不同注热水温度下水合物开采实验研究

天然气水合物(NGH)是目前备受关注的新型洁净优质能源,注热法是其有效开采方式之一。为了经济有效地进行注热开采,采用自制的一维天然气水合物开采模拟实验装置,在填砂模型中生成相同初始条件的天然气水合物藏, 然后注入热盐水进行开采模拟实验,分析不同注热水温度对开采动态的影响。结果表明：注热水温度越高,水合物开始分解的越早,注热阶段的平均产气速率也越大;不同注热水温度下,热前缘的移动接近于线性,注热温度从40 ℃到100 ℃时,平均热前缘移动速度从015 cm/min增加到02 cm/min,说明注热水温度对热前缘的移动影响不大。注热前期,注热水温度越高,能量效率越高,但注热后期,注热水温度越高,能量效率反而越低。在本组实验条件下,注热水温度从40 ℃增加到100 ℃时,注热开采的能量效率由67减小到24,而平均热前缘移动速度并没有明显降低。因此,为保证注热开采的经济有效,建议在注热前期注高温水,在中后期采用低温水驱替。     

间歇蒸汽驱技术及其在河南油田的应用

间歇蒸汽驱是注汽井周期性地向油层中注入蒸汽的一种非常规蒸汽驱方式，在油层中造成不稳定的脉冲压力状态，使之经历地层升压和降压两个过程，从而促进毛管渗吸驱油作用，扩大注入蒸汽的波及效率，达到降低含水、提高油层采收率之目的。同时，间歇蒸汽驱可大幅度提高蒸汽驱采注比，实现蒸汽驱过程中降压开采机理：蒸汽比容增大，增加了蒸汽波及体积，使蒸汽干度、热利用率得以提高。另一方面，间歇蒸汽驱还可以减缓和抑制汽窜，改善稠油蒸汽驱开采效果。     

三维实验模拟双水平井联合法开采天然气水合物

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。     

天然气水合物注热水开采热前缘移动规律实验研究

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。     

注蒸汽开采冻土区天然气水合物数值计算与野外应用

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 m3。     

注热联合井群开采煤层气运移采出规律数值模拟

为总结注热联合井群开采低渗透储层煤层气运移采出规律,基于传热学、弹性力学、渗流力学、岩石力学理论,建立了注蒸汽开采低渗透储层煤层气藏过程的热固流耦合数学模型。结合潞安矿区山西组3#煤层地质参数,利用有限元软件进行了注热联合井群开采煤层气藏运移规律的数值模拟,得到了不同布井方式下注热10 d、开采100 d过程中煤层温度场、应力场及煤层气渗流场变化规律。结果显示,煤层平均传热速度为1.57 m/d,注热10 d后,中心井35 m范围内为有效注热区;随井筒数量的增加和井间距的减小,井间干扰作用增强,煤储层压力下降加快,煤层气供气及解吸区域增加,累积产量显著增加。七井模型20 m井间距注热开采累积产气量是五井模型30 m井间距未注热开采累积产气量的2.01倍。模拟结果显示了注热和井间干扰开采优势,为低渗透储层煤层气井群注热联合工业开采提供理论依据。     

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

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。     

渤海湾盆地干热岩开发利用前景评估——基于开采优化数值模拟的认识

渤海湾盆地的大地热流高,5 000 m埋深地层平均温度为175℃,热储岩性以低孔低渗的变质岩、火成岩为主,具备形成干热岩资源的条件。基于大地热流、岩石热导率、生热率等热参数,利用COMSOL软件建立三维水热耦合的干热岩开采模型、分析不同井间距、注采速率、布井方式等差异开采方案下在100 a内对热储层温度的影响随开发时间的变化,选取最优方案并估算干热岩资源。结果表明：注采速率一定时,随着开采时间的增加,开采井水温度下降速率与井间距成反比;当注采井间距一定时,注采速率越大,开采井水温度下降越快,发生“热突破”的时间越早;其他条件相同的情况下,“两采两注”布井方案比“一采一注”布井方案获得的热量更多,开采效率更高。基于上述认识,确定研究区最优开采方案为：年限50 a、井间距400 m、注采量90 m³/h、“两采两注”方式。此方案下,可获得开采井水平均温度为172℃,对应全渤海湾盆地可采资源量为3.28×10¹⁹ J/a。以河北任丘市为例,按照民用住宅热负荷指标100 W/m²计算,利用最优方案进行干热岩的开采,仅需157.7...     

南海神狐海域天然气水合物注热降压开采数值模拟研究

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。     

超稠油油藏转小井距蒸汽驱条件及时机

蒸汽驱是稠油油藏经过蒸汽吞吐开采后进一步提高原油采收率的主要热采阶段。但不是说任何时候转驱都可取得较好的效果。笔者系统研究了影响蒸汽驱开采效果的因素：原油粘度、油层有效厚度、纯总厚度比、起始含油饱和度和油层非均质性等,确定出适宜蒸汽驱开采的油藏条件。在分析稠油油藏加密吞吐后油藏条件变化的基础上．利用油藏工程数值模拟技术研究确定出超稠油油藏转小井距蒸汽驱的合理时机。