二氧化碳置换法开采天然气水合物的研究现状

天然气水合物在开采过程中形态会发生变化,从固态变为液态和气态,即发生相变。因此,水合物的开采原理主要是围绕改变水合物稳定存在的条件(温度和压力为主要因素),促使水合物分解,从而产生天然气。目前,天然气水合物开采技术主要有注热法、降压法、化学试剂法和二氧化碳置换法。其中,二氧化碳置换法开采天然气水合物具有十分重要的现实意义。这种方法可以弥补传统开采方法的不足,并有望成为未来工业化天然气水合物开采的主要技术之一。

哈萨克斯坦江布尔州即将开采天然气

近日,土库曼斯坦内阁会议确定了2004年的油气开采计划。2004年土库曼斯坦计划开采1 500万吨石油和740亿立方米天然气,其中的580亿立方米将供出口。2004年土库曼斯坦天然气的主要买家将是乌克兰(360亿立方米)和伊朗(70亿立方米)的国有企业,以及“伊切拉(MTEPA)”公司(100亿立方米)和俄罗斯天然气工业公司(50亿立方米)。

陆上石油天然气开采过程中减污降碳协同管控

石油天然气行业是挥发性有机物(VOCs)排放的重要源头,也是甲烷(CH_(4))的最大工业释放源。在石油天然气开采中对VOCs与CH_(4)进行协同管控,实现减污降碳,对我国大气环境治理和“双碳”目标实现具有重要意义。石油天然气开采过程中大部分VOCs和CH_(4)释放源具有同根同源性,其中工艺有组织排放和火炬排放分别为最大的VOCs释放源和CH_(4)释放源;在加入新型网络化监测的协同管控路径基础上,选择适宜的管控措施,可提高污染物协同管控的效率;治理成本效益核算中多污染物成本效益法具有更高的经济效益,吸收法和吸附法是技术成熟度和经济性较高的VOCs治理技术,而减少压缩机和发动机启动次数是最经济的CH_(4)减排措施。

川东地区天然气开采场站废气污染物的赋存特征和健康风险评估

针对天然气开采过程中的有/无组织废气排放,调研和分析川东地区16个天然气开采场站废气污染物的赋存特征,评估各场站检出的废气污染物对作业人员和周边群众的健康风险。结果表明:2020年13个单井井站气田水池无运转状态时检出的硫化氢、二氧化硫和氮氧化物的浓度范围分别为0.001~0.016、0.007~0.023、0.012~0.047 mg/m^(3),与2017—2019年连续3 a对JZZ井和TD71井检出的浓度相当,反映了川东气田近年来固定源排放废气浓度水平。硫化氢、二硫化碳和氨是无组织排放的主要恶臭气体,但排放浓度较低,均达到了《恶臭污染物排放标准》(GB 14554—93)中限定的二级标准要求。健康风险评价结果显示,气田水池运转时,硫化氢和氮氧化物在气田水池和转水池处的非瘤症危害商(HQ)值均大于0.1,可能会对作业人员的健康产生风险;气田水池未运转时,硫化氢、二氧化硫和氮氧化物在除TD62外的其他井站气田水池处和居民处的HQ均低于0.1,基本不会对作业人员和居民的健康产生风险。

石油与天然气开采行业上市公司风险信息披露现状——以Z公司为例

上市公司的风险披露对于投资者、市场和监管机构都具有重要意义,能够提供信息透明度,保护投资者权益,促进市场公平公正。文章以Z公司为例,对石油与天然气开采行业上市公司风险信息披露的现状进行了研究。首先,分析了Z公司风险披露的内容,包括生产安全风险和环境风险等方面。其次,对该行业面临的风险类型进行了深入探讨,如油价波动、政策变化等。最后,提出了应对策略,包括加强内部控制和风险管理,提高信息披露的透明度和准确性等。通过对Z公司的案例分析,旨在揭示石油与天然气开采行业上市公司风险信息披露的现状,为该行业提供参考和改进建议。

