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注热水开采是天然气水合物的有效开采方式之一,其中热前缘的移动决定了分解速率的大小,是决定注热水开采效果好坏的重要参数。采用自制的一维天然气水合物开采模拟实验装置,首先在填砂模型中生成水合物,然后对不同条件的水合物进行注热水开采实验,分析热前缘移动规律。结果表明：水合物饱和度越大,热前缘移动速率越小;随着初始温度的增加,热前缘移动速率略有增加;注热水温度越高,注热水速度越大,热前缘移动速率越大。水合物饱和度和注热水速度对热前缘移动速率的影响最大,注热水温度次之,而初始温度对热前缘影响较小。为了提高开采速度,建议在技术可行的情况下适当增加注热水速度,同时适当降低注热水温度,虽然开采速度略有降低,但开采经济可行性会增加。 相似文献
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考虑热传导开采天然气水合物藏的可行性研究:以南海神狐海域为例 总被引：1，自引：1，他引：0
天然气水合物作为一种新型替代能源,如何有效开发成为当前研究的热点,热激发被认为是除降压法外天然气水合物开采的另一重要途径;然而,目前对于天然气水合物热开采效率及其经济可行性仍没有清楚的认识。本项研究构建了天然气水合物注热开采的模型,该模型经过理想简化,忽略了开采过程中热对流和压力差的影响,只考虑热作用对水合物分解的影响;进一步计算了水合物注热开采的热消耗效率和天然气的能量效益、可研究水合物开采的最大产出效率。通过对南海北部神狐海域天然气水合物藏特征以及钻井取心相关重要参数的研究,计算了天然气水合物的注热开发潜力,并通过相关参数的敏感性计算和分析研究,论证了神狐海域天然气水合物注热开采效率和可行性。研究结果显示,神狐海域水合物藏的单位长度生产井段3 a的最大累积产气量为509 m3,远低于工业开发标准。水合物热激发分解速度缓慢,注热开采水合物生产成本较高,经济效益低下;因此,基于热传导开采南海神狐海域天然气水合物不具备工业应用的可行性。 相似文献
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南海神狐海域天然气水合物注热降压开采数值模拟研究 总被引：2，自引：0，他引：2
针对南海神狐海域天然气水合物成藏条件,利用pT+H软件和水平井技术对天然气水合物的注热和注热降压开采效果进行了模拟分析。重点讨论了注入热水温度为30、60、90℃时水合物饱和度以及CH4气体饱和度、CH4产气率、累积CH4产气量和产水量的变化规律,发现两种开采模式下水合物低饱和度分布范围随时间增长和温度升高而增大;CH4产气率在开采10 d内升高较快,之后逐渐减小。模拟结果表明:注热降压开采模式比单纯注热模式的效果有较大改善,而且温度对于提高CH4产气量效果不明显,但因为天然气水合物藏的低渗透性,神狐海域的天然气水合物的CH4产气量不大。研究结果可为南海神狐海域和类似地区天然气水合物开采提供参考。 相似文献
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为了研究海洋地层中天然气水合物注热开采条件下,水合物沉积层近井储层的力学性质变化规律和变形破坏规律,基于多场耦合理论,考虑水合物分解产生的水、气形成的超静孔隙压力对地层有效应力的影响,建立了能够反映水合物注热分解条件下水合物沉积层温度场、渗流场和变形场耦合作用关系的热流固耦合弹塑性模型,并以ABAQUS软件为开发平台,在Fortran语言环境下编制子程序进行数值模拟。结果表明:注热温度越高,近井储层力学性质劣化的区域与有效应力减小的幅度越大,发生塑性变形破坏的范围和产生的等效塑性应变值也越大;井口最小水平地应力方向的有效应力值最小,等效塑性应变值和体积应变值最大,是首先发生变形破坏的关键位置;井口同一位置的有效应力随注热温度的升高而减小,而体积应变则随注热温度的升高而增大。 相似文献
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天然气水合物开采数值模拟的参数敏感性分析 总被引：5，自引：1，他引：4
天然气水合物是储量巨大的一种新型能源,如何有效地开采是关键问题。基于降压开采的机理,建立了一维数学模型,利用自编的数值模拟软件进行了天然气水合物开采过程中的参数敏感性分析;通过与Yousif研究结果进行对比,验证了本模型的正确性。在此基础上,分析了渗透率、初始天然气水合物饱和度及生产压力对开采效果的影响。研究发现,渗透率越大、初始饱和度越低、生产压力越低,天然气水合物分解越快,分解前缘的移动速度越快。研究结果对天然气水合物的实际开采提供了理论支持。 相似文献
