水合物法模拟海底封存CO_(2)气体的实验

向海底地层和枯竭油气藏中注入CO_(2)气体形成稳定的CO_(2)水合物是一种极具前景的CO_(2)封存技术。为了进一步探究这一技术,本文利用水合物法进行了多组3MPa、5℃天然湿砂的CO_(2)封存实验模拟。初始水饱和度设置为10%、40%、70%,分别进行了纯水封存实验和3.5%(质量分数)NaCl溶液的封存实验,还利用自主研发的反应釜系统探索了3种不同进气方向(顶部进气、横置进气、底部进气)下的CO_(2)封存效果。结果发现横置进气的封存量普遍大于顶部进气的封存量,底部进气的封存量最小,而且横置进气的封存速度最快;初始水饱和度越高,水合物饱和度就越高,但水合物转化率越低,CO_(2)固态封存比例也越低;与纯水实验相比,盐的存在降低了CO_(2)的封存量,固态封存比例也会低于纯水实验,但封存速度更快。本文为实际工程操作时合理控制封存地层水饱和度、盐度以及合适的进气方向提供了依据。

天然气水合物储层水力压裂研究进展

天然气水合物是一种广泛分布于海底地层中重要的未来战略能源,但在开采过程中,由于水合物储层介质颗粒粒径较小,孔隙多被固态水合物占据,储层渗透率低,制约着天然气水合物开采的产业化进程。当今水力压裂技术已广泛应用于低渗透油气藏的增产作业中,本文总结了近年来国内外对天然气水合物储层应用水力压裂技术的研究现状,从压裂实验、数值模拟和压裂液等方面进行了讨论。结果表明,水力压裂可以创造人工裂缝,扩大水合物解离面积,提高储层渗透率和天然气产量,有利于商业开发。储层的脆性响应问题、开发新型压裂液以及压裂对水合物储层地质安全的影响,都是水合物储层水力压裂研究亟待解决的问题。

甲烷水合物在陶粒支撑剂中的生成动力学

研究了甲烷水合物在陶粒支撑剂多孔介质中的生成动力学,考察了初始压力和含水量对陶粒支撑剂中甲烷水合物生成的诱导时间、生成速率、耗气量和水转化率的影响。实验结果表明,甲烷水合物生成过程中存在二次或多次成核;初始压力的升高会导致反应诱导时间缩短,反应速率加快,耗气量增加,水转化率增大;含水量的增加会导致反应诱导时间缩短,反应速率减慢,耗气量增加,水转化率降低;与砂粒多孔介质相比,甲烷水合物在陶粒支撑剂中生成得更快,所需诱导时间更短。

新一代海域天然气水合物开采、固碳和地质修复三联开采技术

海域中的天然气水合物(水合物)是储量巨大的清洁能源,可满足国家和地区能源和经济发展的重大需求。海域水合物藏的温度和压力条件(12~16℃)较高,呈泥质低渗,开发难度大,需要将常规的降压、注热/抑制剂和CO_(2)置换等开采方法进行联合并协同优化,以形成适合在海域特殊地质环境下水合物资源安全高效的开采技术。通过梳理目前已有的天然气水合物联合开采技术研究进展,按照“安全开采、绿色高效”的思路,以提高天然气采收率、CO_(2)温室气体封存效率以及修复水合物储层为目标,将降压与CO_(2)注入相结合,提出新一代海域天然气水合物开采、固碳和地质修复三联开采技术,即先采用降压法开采水合物,后注入CO_(2)混合气辅助刺激水合物开采并驱替天然气提高采收率,最后注入高压高CO_(2)组分混合气在孔隙中重新形成混合水合物,从而达到能源开采、碳封存和地层修复的目的。进一步通过分析该新技术提出的背景、技术原理、热动力学可行性分析、中小尺度试验验证结果以及未来发展方向等,以期为海域天然气水合物开采提供借鉴。