天然气开采排水采气工艺适用效果探究

天然气事关民生大计,百姓对于天然气的需求也在逐年提高,品质标准逐步提升。由此,对天然气的开采工作也就有了更高的要求。伴随着工业的持续进步和信息化的的不断发展,天然气的开采工艺也在得到改善和更新。排水采气工艺技术就是其中之一,基于此,本文旨在阐述不同天然气开采的排水采气工艺技术,浅析其使用场景及效果,总结优化策略,为后续研究与工作的开展提供参考。

油气田开发后期天然气增压开采工艺技术要点及应用

我国地大物博、储能丰富,为国家的稳健发展提供了基础的能源保障。但近些年来,我国油气田的开采规模持续扩张、开发深度不断提升,部分油气田已步入开发后期,此时油气田的开采作业难度、作业危险系数飙升,探索更高效、更安全的油气田开采工艺是有必要的。文章先简要介绍了油气田开发后期常用的天然气增压开采工艺技术类型,分析了该项工艺技术在油气田开发后期的应用优势,又详细阐述了该技术的要点及应用方法,希望可以为处于后期的油气田开发作业提供技术参考。

基于某地区天然气井工况下静态引射器参数优化研究

天然气是一种绿色清洁能源,在工业发展过程中十分重要。新开采的天然气井有压力高、耗散快的特点,如何实现利用高压压力井引射低压压力井的天然气至关重要。基于某地区天然气井的压力井特点,设计具有最高引射效率的静态引射器,并使用CFD方法模拟引射器内部流动状态。改变引射器的几个关键结构尺寸,即喉部半径r_(1)、喉部出口半径r_(2),混合室半径R,研究适合该工况条件下的最佳引射器结构尺寸。最终得出引射器喉部尺寸为5.41 mm,喉部出口半径为5.65 mm,混合室半径为12.24 mm时,引射器的引射效果最佳,引射效率可达108.68%。试验结果表明,该设备在设计条件下具有良好的性能,偏离设计条件时仍有较高好的引射率,具有一定的抗波动能力。

天然气开采过程中的安全措施探析

随着我国工业化进程的不断推进,我国的经济发展速度不断提高,各行各业都处于飞速发展的运行状态下,而石油以及天然气等能源行业,对于促进我国经济发展,推动城市化建设进程,具有十分重要的作用,能够有效的为企业发展以及社会群众的生产生活,提供能源动力,也是我国进行能源供应的主要方面之一。但在石油以及天然气的开采过程中,如果技术管理出现失误或者工作人员安全意识薄弱,就会出现严重的安全事故,不仅会影响社会群众的生命安全,还会浪费有限的能源资源,会影响后续的石油开采。因此,本文主要对石油开采存在的问题进行分析,并提出相应的安全措施,进一步保障天然气开采的安全性。

天然气开采中的安全管理及应急响应研究

随着全球能源需求的增长,天然气已成为重要的能源来源之一。然而,天然气的开采、运输和储存过程中存在着许多安全风险。因此,天然气开采企业需要重视安全管理和应急响应工作,以保障生产运营和人员安全。本文旨在研究天然气开采中的安全管理和应急响应,分析天然气开采中存在的安全风险和问题,并探讨安全管理和应急响应的有效方法和措施。

基于InSAR的涩北天然气田地表形变监测与开采特征反演

利用多颗SAR卫星数据,使用时序InSAR技术恢复涩北气田自1996年正式开发以来的地表形变时间序列。结果表明,涩北1号气田地表1996~2003年保持稳定,2003~2005年出现明显隆升,2005~2018年快速沉降。此外,本研究基于均匀弹性半空间模型反演涩北1号气田在2015~2018年天然气开采与地表形变之间的关系。研究表明,随着天然气开采量的增加,涩北气田地表沉降量也随之增加,而开采深度则先增加后稳定,并于2017年后稳定在2 300 m。本研究还计算InSAR反演的地下天然气储层在标准状态下的体积,结果显示,InSAR反演结果与实际统计数据差异极小,表明InSAR监测和反演结果具有可靠性。本文结果可为涩北气田的安全生产以及周边基础设施的健康运行提供重要的地表形变数据。

