基于生命周期思想的油页岩原位开采碳排放核算

基于油页岩原位开采的生产实际,指出油页岩行业碳排放核算存在的问题,并将开采过程中钻井、压裂、加热、油气收集与处理、油气运输,以及废水、废弃物、生活垃圾的处置作为碳排放核算边界,确定碳排放源,构建碳排放核算模型,进一步确定排放因子。通过碳排放模型对某油页岩原位开采先导示范基地进行核算,结果表明:加热环节的排放量占比最大,为29.44%;各环节中电力消耗产生的排放量最大。最后提出针对性减排措施。

油页岩原位开采对地下水水质影响的研究进展

我国油页岩资源十分丰富且多数埋藏较深,油页岩原位开采技术可以大幅提高开采效率,提高经济效益。但原位开采遗留的半焦、残渣中的污染物会在水岩作用下发生溶质迁移而对地下水环境造成破坏。原位开采后,油页岩物化性质的变化对地下水水质安全起着决定性作用,同时岩层相邻水文地质的状态也会影响污染物的迁移。总结了油页岩热解前后孔隙度和渗透率的变化,阐述了国内典型油页岩矿区与地下含水层的赋存情况,综述了国内外油页岩原位开采对地下水水质的影响;重点介绍了油页岩原位开采后部分有机物、重金属等污染物的释放情况,以此初步明确油页岩原位开采对地下水水质的影响;展望了今后油页岩开采地下水环境保护的重点研究方向,以期为我国未来实现油页岩工业化开采采取必要的风险防控措施提供理论基础。

油页岩原位开采技术现状及建议

本文详细介绍了国内外油页岩原位开采的技术特点,并对电加热、对流加热、辐射加热、燃烧加热等4种加热方式具有代表性的技术进行了归纳整理,对其优缺点进行了比较分析,提出了存在的主要问题及建议。结合当前的研究进展,如何使油页岩的开发和利用变得更加高效、便捷和绿色,将是未来研究的发展方向,本文为进一步开发油页岩资源提供了一定参考。

油页岩大规模原位开采数值模拟研究及开采参数讨论

为了研究原位裂解过程中不同规模井组温度场和生烃量的差异,分别对六边形井组数量为7个、19个、37个和61个四种情况油页岩原位开采生产模型进行了建模,以吉林省扶余县油页岩开采试验区为试点区,在使用ANSYS软件的Mesh模块对模型进行加密网格化的基础上,使用Fluent进行了流体场和温度场模拟;通过求解化学反应动力学方程组进行了油页岩生烃过程模拟,并进行了不同井间距、注气速率和双裂缝间距情况下的模拟。模拟结果表明,大规模油页岩原位开采过程中油页岩生烃主要分为三个阶段,即快速生烃阶段(注热前500d)、缓慢生烃阶段(注热500~1 500d)和平稳阶段(注热1 500~3 000d)。增加井组数量可以提高热烟气对中心加热区域的热利用效率。但增加井组数量对单井组生烃量和能源回报率的增幅逐步减小,当井组数量从37个增加到61个时,加热为3 000d时的单井组生烃量增率小于3.1%,能源回报率增率小于8.7%,因此进行油页岩原位开采时选取37个或37以上的井组数量为获得高能源回报率的最佳方案。在61个井组条件下,不同开采参数模型达到最大能源回报率的开采参数为井间距30m、注气速率12m/s和裂缝间距1m,在该开采参数条件下获得最大能源回报率需要进行600~750d的持续注热。

油页岩原位开采中裂隙与井组相对位置及产状对加热效果的影响分析

在当前石油生产领域中,通过利用对流加热技术对油页岩进行处理的过程中,地下的裂隙会为热流体提供一个通道,对于油页岩的加热处理速度和范围具有直接影响,所以明确地下裂隙对于油页岩加热处理效果的影响具有重要意义,能够帮助技术人员明确井组布置模式对于油页岩开采的影响。通过采用ANSYS商业建立多组含有简化裂隙的三维模型,从而对油页岩原位加热开采中的温度场进行模拟,分析不同裂隙位置、产状条件对于油页岩加热处理效果的具体影响。

