低渗透煤层气注热开采热-流-固耦合数学模型及数值模拟

为得到低渗透煤层气藏注热开采过程中煤层气渗流运移规律,探索原地煤层在注入蒸汽加热后对煤层气产量的影响,基于煤体渗透率、孔隙度随温度、应力,气体导热系数、杨氏模量、泊松比随温度变化的关系,综合运用渗流力学、岩石力学、传热学等相关理论,建立了低渗透煤层气注热开采过程煤层气渗流热-流-固多物理场耦合数学模型,采用多井开采方式进行了注热开采过程煤层气渗流规律的数值模拟。数值模拟结果表明:煤层注热10 d抽采100 d后,由于煤层的导热并伴有煤层气的对流传热,煤层平均传热速度为66.25 mm/h,注热开采造成储层压力降是无注热抽采压力降的2.45倍,在温度应力耦合作用下,煤层气注热抽采量是未注热抽采量的2.2倍,注热开采是低渗透煤层气增产的有效途径。

天然气水合物注热开采数学模型

根据热力学第一定律及天然气水合物分解机理,在合理假设基础上,建立了包括物质守恒方程、能量守恒方程、分解动力学方程及辅助方程的天然气水合物注热开采数学模型。对数学模型进行差分处理得到差分方程组,采用隐式求解压力、显式求解饱和度(IMPES)的方法,考虑天然气水合物分解的压力、温度平衡条件,对模型进行求解,据此编制了数值模拟器。数值模拟器很好地拟合了注热开采实验的产气速率和温度分布,验证了数学模型的有效性。数值模拟及注热开采实验分析表明,天然气水合物注热开采可分为自由气释放、水合物分解及边界效应3个阶段,水合物分解存在分解前缘,注入端一侧水合物大部分已经分解,出口端一侧水合物分解较少,饱和度较高。

天然气水合物热开采技术研究进展

对天然气水合物热开采技术的研究进展进行了综述,概括了热开采技术研究的基础实验和数值模拟,分析了天然气水合物分解动力学研究,传热、传质对分解的影响及多孔介质和水合物地层中水合物开采规律.研究表明,热开采技术作为强化供热开采方案,可弥补常规开采效率低的缺点;对水合物分解热力学和动力学的实验研究已能满足对水合物热力分解认识的基本要求,但沉积物内的水合物热力学性能研究尚需深入;模型研究已从一维单相发展到复杂的三维多相数值模型,通过单个或多个模型的综合分析已能达到实际水合物藏开采计算的要求.最后指出了热开采天然气水合物尚存在的问题和研究方向.

增强型地热系统垂直裂隙热储热开采过程数值模拟

增强型地热系统(Enhanced Geothermal System,EGS)作为开采深层地热资源最为有效的方法已经成为国际研究热点。充分探究EGS运行时热储内热量的开采过程对评估EGS性能及今后EGS商业开采过程中工程优化控制有着重要意义。文章建立了平行相间的垂直裂隙系统EGS开采模型,运用FLUENT软件对多平行垂直裂隙情形下增强型地热系统热储热开采过程进行了数值模拟。同时,通过改变对热储热开采过程有影响的裂隙宽度和水流速度两个参数,对比研究了其对热储热开采过程的影响。研究结果显示,裂隙宽度和水流速度对热储热开采过程影响较大,且影响效应几乎一致。当裂隙宽度为1 mm、裂隙水流速度为1 cm/s时,开采20 a时间内无论是裂隙宽度扩大1倍还是水流速度提高1倍,对热储内经济可用热能的开采率提升均超过25%,对热储内热能开采速率提升达到252%。

天然气水合物注热开采实验研究

注热开采产气速度的稳定性主要受温度场变化的影响,即受注水速度、注水温度和模型热物性的共同控制。应用研制的天然气水合物(NGH)合成与开采实验系统,进行NGH注热开采实验研究。该实验系统热量损失大、换热效率和热利用率较低,实验条件下的最优注水温度为81.44℃。根据实验数据得到的实际NGH藏换热效率可超过6,因此从能量角度评价注热开采是可行的。通过优化注热水的温度、速度等参数,采用'热水段塞+常温水驱替'、注热与降压联合开采、减少管线热损失等措施,可以大大提高注热开采的效益。