天然气开采排水采气工艺适用效果研究

天然气具有清洁环保的特点,在多个行业领域被广泛应用,获得显著的应用效果,并且在国家能源比重中占据份额越来越重。但是,天然气开采工作开展中容易受到地层、地面管道网络等多种因素的干扰,导致天然气压力、流动速度发生巨大变化,造成气井内产生较多凝析水,从而形成大面积积水,当发现和管控不及时的情况下,大大降低了气田生产效率,甚至面临停产威胁。基于此,主要阐述天然气开采和排水采气工艺,分析该工艺适用效果,同时结合实际案例,探讨天然气开采排水采气工艺的优化措施,旨在提高天然气开采质量和效率。

三种天然气开采排水采气新工艺适用效果探究

井筒积液是天然气井产量下降的一个重要因素,如不及时发现和排除,气井有可能因积液严重而造成水淹。目前油田正在推广使用的典型排水采气技术主要有优选管柱排液、气举排液、泡沫排液、电潜泵排液、螺杆泵排液、机抽排液等,但是尚不能有效解决积液问题。基于技术攻关和油田气井现场实践,提出解决该瓶颈的3项工艺技术:将井下气体射流泵与半闭式气举举升排水相结合,开发了气体射流接力诱喷工艺;升级改进常规柱塞气举排采工艺,形成分体式柱塞气举排采工艺;改进机抽排水采气工艺的提捞抽汲排采技术。主要介绍上述3种最新的天然气开采排水采气工艺能够较好提升天然气开采效率,对复杂的井场施工条件有良好的适应性。现场及其应用效果表明,能够有效排除井筒积液并大幅度提高天然气产量,有望为以给天然气排水采气工作提供全新的排采新工艺。

各类地质储层下天然气开采及开发策略研究

天然气是一种重要的能源资源,对经济发展和环境友好具有重要意义。本论文旨在研究各类地质储层下的天然气开采与开发策略。本文首先介绍了天然气开采的背景和意义,并概述了其重要性。然后,深入探讨了各类地质储层的地质特征和气藏特点,包括致密砂岩、页岩、煤层气和碳酸盐岩,并提出了相应的天然气开采与开发策略,包括地质勘探与井网布置、抽采技术与环境保护。本研究的目的是指导天然气开采及开发工作,促进能源的可持续发展。

二氧化碳地下生化合成天然气耦合地热利用:技术系统、挑战及展望

碳捕集、利用与封存技术(CCUS)等人工负碳技术将在中国实现“双碳”目标的过程中发挥关键作用,但现有技术存在实施成本高、效率低等问题。为此,首次提出CO_(2)地下生化合成天然气耦合地热利用技术系统,其耦合过程为:①地热利用降低储层温度,为CO_(2)生化合成天然气营造适宜的地温条件;②CO_(2)生化合成天然气释放反应热,增加储层温度,提升地热利用效率。为区别于传统CCUS技术,将其称为碳捕集、循环利用与封存(CCCUS)技术,并对其技术经济可行性及综合潜力进行了初步评估。研究结果表明:①全球首创的CCCUS技术系统功能包括地下生化合成与储存再生天然气、地热利用、强化天然气开采、CO_(2)地质封存等;②与传统人工负碳技术相比,CCCUS的优势为降低碳捕集难度及成本、提升碳封存效率,同时变废为宝实现碳循环资源化、能源化利用及碳循环经济;③若在全国常规气藏开展CCCUS,单次循环可利用CO_(2)约4.35×108 t、合成CH4约2178.8×108 m3、储能8675.6×1012 kJ、产生地热(化学反应热)1614.4×1012 kJ,多次循环最终可封存CO_(2)达22.8×108 t。结论认为,CCCUS技术系统为中国碳循环经济的发展提供了一种全新的思路,可实现碳循环资源化、能源化利用并可弥补传统CCUS技术的不足,有望成为中国最具发展潜力的人工负碳技术。