油页岩原位开采中地下水保护技术研究进展

油页岩地下原位开采是目前研究与工业发展的趋势,原位开采过程中产生的有害物质会造成地下水水质变化.在系统搜集资料和调研后,对国内外油页岩原位开采地下水保护技术研究现状进行了归纳总结.目前,有3种主要的地下水保护技术:冷冻墙技术、注浆帷幕技术、气驱控制技术.冷冻墙技术适用于低品位、储层较深(500~1000 m)的油页岩开采;注浆帷幕技术适用于地表下百米内的浅层储藏以及工程量较小的开采条件;气驱控制技术适用于开采范围在百米以内、地层较为坚固的开采区域.针对3种技术的优缺点以及适用条件,进行技术比选,提出应用思路,以期为实际工程实施提供相关的理论基础.

世界油页岩原位开采技术进展

油页岩原位开采技术不需要进行采矿和建设大型的尾气处理设施,可开发深层、高厚度的油页岩资源,具有产品质量好、采油率高、占地面积少和环保等优点,目前尚处于工业试验阶段。按照油页岩层受热方式的不同,可将油页岩原位开采技术分为传导加热、对流加热、辐射加热3类技术。在此,详细介绍了壳牌石油公司地下转化工艺技术、埃克森美孚公司ElectrofracTM技术、IEP公司GFC技术等3种传导加热技术,还介绍了太原理工大学的对流加热技术、雪弗龙CRUSH技术等5种对流加热技术,以及2种辐射加热技术,并分析了各类工艺的优缺点。根据我国油页岩资源埋藏深、品位低的特点,应大力开展原位开采技术方面的研究工作,为将来大规模开发油页岩资源提供技术储备。

美国油页岩原位开采技术与启示

油页岩的开发利用越来越受到世界各国的重视。随着环保压力的增大,油页岩原位开采已成为未来油页岩商业化大规模开采的必然发展趋势。我国油页岩资源开发利用较早,但都是环境污染较大的地面开采方式。通过对比中美两国油页岩的地质特征和埋藏条件的不同,介绍美国土地管理局为油页岩原位开采技术的商业化推广而在美国绿河组的RD&D项目投标情况和各大石油公司在该地区现场先导试验的最新进展,以及对壳牌ICP技术、雪佛龙CRUSH技术、美国页岩油公司CCR技术和埃克森美孚Electrofrac技术的对比,为我国油页岩原位开采技术的研发拓展思路,也为我国进入油页岩等非常规油气资源的大规模开采阶段提供重要的借鉴意义。

中国油页岩原位开采可行性初探

中国油页岩资源量为11 602×108t,其中埋藏深度在500～1 500 m的油页岩资源量为6 813×108t,原位开采技术是开发该部分资源的有效手段。中国油页岩原位开采技术处于实验阶段,通过对油页岩热分解、热破裂规律、渗透变化规律等方面的研究,初步探索了油页岩原位开采的可行性。油页岩热分解过程可以分为3个阶段:干燥脱水、热解生油、无机矿物质的分解。在这3个阶段中,由于油页岩内部物理化学反应的程度不同,导致孔隙和裂缝发生了不同程度的变化,变化最大的是热解生油阶段。利用非稳态数学模型研究了油页岩电加热原位开采的温度场分布,表明加热5 a后可以对页岩油进行开采,产油时间至少可以维持2 a。

流体加热方式原位开采油页岩新思路

油页岩原位开采技术是未来进行油页岩大规模商业化开发的必然趋势,其中,流体加热技术因加热速度快、可充分利用干馏气、技术相对成熟等优点而被广泛关注.针对目前国内外油页岩原位开采流体加热技术存在的一些问题,提出了一种流体加热新思路,即采用水平井分段压裂和过热蒸汽辅助重力驱组合技术开发埋藏较深（300-1 000 m）的油页岩资源,其主要原理是通过在水平井分段压裂形成的复杂网状裂缝中注入高温过热蒸汽加热油页岩储层,并逐渐将干酪根裂解转化为液态烃,产生的液态烃在重力作用下通过裂缝流入生产井,然后通过常规方法采出.以山东龙口黄县盆地油页岩为例,提出了新流体加热技术设计方案,对今后进行先导试验有着重要的参考价值.

