一套模拟渗漏型天然气水合物形成与分解的实验系统

目前用于研究海底渗漏型天然气水合物(以下简称水合物)形成与分解动力学特征的实验装置和实验系统非常少,且普遍不具备大的反应空间和适合海底的高压环境,更不能提供与反应空间匹配的气体流通量范围。为此,设计了一套模拟渗漏体系里气体移动并在可视化分段、分相环境下形成水合物的综合实验系统,整套实验装置由5个部分组成:①反应系统,主要是可视化大容积高压透明反应釜;②与反应釜连接、并为反应釜提供所需压力的供气系统;③为反应釜提供所需温度和湿度的温控系统;④与反应釜连接并为其提供真空环境和保证气体顺利循环的动力系统;⑤与反应釜连接,实时采集温度、压力、电阻率、压差和流量数据并记录处理数据,观测试验进行的数据采集系统。实验结果表明,该实验系统能获得准确可靠的各种数据(气体流量、压差和电阻率等),可以模拟不同流通量和压差下水合物形成与分解的过程,为实际海底类似条件的水合物研究提供实验数据和理论参考。

天然气水合物注热分解诱发储层变形破坏的正交数值模拟研究

针对天然气水合物热分解而引起的储层失稳破坏机理及影响因素不明确的问题,考虑因水合物热分解引起的地层传热、孔隙流体渗流和固体骨架的变形破坏,建立了水合物沉积层的热-流-固耦合模型及其作用下储层固体骨架的弹塑性本构模型。基于ABAQUS软件的USDFLD子程序进行二次开发,开展正交实验数值模拟,分析注热温度差、水合物沉积层的绝对渗透率和有效主应力差对水合物沉积层近井储层变形破坏影响的敏感性及影响机理。结果表明:对近井储层变形破坏影响的敏感程度由大到小依次为有效主应力差、绝对渗透率、注热温度差;水合物热分解引起的近井储层力学性质劣化和有效应力下降是导致其发生变形破坏的主要原因;有效主应力差越大,等效塑性应变最大值越大,并且受水平地应力非均匀性的影响,近井储层变形破坏最严重的位置始终位于井眼最小水平地应力方向上。该研究成果可为热激法开采天然气水合物或含水合物地层的钻井作业提供借鉴。

双井周期注CO_(2)联合降压法开采天然气水合物分析

相较于单纯地封存CO_(2),CO_(2)置换法开采天然气水合物(以下简称水合物)能够满足水合物资源开采和碳封存的双重需求。为确保安全高效开发水合物的同时提高CO_(2)封存率,按照双井周期注入CO_(2)联合降压法开采水合物的思路,以中国南海典型水合物藏为研究对象,建立了矿藏尺度水合物注采热—流—固—化四场耦合数值模型,并开展了连续、间歇、循环3类注入开采方案和单井降压开采方案的对比分析,然后模拟分析注CO_(2)辅助水合物降压开采的增产效果,最后对比了不同注入方案的CO_(2)回收和封存情况,探索了水合物法碳封存的可行性。研究结果表明:(1)邻井CO_(2)的注入有助于降低产水量并缓解降压开采引起的地质沉降;(2)间歇注入较循环注入可促进储层中CO_(2)水合物生成,扩大注入井附近的高温区域,有利于生产井附近水合物的分解;(3)连续注入方式有利于分解气体的产出,但双井注采模式降低了甲烷水合物分解程度;(4)双井注采的CO_(2)注入分为快速注入阶段、反转阶段和缓慢注入阶段,其中双井间歇注入方案的CO_(2)注入效率最高。结论认为,双井间歇注入CO_(2)复合降压法能够在安全、高效开采水合物的同时具有相对可观的碳封存效果,是一种实现水合物商业化开采和助力双碳目标实现的潜在方法,研究成果对于天然气水合物开发及CO_(2)地质封存具有理论指导意义。

