利用地热开采南海天然气水合物的技术研究

近年的研究表明南海北部陆坡区发育有底辟构造、海底滑坡以及活动断层带等有利于天然气水合物形成的地质构造环境.受深部地幔上隆的影响,南海整个海区热流背景值偏高,地热资源十分丰富,由此提出了利用地热加热海水,用热激发法分解天然气水合物的设想,并设计了初步的生产工艺.用传统热激发方法开采天然气水合物藏本身需要消耗大量能源,而且...     

海洋天然气水合物开采方法及产量分析

海洋天然气水合物的巨大储量刺激了世界各国能源部门努力研究如何从天然气水合物储层生产天然气。根据水合物形成的条件,只有当水合物处在其相平衡条件以外,水合物才能分解。因此,水合物的开采方法只能为热熔法、抑制剂刺激法、减压法和地面分解法。为了对天然气水合物储层中气体的生产有个定量的评估,本文以水合物开采井为例,运用数学方法推导了水合物井中气体的产生量。结果表明,在天然气水合物储层中,天然气释放量是井内水合物分解温度、压力及水合物层气体渗透性的敏感函数。该函数可以用于天然气水合物井气体开采量的计算及对水合物储层可开采性评价。     

多孔介质中天然气水合物注热开采影响因素实验研究

利用自制的一维天然气水合物开采模拟实验系统,模拟海洋地质条件,在填砂模型中生成天然气水合物,再注入热盐水进行注热开采的物理模拟实验,分析注热参数对水合物分解动态及注热开采能量效率的影响.分别设定注热水温度为60、80、100℃,注热水速度为12、15、18 mL/min,最长注热水时间220 min.结果表明:在相同的...     

平板填砂模型中天然气水合物注热与降压连续开采的实验研究

在平板模型中进行了天然气水合物的注热盐水与降压相结合的分解模拟实验,分析了分解过程中平面温度变化的情况、产气规律、产水规律及能量效率。实验结果表明:注入的热盐水并不能使模型内天然气水合物全部分解,有必要再进行降压分解;气体产出可明显地划分为注热分解产气和降压分解产气2个阶段;注热分解阶段产水速率略大于注水速率,降压分解产水速率很慢;注热与降压相结合的开采方式更加有利于天然气水合物的分解和产出,且能有效提高能量效率。     

海洋天然气水合物勘探与开采研究进展

海底水合物是一种重要的新型能源矿产,曾认为在未来20~30年内不具开采价值,但是现在这种看法已经改变,美国和日本政府现正筹划进行试验性开采。近年科技界已经研究出适合于从深海水合物中开采甲烷气体的工艺技术和方法。目前,降压法已被证明是一种较为经济有效的方法。引述了日本天然气水合物勘探和开采纲要MH21,详细说明其开采试验的计划和设计。     

天然气水合物甲烷量及资源量的计算

１　天然气水合物的分布１．１　永久冻土带天然气水合物的分布陆地环境的天然气水合物仅分布在永久冻土带。目前已经确认或推测的地点有８处,其中俄罗斯北部５处,阿拉斯加和加拿大北极海沿岸区３处（Ｋｖｅｎｖｏｌｄｅｎ,１９９８;Ｃｏｌｌｅｔｔ１９９３,１９９４）。１．２　海区天然气水合物的分布根据Ｋｖｅｎｖｏｌｄｅｎ等（１９９３）统计,天然气水合物在水域（海域以及湖沼环境）的分布有４７处。到１９９６年,加上日本周边海域的发现,共计５７处。其中,太平洋（白令海、颚霍茨克海、日本海）２７处,大西洋（加勒比海、…     

天然气水合物开采技术现状

介绍了天然气水合物的研究历程与研究现状,总结了热激法、降压开采法、化学抑制剂注入法、置换法和固体开采法5种天然气水合物开采技术的利弊,从经济和社会角度阐述了天然气水合物商业化开采所面临的机遇与挑战,并提出了相应的应对措施。     

深部地热和天然气水合物组合利用可行性研究

近年来的研究表明,海洋中天然气水合物的成藏和分布受温度的影响较大,一些海域中的天然气水合物资源与地热资源同时存在,且有一定的分布规律。文章提出在利用地热开采天然气水合物基础上把两种资源结合起来利用,并对天然气水合物和地热资源的组合评价进行了相关的方法研究;参考组合评价相关经验公式,建立了组合评价的模型,并应用在实例中。通过实例应用,丰富了该开采方法的可行性论证,并对圈定的两种资源的综合利用的远景区进行了评价。     