天然气开采危险有害因素辨识及风险评估

作为清洁能源的天然气,对生态环境的改善、经济的发展和人们生活质量的提高具有重要的作用,天然气需求量的增加给天然气开采带来了了巨大压力。天然气开采属于高危、高技术含量的作业,开采的整个过程伴随有诸多风险,极易发生突发性有害事故,且处理棘手。挖掘并分析天然气开采潜在危险有害因素,对于提前做好突发事故预警预防、事故应急处置和救援等都具有重大现实意义。结合近年来天然气开采大量事故资料,从事故发生发展的过程出发,提出了天然气开采危险有害因素辨识的原则、步骤,从设备缺陷、管理操作、外界环境三方面分类汇总了天然气开采危险有害因素,并提出一种适合天然气开采的危险有害因素风险评估方法,从而对危险有害因素分级预防和控制。

时移地震监测天然气水合物开采可行性分析

时移地震储藏监测是一种提高油气采收率的有效技术,但该技术应用需要满足一定的储藏条件,因此时移地震的可行性研究非常有必要.天然气水合物的开采过程,主要是通过有关措施(加温、降压、注入化学材料等)使沉积物中的固态水合物变成气体开采出来,这将改变水合物储层的物理性质和地震反射特性,原理上为进行时移地震监测提供了条件.本文通过数值模拟分析发现:扩散型水合物藏在开采过程中有明显的地震信号变化,可以用时移地震对这类水合物藏的开采进行监测;渗漏型水合物藏的时移地震监测是否可行与其所含气体含量大小有关,气体含量低的可以用时移地震进行检测,气体含量高的是否能用时移地震进行检测要视具体情况而定.

天然气开采钻井固体废物处理处置及资源化技术的应用现状与展望

天然气开采过程产生大量的钻井固体废物,含有石油烃、无机盐及难降解有机物等有毒有害物质。水基钻井固体废物的pH一般为9~10,超出GB 18599—2001《一般工业固体废物贮存、处置场污染控制标准》中Ⅰ类场贮存及回填的技术要求;石油烃浓度为4690~15500 mg/kg,超出GB 36600—2018《土壤环境质量建设用地土壤污染风险管控标准(试行)》中第二类用地土壤污染风险筛选值;四川、重庆、新疆等部分气田由于地形复杂使用油基钻井液,可能会导致重金属、多环芳烃(PAHs)及石油烃浓度超标。钻井固体废物主要组分为SiO_(2)、CaO、Al_(2)O_(3),三者占比可达72%,包含了制备建筑材料必要的化学组分。在钻井固体废物的污染特性和化学组分解析基础上,系统地总结和分析了国内外钻井固体废物的处理处置技术,包括固化稳定化、生物降解、化学淋洗、井下回注、源头减量化技术等,阐述了各技术特点、处理效果以及资源化利用(如制砖、井场铺路、改良剂等)的研究状况,提出采用多种处理处置技术可有效降低钻井固体废物中的污染物浓度,而多元化的资源化利用途径可提高固体废物的利用率,具有较好的发展前景。建议从源头上对钻井固体废物进行分类分质处理,过程中开展多种处理技术联合应用研究,末端结合气田开发区域需求状况,探索路基土资源化技术工艺,以最大程度消纳钻井固体废物。

天然气开采引发灾害风险的防控管理问题初探

天然气开采属于高危作业,涉及到众多致灾风险因素,极易在天然气开采地区引发灾害事故,并可能造成不可估量的损失。本文根据天然气开采引发灾害风险的特点,设计了灾害风险的防控管理的基本流程,并初步分析了天然气开采项目中灾害风险管理人员的设置问题。