含天然气水合物泥质粉砂沉积物电阻率变化规律

现有研究结果表明,研究含天然气水合物(以下简称水合物)泥质粉砂沉积物电阻率特性对于安全、高效开发水合物藏具有重要意义,但目前关于细粒沉积物中颗粒排挤型水合物影响的研究较少,尤其是对沉积物固结收缩、受力变形和剪切破坏过程中储层电阻率的变化规律认识尚不充分。为此,采用3种制样方法制备了含不同饱和度水合物泥质粉砂沉积物,探究了沉积物在降温、水合物生成、N2气体驱替、水饱和、三轴固结和剪切破坏各阶段中电阻率的变化规律,并对固结和剪切阶段中电阻率的各因素敏感性进行了分析。研究结果表明:①水合物生成会急剧增大沉积物电阻率至1 kΩ·m以上,含20%和40%饱和度水合物沉积物电阻率差值超过350Ω·m,而水饱和过程则促使电阻率减小至40Ω·m以下;②有效围压由1.0 MPa增大到1.5 MPa时,饱和气状态下含20%饱和度水合物沉积物电阻率最大可降低253Ω·m,而饱和水状态下降幅约为2Ω·m;③沉积物导电能力受孔隙介质相态变化影响显著,主要机制为水合物生成堵塞导电通道,水饱和强化电流传导,而水合物胶结能力下降和孔隙气残余则会弱化电流传导。结论认为,孔隙介质和外部压力是影响泥质粉砂沉积物电阻率变化的两大重要因素,后续研究中应加强这些因素进行耦合分析,以期为海洋水合物开采过程中储层扰动风险预测提供理论支持。

天然气水合物固态流化开采井筒多相流动模型

为了研究水合物浆体输送过程中水合物分解规律与井筒多相流动特征,基于气-液-固三相的质量、动量和能量守恒方程,考虑水合物分解引起的相间传热和传质,结合双层连续管开采水合物的工艺特点,建立了水合物相变条件下全瞬态非等温气-液-固多相流动模型。基于MWD实测温度数据对模型的准确性进行了验证。利用模型分析了水合物浆体输送过程中,井筒温度、井筒压力、水合物分解速率与各相体积分数随开采时间变化的规律。模拟结果表明:在开采前2 h内,水合物分解速率较为缓慢,管内各相体积分数变化较小;随着开采时间的延长,管内各相体积分数发生显著变化;在开采约5 h后达到稳定状态,此时井口气相体积分数约为40%;此外,在井下举升泵位置处,固-液相体积分数均发生显著突变。研究结果对深入了解水合物开发过程中的多相流动规律具有一定的参考价值,有助于水合物开采技术的进一步发展。

化工园区掺氢天然气管道水合物生成预测研究

掺氢天然气处理过程中存在水合物生成的安全问题,预测水合物的生成情况对工艺设计和设备运行至关重要。采用PVTsim软件建立了掺氢天然气管道水合物生成预测模型,探究了不同因素变化对水合物生成条件的影响。结果表明,天然气内掺入氢气在一定程度上可抑制水合物的生成,但抑制作用较弱。硫化氢的存在对掺氢天然气水合物生成条件的影响较为显著,应特别注意高含硫掺氢天然气管道水合物的防治。不同氮气和二氧化碳摩尔分数下,掺氢天然气水合物临界生成曲线的差别较小,可以忽略不计。甲醇和二甘醇对水合物生成均具有较强的抑制作用,二甘醇的抑制作用更强,但考虑二甘醇的成本价格约为甲醇的两倍,推荐优先考虑在管道内注入甲醇从而预防水合物生成。

天然气水合物注热分解渗流特征及数值模拟

天然气水合物的分解及渗流特征是天然气水合物注热开采机制研究的基础问题。考虑水合物分解效应和储层应力条件的影响,进行天然气水合物储层性质的数学描述,建立天然气水合物注热开采的储层数值模型,分析天然气水合物注热分解渗流特征;比较注热生产过程中注热温度和注热速度对天然气水合物藏温度场及渗流场的影响,结合分解前缘移动特征及分解区面积占比变化规律,对水合物的分解渗流特征进行定性评价和定量描述。结果表明:随注热温度的升高,分解前缘的移动速度加快,分解区面积占比增加,但增加幅度减小;随注热速度的增加,分解前缘移动更快,分解区面积占比增加,增加幅度也增大,注热速度比注热温度对水合物分解的影响更大。该结果为研究天然气水合物注热开采机理、分解及渗流特性提供参考。

用电导性监测天然气水合物的形成和分解

实验研究了CH4水合物形成和分解过程中的电导性变化,并用温度和压力的同步变化来证明电导性作为这一过程监测指标的可靠性,结果表明,电阻随石英砂中CH4水合物的生成而增大,而当水合物生成速度很小时,电阻值变化很小;水合物分解时电阻急速减小;在未被水饱和的石英砂中,生成水合物多的截面电阻较小,而水合物少的截面因空隙中为CH4气体,电阻值成倍增大。认为电导性可望成为水合物形成的定量监测手段之一。

南海神狐地区天然气水合物形成分解与构造作用的关系

以神狐地区高分辨率二维地震剖面资料为基础,结合层形态理论、地震响应特征及层序地层分析,研究了南海神狐地区天然气水合物成藏与构造作用的关系.利用层形态理论,通过构造活动的强弱,把二级层序划分为若干构造活动期次,建立了构造活动与层序地层之间的关系,着重探讨了构造活动对天然气水合物形成与分解的影响.在此基础上,对天然气水合物成藏模式与构造演化模式的关系进行了深入的研究.