天然气水合物和地热资源组合评价方法

近年来的研究表明,海洋中天然气水合物的成藏和分布受温度的影响较大,一些海域中的天然气水合物资源与地热资源同时存在且有一定的分布规律。在利用地热开采天然气水合物基础上把2种资源结合起来利用,将会对海洋天然气水合物的开发有重要意义。参考组合评价相关经验公式,基于该开采方法对天然气水合物和地热资源组合评价提出了相关的方法研究,并通过实例应用,丰富了该开采方法的可行性的论证,并对于2种资源的综合利用的靶区优选有一定的指导作用。     

海洋气体水合物甲烷资源量及其评价方法简介

已证实在海底之下几百米深处存在大量的气体水合物,许多学者都对全球气体水合物中的甲烷量进行了估算,但这些估算值至少相差两个数量级。目前还没有成熟的评价原地气体水合物数量的定量方法。为了对未来极具潜力的能源量进行精确评价,了解一些国外评价方法极其重要。     

多孔介质中不同饱和度天然气水合物的分解特性研究

开采天然气水合物对缓解世界能源危机、解决中国天然气资源短缺问题具有重要现实意义。降压法是开采天然气水合物一种较为简单、安全、有效的方法,但是目前对水合物饱和度较高条件下的降压分解特性缺乏深入认识。在多孔介质（石英砂）体系开展了天然气水合物的生成与分解实验,研究了3种不同水合物饱和度（38.1%、42.1%、46.4%）条件下的水合物降压分解特性,分解压力分别为2 MPa和3 MPa。实验结果表明：2 MPa对应的产气速率较高,但是模拟储层温度会降至冰点以下,在实际水合物开采中会引起冰堵,阻碍水合物进一步分解。当分解压力为3 MPa时,在0～2 h内,随着水合物饱和度增加,产气速率减小;从2 h到水合物分解结束,水合物饱和度越高,产气速率越高;在降压阶段,不同饱和度水合物的储层温度（T1、T2、T3）快速下降且最低温度相似;在恒压阶段,不同饱和度水合物的储层温度开始回升,水合物饱和度越高,储层温度波动越大,并且恢复至实验设定温度需要的时间越长。研究结果将为水合物试采过程防止冰堵现象发生、提高气体回收率提供重要的理论参考。     

海南地热能海水淡化可行性探讨

为了解海南地区利用地热能进行海水淡化的可行性,阐述了海南缺水情况以及地热资源分布,并对使用地热能进行海水淡化作了技术和经济探讨,结果表明海南缺水地区可以从当地可用的地热资源中获益。同时,指出基于地热能的海水淡化仍面临一些问题,需要提高重视程度和科研投入,并试行推广积极的产业扶持政策,从而促进海南地热能海水淡化的研究和利用。     

储层和开采参数对天然气水合物开采产能的影响分析

开展储层参数和开采参数对天然气水合物开采产能影响的研究有助于其实际开采场址和开采方法的选择。以中国南海神狐海域SH7站位的地质参数为背景,采用TOUGH+HYDRATE软件系统地分析了储层压力、温度、孔隙度、水合物饱和度、渗透率、上覆层和下伏层渗透率等储层参数,以及降压幅度、降压井长度和出砂堵塞（通过改变井周网格渗透率反映出砂堵塞）等开采参数对天然气水合物降压开采产能的影响。数值模拟结果表明：①随着储层渗透率的增大,产气量有明显的增加;随着储层压力、孔隙度的增大以及上覆层和下伏层渗透率的减小,产气量有较大的增加;随着储层温度的增大,产气量有一定的增加;产气量随饱和度的增大先增大后减小。因此,实际开采时可优先选择渗透率大、上覆层和下伏层渗透率小、孔隙度大、温度较高、水合物饱和度适中的储层。②随着降压幅度的增大以及降压井长度增大,产气量有明显的增加;而随着出砂堵塞程度的加剧,产气量有非常明显的减少。因此,实际开采时可以通过增大降压幅度和降压井长度以及采取减轻出砂堵塞的措施来提高产气量。研究结果可以为我国将来天然气水合物开采区域及开采方式的选择和确定提供参考。     

天然气水合物降压开采过程中储层应力规律分析

为了研究天然气水合物降压开采过程的储层应力及其稳定性,运用线性多孔弹性力学和岩石力学知识,考虑水合物储层原始应力、孔隙压力、渗流附加应力及降压开采水合物过程中水合物饱和度的变化,建立了降压开采天然气水合物储层的力学模型,结合墨西哥湾某处水合物藏的基本参数,对降压开采水合物储层应力变化和开采过程的储层稳定性进行研究。结果表明:井底压力是影响水合物储层应力变化的关键因素之一;渗流附加应力在一定程度上减小了储层的应力;水合物分解储层应力发生变化,储层应力在井壁处的波动最大,井壁处是整个储层所受轴向偏应力最大的位置,因此井壁处是优先发生剪切破坏的位置;为了储层的稳定性,降压开采水合物生产压差应小于2.19 MPa。     