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为研究联合法开采天然气水合物,在水合物三维实验开采模拟平台中利用双水平井进行降压联合注温水开采水合物实验,得到温度和压力分布、产气、产水、三相饱和度变化与开采方法的传热特性。整个开采过程可以分为自由气释放阶段、静置阶段、降压开采阶段和注热开采阶段。研究结果表明在自由气释放阶段和静置阶段有二次水合物生成。在注热阶段,水合物在降压和注热的协同作用下进行分解。反应釜中的水合物最终被完全分解,并且本研究的能效比高于前人利用垂直井进行降压联合热吞吐分解水合物的能效比,表明利用双水平井进行降压联合注温水是一种有效的分解水合物的方法。 相似文献
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天然气水合物是未来极具潜力的新型高效清洁替代能源。在分析水合物开采面临的瓶颈问题的基础上,提出了一种全新的天然气水合物开采方法——原位补热降压充填开采法。该方法将氧化钙(CaO)粉末注入天然水合物储层,降压开采天然气,天然气水合物分解产生的水和氧化钙粉末迅速反应,产生的大量热量补充天然气水合物的分解热。本文利用基于有限体积法的新型天然气水合物模拟器,构建三维地质模型对该方法进行产能数值模拟评价。模拟结果表明相较于常规水平井方法以及水平井结合压裂开采方案,该方法对生产的促进效应明显,尤其是与水平井结合压裂开采方案相比该方法的累积产气量明显提高,但累积产水量没有显著变化,开采效率显著提升。施工工艺中裂缝等效渗透率和氧化钙注入量两个关键参数的敏感性分析结果表明在压裂过程中,压裂技术的增产效果会随着等效渗透率的提高而逐渐减弱。除此之外,氧化钙注入量越大,增产效应越明显,并且提高氧化钙注入量只会提高产气量,不会显著提高产水量,所以理论上注入量越大,产气效率越高。与此同时,该方法在不同渗透性能的天然气水合物储层中均有一定的适用性,其中针对低渗储层的促进效应更为显著。综合上述结论,本文从三维模型理论计算的角度定量化验证了原位补热降压充填开采方法的潜在价值,期待为将来的水合物试采工作提供一定参考。 相似文献
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天然气水合物分布广、埋藏浅、清洁无污染、储量巨大,被视为油气领域最有潜力的替代清洁能源。全球目前有5个国家进行了8次天然气水合物试采工作,特别是2017年5月中国神狐海域天然气水合物试采取得了巨大成功,创造了产气时间和产气总量两项世界纪录,但是由于天然气水合物特殊的物理力学性质和赋存状态,技术经济开采还面临诸多难题。在分类总结天然气水合物开采方法的基础上,分析了中日两国的海域天然气水合物试采情况及试采数据,得出了如下结论与建议:（1）天然气水合物开采方法可归纳为两大类:原位分解法和地层采掘法;（2）海域天然气水合物试采数据表明:压力和温度条件都是影响产气速率的主要因素与约束条件,在生产不同阶段,影响产气能力的主要因素不同;（3）对日本第1次天然气水合物试采数据分析表明,压力驱动力、温度驱动力与产气速率均有较好的相关性,提出了表征温度压力耦合关系的指标相态平衡距,研究了产气速率与相态平衡距的分段线性关系,建立了天然气水合物储层分解动力学模型范式;（4）分析了降压开采方法中大幅快速降压与分段缓慢降压两种降压方式的优劣,提出有效供热是实现天然气水合物降压开采的长期高产的必要条件,集成页岩气开发中的水平井压裂技术与干热岩地热开发中热量对流交换循环的原理,提出对流注热降压开采方法。 相似文献
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试开采研究是天然气水合物从理论研究走向商业化开采的必经之路。提出的注蒸汽开采是一种综合开采方法,是在降压开采的基础上,往孔内注入热蒸汽对水合物目标开采层进行激振往复式热激发。注蒸汽开采能够避免“自保护效应”,促进水合物进一步分解,理论上能够扩大开采范围、提高产气量。利用FLUENT数值模拟软件对蒸汽加热水合物层动态过程进行数值计算,通过模拟计算结果对比分析,在满足开采要求的前提下确定最佳的注蒸汽功率为20 kW,注热时长为38 h。在青海木里盆地天然气水合物试采项目中,注蒸汽开采进行了5.2 h开采试验,产气量为3.25 m3。 相似文献
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天然气水合物资源量丰富,被公认为最有潜力的新型高效清洁替代能源,是未来能源革命的战略突破口。由于天然气水合物分解是伴随相变的复杂物理化学过程,安全经济地开采天然气水合物仍有许多瓶颈难题亟待解决。当前降压法是相对经济有效的开采方法,但天然气平均日产量远远达不到产业化开发的需求。在分析降压法规模化开采面临的瓶颈问题的基础上,提出了一种全新的天然气水合物开采方法原位补热降压充填开采法,重点剖析了该方法的3个基本原理,提出了该方法的开采技术方案、关键技术与工艺步骤。得出了如下结论:(1)天然气水合物降压法规模化开发需要突破“天然气水合物分解热补给”(补热)、“储层结构稳定性”(保稳)和“提高储层渗透率”(增渗)等3个方面的瓶颈难题;(2)基于“降压分解原理”、“原位补热原理”和“充填增渗原理”,提出了天然气水合物原位补热降压充填开采法,该方法将氧化钙(CaO)粉末注入天然气水合物储层,反应产生的大量热量补充天然气水合物的分解热,同时,反应生成的氢氧化钙(Ca(OH)2)既填充了天然气水合物分解后留下的空隙,多孔结构又提高了储层的渗透性;(3)提出了天然气水合物原位补热降压充填开采所涉及的具体技术方案、关键技术与工艺步骤。当前天然气水合物开采技术手段距离产业化开发的需求还有一定距离,未来需要加强国际科研合作,深度学科交叉,研发变革性技术,早日实现天然气水合物规模化开发。 相似文献
