型进行离散;在综合考虑水合物开采过程中的传热传质过程和沉积物变形过程的基础上,建立了热—流—固—化四场耦合的数学模型;基于非结构网格技术,采用有限单元方法对模型求解,获得水合物降压开采条件下的储层孔隙压力、温度、水合物饱和度和应力的时空演化特征,进而分析研究了该海域水合物降压开采过程中储层沉降、应力分布和稳定性。结果表明:(1)储层渗透率越大、井底降压幅度越大,沉降量越大,沉降速度越快;(2)开采过程中储层孔隙压力减小会导致有效应力增加,且近井处剪应力增加较明显,易发生剪切破坏;(3)储层有效应力的增加导致了储层沉降,沉降主要发生在开采的早期,开采60 d,储层最大沉降为32 mm,海底面最大沉降为14 mm。结论认为,南海神狐海域水合物储层渗透率低,储层压力降低的影响范围有限,在60 d的开采时间内,储层不会发生剪切破坏。