硫酸盐-甲烷界面与甲烷通量及下伏天然气水合物赋存的关系

硫酸盐-甲烷界面在富甲烷和含天然气水合物的海洋沉积区已经成为一个重要的生物地球化学识别边界。在硫酸盐-甲烷界面之上,沉积物中的硫酸盐因参与分解有机质和甲烷厌氧氧化反应而被消耗,而其界面之下沉积物中的甲烷则不断生成,含量逐渐增加。根据该界面附近硫酸盐浓度和甲烷浓度的变化特征,可以判断该区甲烷流体通量的大小,从而指示下伏天然气水合物的可能赋存状况。南海北部陆坡的柱状沉积物孔隙水数据的分析显示,硫酸盐-甲烷界面埋深比较浅,表明该海域的甲烷通量较高。这种高甲烷通量很可能是由下伏的天然气水合物所引起的,并暗示着该区下伏海底可能有天然气水合物沉积层赋存。     

海域天然气水合物吸力筒式开采装置及方法

天然气水合物具有很高的资源价值,众多国家正在开展相关研究与勘探,试采设备和技术取得了一定的发展,但离商业化开采还有很多关键技术问题需要解决。提出一种新型海域天然气水合物开采装置——吸力筒式开采装置及方法,主要包括开采筒、沉贯水泵和气液举升系统等,其整体由钢结构组合而成,依靠吸力和重力作用进入储层,然后进行降压开采,待作业结束后可回收重复使用。参照我国南海神狐海域地质,从理论上分析了新装置两个不同形态的贯入原理,并通过CMG STARS模拟研究新型开采方法的产能提升情况,由于吸力筒式开采装置能实现更大降压幅度并且扩大水合物分解面积,故产气效率相对于传统方法提高约2.46~11.69倍。吸力筒式开采装置具有结构强度高、开采半径大和施工简便等特点,有望做到“提产降本”,为实现海域天然气水合物商业化开采提供一条新思路。     

大洋蛇纹岩化无机成因甲烷水合物稳定带底界模拟

随着深海调查研究的不断深入,发现大洋基性和超基性岩与水相互作用可发生蛇纹岩化作用产生无机成因甲烷等烃类气体,可能在大洋区海底形成水合物。为评估大洋蛇纹岩化无机成因甲烷水合物生成热力学条件及水合物稳定带分布特征,本文利用实测的原位温度、水深等条件,结合甲烷水合物-水-游离气三相平衡温压条件,计算了马里亚纳弧前蛇纹岩泥火山、北大西洋Fram海峡超慢速扩张脊和Lost City慢速扩张脊3个不同地质构造环境的蛇纹岩化发育的大洋区海底环境甲烷水合物稳定带底界,并对其水合物发育潜力进行了评估。研究表明马里亚纳弧前蛇纹岩泥火山和北大西洋Fram海峡超慢速扩张脊满足天然气水合物发育的热力学条件,可能发育有甲烷水合物,相应的水合物稳定带底界深度分别约为858～2 515和153～232 mbsf。大西洋Lost City喷口附近发育甲烷水合物可能性较小。     

Numerical studies of methane production from Class 1 gas hydrate accumulations enhanced with carbon dioxide injection

Class 1 gas hydrate accumulations are characterized by a permeable hydrate-bearing interval overlying a permeable interval with mobile gas, sandwiched between two impermeable intervals. Depressurization-induced dissociation is currently the favored technology for producing gas from Class 1 gas hydrate accumulations. The depressurization production technology requires heat transfer from the surrounding environment to sustain dissociation as the temperature drops toward the hydrate equilibrium point and leaves the reservoir void of gas hydrate. Production of gas hydrate accumulations by exchanging carbon dioxide with methane in the clathrate structure has been demonstrated in laboratory experiments and proposed as a field-scale technology. The carbon dioxide exchange technology has the potential for yielding higher production rates and mechanically stabilizing the reservoir by maintaining hydrate saturations. We used numerical simulation to investigate the advantages and disadvantages of using carbon dioxide injection to enhance the production of methane from Class 1 gas hydrate accumulations. Numerical simulations in this study were primarily concerned with the mechanisms and approaches of carbon dioxide injection to investigate whether methane production could be enhanced through this approach. To avoid excessive simulation execution times, a five-spot well pattern with a 500-m well spacing was approximated using a two-dimensional domain having well boundaries on the vertical sides and impermeable boundaries on the horizontal sides. Impermeable over- and under burden were included to account for heat transfer into the production interval. Simulation results indicate that low injection pressures can be used to reduce secondary hydrate formation and that direct contact of injected carbon dioxide with the methane hydrate present in the formation is limited due to bypass through the higher permeability gas zone.