海底天然气渗漏区热传递对天然气水合物形成的影响

天然气水合物的沉淀/分解作用是一种放热/吸热反应,海底天然气渗漏是从高温区向低温区运移而且携带热量,这2种热量(水合物生成热和渗漏天然气热容热)会导致海底温度场的变化并影响水合物的形成。以美国墨西哥湾布什山水合物丘为例,应用渗漏天然气形成水合物的动力学模型,探讨了水合物生成热和渗漏天然气热容热对水合物稳定性的影响:在布什山,水合物天然气渗漏量为1.8 kg/(m2.a)和10%的渗漏天然气沉淀为水合物条件下,10 ka内水合物生成热和渗漏天然气热容热使海底表层的地温梯度增加了3℃/km,在1 km深处的沉积层地温梯度则降低了1.4℃/km左右,温度最大的扰动发生于400 m左右深的沉积层里(增加了0.4℃),这样的温度场变化使水合物稳定带厚度减少了12 m,使0.06 kg/m2的水合物分解。

一种海域天然气水合物钻井用相变控温微胶囊

海域天然气水合物(以下简称水合物)钻井过程中易发生水合物分解,进而引起井壁失稳等问题,因此水合物的分解是海域水合物地层钻井面临的重大技术挑战之一。针对目标水合物地层钻井液温度控制要求,优化了二元复合相变芯材,以纳米SiO2改性的三聚氰胺—尿素—甲醛(MUF)树脂为壁材,制备出改性MUF树脂相变微胶囊,并利用扫描电子显微镜、傅里叶变换红外光谱仪、差示扫描量热仪等设备,结合升温实验及微胶囊破损率测试,对制备的相变微胶囊进行了结构表征,探讨了利用相变材料的相变蓄能作用对钻井液温度的调控效果及微胶囊壁材强度,并分析了其与深水水基钻井液的配伍性。研究结果表明:(1)以脂肪醇类二元复合物为芯材的相变微胶囊相变温度为16.8℃,相变潜热为96.3 J/g;(2)其相变蓄冷—释冷作用使悬浮液在升温至相变温度时出现明显的温度台阶,浓度为5%和8%的微胶囊可将悬浮液从15℃升温至20℃的时间分别延长52.9%和94.1%,有利于抑制地层水合物的分解;(3)该微胶囊具有较好的抗剪切强度和密封性,浓度在8%以内时对钻井液的流变性和滤失性影响较小,配伍性良好。结论认为,该相变微胶囊为水合物钻探中智能调控井下钻井液温度从而抑制水合物分解提供了新的解决途径和方法。

损伤效应下天然气水合物产气规律模拟研究

天然气水合物分解产生的固体结构损伤影响着沉积物的力学行为,建立了考虑损伤效应的温度-渗流-应力-化学的多物理场耦合理论模型,对比验证该模型的可靠性并分析降压幅度、沉积物初始绝对渗透率和沉积物初始孔隙度对水合物损伤及产气规律的影响。结果表明:降压幅度较大会加剧水合物损伤,较快完成分解;高初始绝对渗透率在围压作用下会引起水合物孔隙闭合,抑制损伤产生,降低产气速率;不同初始孔隙度下,水合物损伤变化呈现出“快-慢-快”3个阶段,初期快速分解促进损伤产生,中期产生较大压缩变形抑制损伤产生,后期分解体积大于沉积物压缩变形使得损伤速率再次加快。

海洋天然气水合物形成及分解过程研究现状

天然气水合物具有分布范围广、成藏浅、储量大、能量密度高、燃烧清洁等优点,是21世纪最具开发前景的重要能源。本文对国内外天然气水合物形成相平衡实验及主要预测模型(vdW-P模型、Chen-Guo模型、Klaudia模型)及分解过程动力学模型(Kim-Bishnoi模型、Jamaluddin模型、Komai模型)进行了比较分析。指出今后研究中需将气体组成、沉积物孔大小分布、界面张力、盐离子种类和浓度等因素的影响考虑到水合物相平衡模型中;并开展温度场对海底沉积物中水合物分解过程影响的研究。