油页岩原位开采数值模拟研究进展

油页岩是一种储量丰富的非常规能源,以电加热和流体加热为主的油页岩原位开采技术正逐渐成为该领域的研究重点。为了深入研究油页岩原位开采过程中涉及到的流体与地层间热传递、有机质热解化学反应、储层孔渗变化、油气渗流等多个物理化学过程之间的耦合,对原位开采过程进行系统数值模拟,有利于揭示原位开采机理、优化原位开采设计方案、评价原位开采经济效益。通过对油页岩原位开采数值模拟的国内外研究进展和研究现状进行了总结,分析了数值模拟研究的核心问题、面临的主要挑战、取得的进展以及当前亟需解决的瓶颈问题。研究结果表明:原位开采条件下的动力学参数对于开展准确的数值模拟研究至关重要,流体加热由于其过程复杂,现有模型有待完善。对于未来开展油页岩原位开采相关技术研究,尤其是数值模拟研究具有一定的指导和借鉴意义。

油页岩原位开采技术研究新进展

原位开采技术已成为未来油页岩商业化大规模开采的发展趋势。本文重点分析了制约油页岩进入商业化阶段的能源需求及环境保护方面的重要影响条件:能源消耗、水资源污染、温室效应气体排放等,并针对这些影响条件详细阐述了PyroPhase公司风能利用技术、Heliosat公司太阳能利用技术、Idaho国家实验室核能利用和化学帷幕墙技术、壳牌公司冷冻墙技术、Los Alamos国家实验室CO2动态评估模型、Raytheon公司RF/CF技术。上述技术为我国油页岩原位开采技术的研发拓展了思路,也为我国进入油页岩等非常规油气资源的大规模开采阶段提供了重要的借鉴。

油页岩原位开采对岩体结构影响分析

对吉林省扶余县油页岩及围岩进行了物理力学参数的测定,在此基础上,获取了容重、弹性模量、泊松比、内摩擦角及黏聚力等参数.并利用SIGMA/W模块,采用弹-塑性模型进行有限元计算,得到了原位开采区内任一点应力、应变、位移的详细信息.结果显示,采区的最大下沉位移为1.05 m,位于开采中心处;同时,根据这些信息分析了采区岩体的应力分布,受拉区与剪应力极值分布较大区一致,都位于油页岩的上覆地层泥岩层中,从而确定了岩体的破坏过程:首先是受拉,产生大量裂隙;然后再沿着剪应力极值所在的截面发生滑动.

油页岩原位开采技术发展方向及趋势

通过对国内油页岩开发利用技术现状的研究,分析了制约我国油页岩大规模开发利用的主要问题,并针对我国优质油页岩资源埋藏深的特点,考虑到环境保护和可持续发展等问题,提出油页岩原位开采技术是未来我国油页岩开发技术的必然趋势,并对目前国内外各种油页岩原位开采技术进行了分析和对比,提出了我国油页岩原位开采技术研究的思路。

油页岩原位开采井筒结构设计

在油页岩原位开采过程中,需要300℃以上高温持续对地层加热数月甚至数年,造成井筒密封完整性失效。目前国内外关于油页岩原位开采的研究集中于加热方式的实验介绍,没有可参考的实钻井筒结构设计。依据吉林松南青一段油页岩的实际情况,设计电加热、注热氮气加热两种不同开发方式下的井筒结构,利用有限元软件对加热体、套管、水泥环、围岩组合体密封完整性模型进行模拟分析。结果表明,采用600℃电加热方式进行开采时,热量传入地层迅速衰减,有效开发半径仅2.0m,难以适用于油页岩的开采;采用注热氮气加热开发时,有效开发半径仅5.0m,考虑后期压裂,热氮气可通过裂缝有效加热地层,适用于油页岩的开采;套管在加热段热应力可达1094MPa,需选用偏梯扣TP110H抗高温套管。