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水合物分解阵面是水合物 开采现场监测关注重点之一,其传播速率与水合物开采效率密切相关,但是目前松散沉积物中水合物降压分解阵面演化数据积累明显不足。进行了松散沉积物中水合物降压分解阵面演化实验 ,采用时域反射技术测量了水合物饱和度随时间的变化,分析了水合物分解阵面的传播规律;提出了轴对称水合物降压分解数学模型并进行了适用性验证,通过敏感性分析探讨了影响因素对 水合物分解阵面演化过程的影响关系。基于室内实验和数值模拟认为：(1)水合物降压分解阵面传播距离与其传播时间平方根呈近似线性关系;(2)水合物降压分解阵面传播速率随其传播距离 的增加而迅速减小;(3)水合物降压分解阵面传播速率随着绝对渗透率基准值、气体饱和度初始值和环境温度的增加而增大,随着水合物饱和度初始值、下降指数和出口压力的增加而减小。 相似文献
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天然气水合物储量巨大且富含甲烷,被视为21世纪最重要的潜在新型清洁能源之一。天然气水合物大多赋存在海底沉积物的孔隙介质中(少部分赋存于永久冻土层中),对其相变过程受孔隙介质影响规律的系统梳理和总结对未来的勘探开发具有重要意义。本文综合分析前人研究成果,将孔隙介质中天然气水合物的相变过程概化为水合物形成分解时的温压平衡条件变化、速率、稳定性、转化效率以及生长形态、分布状态等;将影响因素分为孔隙介质特性如孔径及粒径、润湿性、导热性能,以及孔隙介质中的物理化学因素如温压和水气条件,并总结了其影响规律和影响机理:(1)孔径及粒径能影响水合物温压平衡条件,较小粒径还能加快水合物相变速率,降低其转化效率。(2)润湿性能够决定水合物的微观生长形态及其与孔隙介质间的接触形式,亲水性强的介质表面能加快水合物的相变速率。(3)孔隙介质导热性能越强,水合物的相变速率越大。(4)温压条件控制下的温压驱动力越大,水合物的相变速率越大,但这种趋势不适用于温压驱动力过大的情形。(5)水气条件影响着水合物相变过程的温压平衡条件、相变速率、稳定性及分布状态。另外,本文分析了目前研究中的不足,并给出了未来的重点研究方向。 相似文献
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采用扫描电镜测试了祁连山冻土区天然气水合物储层泥岩和砂岩微观结构。在显微镜下观察到,泥岩由微小均匀的片状多边形块体构成,这种微观结构使得泥岩中水合物以浸染状赋存;而砂岩内部存在分散状孔隙,砂岩中水合物为孔隙赋存。采用瞬变平面热源法测试了含甲烷水合物储层岩石的导热系数和热扩散率。在温度为-941~941 ℃时,干泥岩导热系数为0577~0853 W·m-1·K-1,含甲烷水合物储层泥岩导热系数为0704~1050 W·m-1·K-1。在温度为-811~928 ℃时,干砂岩导热系数为0828~1271 W·m-1·K-1,含甲烷水合物储层砂岩导热系数为3850~4555 W·m-1·K-1。在温度为-941~941 ℃时,干泥岩热扩散率为0712~0894 mm2·s-1,含甲烷水合物储层泥岩热扩散率为0792~1006 mm2·s-1,干砂岩热扩散率为1198~1674 mm2·s-1,含甲烷水合物储层砂岩热扩散率为1403~1769 mm2·s-1。测试数据表明,对于孔隙型水合物,测定导热系数是一种较好的辨识水合物存在的辅助手段。 相似文献
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回顾了25年来国内外水合物开采数值模拟研究的进展,分析了影响水合物开采过程的主要机理,即传热、气液流动和水合物分解。将已有的模型分为热力开采、降压开采和综合3种模型,并对各种模型所具有的特点进行了讨论。综合分析认为,TOUGH Fx/HYDRATE模型充分考虑了多相多组分并借鉴上述3类开采方式,可模拟开采过程中气液流动和相态变化,具有较高的应用价值。最后探讨了目前模型的主要问题以及发展方向,认为水合物矿藏岩石的绝对渗透率、相对渗透率、热传导系数等关键参数的测量及确定是精确模拟水合物开采过程的重要因素。 相似文献
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《China Geology》2020,3(4):611-622