青藏高原多年冻土区天然气水合物形成条件模拟研究

基于野外气体地球化学调查研究,以及前人有关冻土表层温度、冻土层内地温梯度、冻土层下地温梯度等的资料,对青藏高原多年冻土区天然气水合物的形成条件开展了模拟研究.结果显示：研究区冻土条件能够满足天然气水合物形成的基本要求;气体组成、冻土特征（如冻土厚度或冻土表层温度、冻土层内地温梯度、冻土层下地温梯度等）是影响研究区天然气水合物稳定带厚度的最重要因素,其在不同点位上的差异性可能导致天然气水合物分布的不均匀性的主要原因;研究区最可能的天然气水合物为甲烷与重烃（乙烷和丙烷）的混合气体型天然气水合物;在天然气水合物分布的区域,其产出的上临界点深度在几十至一百多米间,下临界点深度在几百至近一千米间,厚度可达到几百米.与CanadianMallik三角洲多年冻土区相比,青藏高原多年冻土区除了冻土厚度小些外,其他条件,如冻土层内地温梯度、冻土层下地温梯度、气体组成等条件较为相近,具有一定的可比性,预示着良好的天然气水合物潜力.

天然气水合物形成条件与含量影响因素的半定量分析

天然气水合物形成条件及其含量的研究是天然气水合物调查研究中最为关心的两个问题.从天然气水合物形成过程的热动力学理论模型出发,半定量地探讨了不同因素(温度、压力、气体组成、孔隙水盐度、沉积物孔隙大小等)对天然气水合物形成作用及含量的影响程度.结果显示,气体组成特别是丙烷的加入对天然气水合物形成的温度和压力条件影响最大,孔隙水盐度也会对天然气水合物形成的温度和压力条件产生重要影响,沉积物孔隙在一定范围内(1×10-6m^4×10-8m)对天然气水合物形成的温度和压力条件影响有限.天然气水合物含量受孔隙大小和盐度影响较小,主要只与气体的供应大小有关.

天然气水合物形成与生长影响因素综述

天然气水合物(NGH)是水分子和天然气分子形成的一种复杂的笼型晶体,其在油气管道输送、天然气储存和制冷等行业中都具有重要的研究意义和利用价值,但天然气水合物的形成是一个多组分、多阶段的复杂过程,不同因素对于天然气水合物形成和生长的影响尚有待明确。本文介绍了天然气水合物形成的物理过程以及水合物成核的3种机理假说;详细梳理了基质两亲性、添加剂、多孔介质环境和杂质、液体组成、温度压力以及流动条件等因素对于天然气水合物形成和生长的影响,并对其作了简要分析。同时指出,原油组成对于水合物抑制效果的定量化、蜡晶结构对于水合物形成过程中传质和传热的影响以及微观化的动力学抑制剂抑制机理等都是水合物相关研究中需要进一步深入探究和明确的问题。

不同类型表面活性剂对天然气水合物形成过程的影响

天然气水合物是一种类似冰的笼型晶体水合物。它的生成与压力、温度、气水接触面积以及添加剂等因素有关。利用天然气水合物储气实验台 ,实验研究了不同类型的表面活性剂 (包括阴离子表面活性剂、非离子表面活性剂 )对天然气水合物生成的影响 ,主要研究了它们对天然气水合物生成速度、储气密度、诱导时间以及虚拟水合数的影响。结果表明 :不同类型的表面活性都不同程度提高了水合物生长速度和储气密度 ,缩短了水合物形成的诱导时间 。

地面分解法开采海底天然气水合物

在海底和永久冻土地带天然气水合物的储量巨大,很多国家加大了对海底天然气水合物的勘探和研究力度。由于受物理化学特性的影响,天然气水合物在压力、温度改变的情况下会发生分解,海底天然气水合物的开采难度大。热溶法、抑制剂刺激法等理论方法都不适合于海底表层天然气水合物的开采。介绍了地面分解法这一天然气水合物开采的新方法,该方法利用海底采矿技术,将水合物通过管道输送到海上平台,加以分解利用。该方法在理论上克服了海底天然气水合物在海底分解时吸收热量使周围环境温度降低而无法继续进行的困难,也克服了不能用传统的减压法开采等缺点,具有简单、经济适用,能长期工作等特点。但在实际生产中,需要对工作参数的合理确定、沉渣排放对海洋环境的影响等问题进行深入研究。

天然气水合物分解热的确定

利用可视化高压流体测试系统研究了6个体系 (甲烷、合成天然气、甲烷 -环己烷、甲烷 -环戊烷、甲烷 -甲基环己烷(MCH)、合成天然气 -甲基环己烷 )水合物的形成条件 ,根据水合物相平衡数据应用Clau sius_Clapeyron方程计算了Ⅰ型、Ⅱ型和H型水合物的分解热 。