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陆地天然气水合物孔底冷冻取样方法 总被引:3,自引:0,他引:3
如何获得品质优良的原状样品成为探明陆地天然气水合物赋存条件与储量的关键技术之一。在分析天然气水合物热物理性质和温压特性的基础上,采用主动式降温的方法,通过外部冷源在孔底降低水合物岩心温度,降低水合物的临界分解压力,抑制水合物分解,获得水合物保真样品:据此提出了天然气水合物孔底冷冻取样方法。设计的取样器总体结构由单动机构、控制机构和制冷机构组成,其工作原理主要为孔底冷冻岩心和地表取心,同时分析计算了取样器冷冻岩心所需的能量。通过钻探取样试验钻获冷冻岩心,证明天然气水合物孔底冷冻取样方法能够实现孔底冷冻岩样。该方法可以应用于天然气水合物保真取样。 相似文献
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孔底冷冻取样是一种有效的钻取天然气水合物岩心的方法,绳索取心式孔底冷冻取样器的制冷能力由可存储冷源干冰和制冷酒精的储冷腔决定。本文就不同内部结构的储冷腔进行了储冷能力和制冷效果的设计与试验研究,计算了储冷腔的保冷层厚度,并设计了分层式、螺旋阶梯式和带孔管式3种储冷腔内部结构;通过对储冷腔保冷能力的试验研究,干冰存储1 h后平均损失率为31.3%,能满足后续制冷酒精的要求;并对不同结构的储冷腔开展试验研究,试验结果表明,带孔管式储冷腔可在短时间内完成对酒精的冷冻,酒精降温幅度达36.3 ℃,可满足水合物冷冻取样的能量要求。 相似文献
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为解决天然气水合物冷冻取样钻具冷源难以在孔底长时间存储及冷冻岩心效率低的问题,本文提出了采用冷源外置式冷冻岩心样品的方法,即将冷源存放在打捞器中减少冷源在孔内的存储时间,提高冷源的存储效率,并在冷冻过程中向冷冻腔内通入氮气增强低温酒精与岩心的对流换热以提高岩心的冷冻效率。采用液氮与酒精混合形成的低温酒精(-130 ℃)作为冷源进行冷源存储及岩心冷冻试验,模拟孔内环境存储30 min后,冷冻能量保存率为731%。通过注入氮气提高冷源与岩心的换热效率,可将岩心平均温度降至-1492 ℃,与传统方式相比冷冻效率提高243%。试验结果表明,通过冷源外置式的结构和通过注气增强对流换热的方法能够解决冷源不能长时间存储及岩心冷冻效率低的问题,为天然气水合物钻探获取原始样品提供了一种可行的方法。 相似文献
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天然气水合物是一种潜力巨大的替代性能源,其可以稳定地存在于一定的低温高压条件之下。在天然气水合物钻探作业中,冷却保温技术是天然气水合物钻探的关键技术之一。低温可以抑制天然气水合物分解,这对获取水合物样品有着十分重要的作用。本文首先概述了海底天然气水合物取样器保温冷却技术研究现状,并对取样器冷却保温技术进行深入的调查研究和分析。然后对日本的PTCS取样器中的冷却保温技术和国内具有冷却保温功能的取样器进行了详细介绍,并对相关技术进行分析和总结,最后对海底天然气水合物取样器冷却保温技术的发展做了总结与展望。 相似文献
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分析了天然气水合物的稳定主钻进过程的影响,讨论了天然气水合物的钻进泥浆控制策略和取样(心)技术,同时介绍了大洋钻探(ODP)使用的保压取样器PCS。 相似文献
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晚期泥底辟控制作用导致神狐海域SH5钻位未获水合物的分析 总被引:1,自引:0,他引:1
海底泥底辟构造与天然气水合物成藏关系密切,泥底辟既能为水合物提供充分的气源物质,同时又能促使地层温度场改变进而影响水合物成藏稳定性。南海北部神狐海域SH5站位虽然BSR明显,但钻探证实不存在天然气水合物。该钻位温度剖面异常高,温度场上移,同时在其下伏地层中发现泥底辟构造和裂隙通道。根据上述事实并结合泥底辟发育各个阶段中的特点,认为泥底辟构造对天然气水合物成藏具有控制作用。泥底辟发育早期和中期阶段,低热导率和低热量有机气体有利于天然气水合物生成;而在晚期阶段,高热量液体上侵稳定带底界,导致水合物分解迁移。SH5站位很可能由于受到处于晚期阶段的泥底辟上侵而未能获取天然气水合物。 相似文献
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超声探测技术在天然气水合物模拟实验中的应用 总被引:9,自引:0,他引:9
为了解不同介质中天然气水合物的声学特性,在特制的高压反应釜中分别进行了纯水、松散沉积物和岩心中甲烷水合物的生成和分解的模拟实验,同时应用超声技术进行了探测。在纯水-甲烷体系中,声波速度的变化主要受温度的制约,水中生成的絮状水合物并没有使声波速度发生明显变化;在纯水-松散沉积物-甲烷体系中,声波速度和系统主频的变化灵敏地反映出体系内水合物的生成和分解;在纯水-岩心-甲烷体系中,随着水合物的生成,纵波速度、横波速度以及纵波幅度均增大,这说明纵波和横波的速度随着孔隙度的减小而增大,而纵波幅度的衰减则随着孔隙度的减小而减小。实验结果显示,超声探测是天然气水合物模拟实验中的一项有效的探测技术。 相似文献
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We formulate the fundamentals of the geothermal method for determining the hydrate saturation of bottom sediments. According to laboratory experiments (A.A. Trofimuk Institute of Petroleum Geology and Geophysics, A.V. Nikolaev Institute of Inorganic Chemistry), detecting gas hydrates in bottom sediments requires measurement of thermal conductivity at least twice at one bottom site, using a cylindrical probe with different heater power values. Changing the latter permits controlling gas hydrate stability and instability. A low-power probe does not destroy gas hydrates and permits measuring the true thermal conductivity of the sediments. Increasing heater power destroys gas hydrates near the probe and drastically increases effective thermal conductivity. Comparison between true and effective thermal conductivity clearly shows the presence of gas hydrates in the sample or their absence from it. A technique was proposed for the quantitative interpretation of changes in the temperature field of a cylindrical probe. It permits quite a precise determination of the mass of gas hydrate that decomposed in the layer surrounding the probe over a certain period. Also, it permits a rough estimation of the gas hydrate content of the sediments. Thermal conductivity can be measured in the field with submersible multichannel thermoprobes, which are commonly used for studying the heat flow through the bottom of water basins. Now it is important to perform field experiments, so that we gain the necessary experience with the geothermal method. 相似文献