The Makran accretionary prism is located at the junction of the Eurasian Plate, Arabian Plate and Indian Plate and is rich in natural gas hydrate (NGH) resources. It consists of a narrow continental shelf, a broad continental slope, and a deformation front. The continental slope can be further divided into the upper slope, middle slope, and lower slope. There are three types of diapir structure in the accretionary prism, namely mud diapir, mud volcano, and gas chimney. (1) The mud diapirs can be grouped into two types, namely the ones with low arching amplitude and weak-medium activity energy and the ones with high arching amplitude and medium-strong activity energy. The mud diapirs increase from offshore areas towards onshore areas in general, while the ones favorable for the formation of NGH are mainly distributed on the middle slope in the central and western parts of the accretionary prism. (2) The mud volcanoes are mainly concentrated along the anticline ridges in the southern part of the lower slope and the deformation front. (3) The gas chimneys can be grouped into three types, which are located in piggyback basins, active anticline ridges, and inactive anticline ridges, respectively. They are mainly distributed on the middle slope in the central and western parts of the accretionary prism and most of them are accompanied with thrust faults. The gas chimneys located at different tectonic locations started to be active at different time and pierced different horizons. The mud diapirs, mud volcanoes, and gas chimneys and thrust faults serve as the main pathways of gas migration, and thus are the important factors that control the formation, accumulation, and distribution of NGH in the Makran accretionary prism. Mud diapir/gas chimney type hydrate develop in the middle slope, mud volcano type hydrate develop in the southern lower slope and the deformation front, and stepped accretionary prism type hydrate develop on the central and northern lower slope. The middle slope, lower slope and deformation front in the central and western parts of the Makran accretionary prism jointly constitute the NGH prospect area. 相似文献