油页岩电加热原位开采技术研究进展

世界油页岩资源丰富,其勘探储量换算为页岩油远大于世界石油的探明储量,但有很大一部分资源埋藏较深,不能通过露天或巷道式开采加以利用。为此,介绍了壳牌公司编制的油页岩电加热原位开采技术(E-ICP)试验研究计划,包括油页岩试验区的资源评价、原位开采的流程、整个开采工程计划所需时间。该技术的应用为开发深层油页岩资源提供了新的途径和方法。

原位开采油页岩电加热技术现状及发展方向

随着中国油页岩工业的不断发展,对油页岩地面干馏工艺方面的研究已经取得了很大进展。但由于受实验设备和分析技术的限制,对油页岩地下干馏工艺的研究却很少,在当前的油页岩原位开采工艺中以电加热工艺较为成熟。因此,从油页岩原位开采电加热技术的原理出发,详细阐述了油页岩电加热工艺流程和关键技术(电加热器的选择和设计、加热井的设计、加热井的布置与操作等),总结出电加热工艺的特点和发展趋势。分析认为,未来的原位开采电加热技术的发展趋势主要体现在简化工艺,大规模、低成本、高效益以及综合技术等方面。

油页岩原位开采温度-时间-转化率判识方法及应用

油页岩原位转化开采加热的最终温度、加热时间和最终油气转化率与原位开采的经济成本息息相关。利用Rock-Eval 6型岩石热解分析仪分别获取不同升温速率下的油页岩烃产率-转化率和烃产率-活化能之间的关系,以烃产率为桥梁,建立活化能与转化率的对应关系;在此基础上,依据化学动力学反应原理,将油页岩有机质(干酪根)演化生成油气的过程近似为具一级反应特征的热裂解反应,获取不同转化率条件下温度倒数(1/T)与时间对数(ln t)的关系式,建立油页岩原位转化温度-时间-转化率关系图。以广东茂名盆地油柑窝组油页岩为例,通过上述方法建立了油页岩原位转化开采温度-时间-转化率关系图。由判识关系图可知:加热至350℃开采该区油页岩,转化率达90%需要98a;加热至200℃开采该区油页岩,在不采取其他措施的情况下即使转化10%也需要147a。实际情况下,地下油页岩原位受热具有非均质性,加热开采能耗大,通过添加催化剂降低油页岩原位油气转化所需的温度、改善油气产物品质可能是油页岩原位开采技术的一种发展方向。

油页岩原位开采井钻井工艺设计与施工

为了研究油页岩的地下原位开采技术,设计施工了FK-1井。该井地处吉林省松原市扶余县,完钻井深500m,完钻层为嫩江组地层。该井设计施工中主要需克服大口径钻井的保直钻进、软塑性地层的裸眼钻进、水敏性地层中钻井液的应用、泥页岩层中发生钻头泥包现象及原位开采井的特殊成井、固井等问题。通过对钻井设备的优选,钻井液性能和井身结构的相应优化,钻头和钻具组合的选择等措施来解决钻井过程中的施工难题。设计结果在施工过程中进行了应用,施工效果良好,缩短了钻井时间,减少了钻井投入,解决了施工难题,为同类钻井的施工提供了借鉴和指导依据。

油页岩原位开采生烃过程数值模拟及井位讨论

为研究流体加热技术下油页岩生烃量随时间变化的规律,并找出更适合油页岩原位开采的井位,笔者使用流体模拟软件ANSYS对多井注热和单井注热两种方案,正三角形、正方形和正六边形井组共6种模式建模,进行了温度场模拟。通过MATLAB软件求解油页岩生烃的化学反应动力学方程得到对应时间下的油页岩原位开采的生烃量,并比较不同井位方案的投入产出结果。模拟结果表明,油页岩的生烃量随注热时间的增加而增大,增速先快后慢,注热36个月后增长效果已不明显。多井注热方案下生烃效果优于单井注热,油页岩生烃的净值最大时为六井模式的第20个月,为1 141.85 t;其次是四井模式的第25个月,为1 034.63 t;最后为三井模式的第22个月,为878.95 t。在单井注热模式下,净值最大时刻在第33个月,为390.00 t。多井注热模式下各模式的能源回报率分别为2.73、1.74和2.05,单井注热模式下能源回报率为1.418。