天然气水合物藏注热开采敏感参数分析

天然气水合物作为一种潜在的未来能源,其开采已经成为天然气工业新的研究热点。基于水合物藏热力开采的机理,建立了数学模型并编制了软件,对影响水合物藏注热开采效果的参数进行了敏感性分析。结果表明,分解前缘移动速度和累积产气量主要受孔隙度、注热温度、初始水合物饱和度、水合物藏初始温度、分解区导热系数和热扩散系数的影响,而未分解区的热力学参数对注热开采影响不大,该研究对今后水合物藏的注热开采具有一定的指导意义。

天然气水合物注热开采近井储层变形破坏的数值模拟研究

为了研究海洋地层中天然气水合物注热开采条件下,水合物沉积层近井储层的力学性质变化规律和变形破坏规律,基于多场耦合理论,考虑水合物分解产生的水、气形成的超静孔隙压力对地层有效应力的影响,建立了能够反映水合物注热分解条件下水合物沉积层温度场、渗流场和变形场耦合作用关系的热流固耦合弹塑性模型,并以ABAQUS软件为开发平台,在Fortran语言环境下编制子程序进行数值模拟。结果表明:注热温度越高,近井储层力学性质劣化的区域与有效应力减小的幅度越大,发生塑性变形破坏的范围和产生的等效塑性应变值也越大;井口最小水平地应力方向的有效应力值最小,等效塑性应变值和体积应变值最大,是首先发生变形破坏的关键位置;井口同一位置的有效应力随注热温度的升高而减小,而体积应变则随注热温度的升高而增大。

天然气水合物注热开采热前缘传热方式探讨

为了探讨注热开采天然气水合物(以下简称水合物)过程中控制热前缘移动的主要传热方式、判别目前大多数解析模型只考虑热传导而忽略热对流影响的处理方式是否合理,在室内进行了注热开采水合物实验,并将所得结果与Selim解析模型的计算结果进行了对比分析。结果表明:(1)热前缘推进速度随注热水速度的增大而增大,而随注热水温度的升高则变化不大,说明热对流是促进热前缘移动和水合物分解的关键因素;(2)在同等条件下,实验测定的热前缘移动速率是上述模型计算结果的10倍左右,结果差异如此之大主要是因为后者仅考虑了热传导传热方式;(3)计算得到注热开采水合物过程由热传导传递的热流量仅占总热流量的6.04%,而通过热对流传递的热流量则占总热流量的93.96%,通过热对流传递的热流量是通过热传导传递的热流量的15.56倍。结论认为,热对流是控制注热开采水合物热前缘移动的主要传热方式,目前大多数解析模型只考虑热传导这一种传热方式而忽略热对流影响的处理方式是不合理的,应同时考虑热对流、热传导两种传热方式才符合实际情况。

低渗透煤层气注热开采过程效率分析

为获得低渗透煤层气藏注热开采过程中煤层气抽采热效率及能量效率,探索注热参数对煤层气产量的影响,综合运用传热学、物理化学等相关理论,建立低渗透煤层气藏注热开采过程的热效率及能量效率的数学模型,并对所建立的数学模型进行解析求解。

气-固耦合作用下煤层气注热开采热量迁移规律数值模拟

为获取气固耦合作用下煤层气注热开采过程热量分布规律,探究煤层内气-固体系吸热量的影响因素,采用自行研制的三轴煤层气解吸热量测试验装置,在实验室中对柱状原煤进行了不同轴、围压条件下煤体甲烷解吸过程温度及热量变化测定,利用温度补偿原理获取了解吸热与解吸量关系理论模型,利用COMSOL Multiphysics软件进行了煤层气注热开采过程热量迁移规律数值模拟。结果表明:解吸热随解吸量呈指数增长趋势;模拟结果显示井间距为60 m时相较于40 m时煤层吸热量更快达到稳定,吸附气体吸热量升高持续时间为井间距40 m时的1.9倍;解吸热量在注热温度为593 K时较注热温度为493 K时增加15.97%,且达到最终解吸热量稳定时间减少21.4%。对比分析得到,在单井注热开采条件下,增大井间距和提高注热温度均可以不同程度影响热量在煤层中迁移、增大解吸热量并促进解吸作用,进而大幅度提升煤层气井筒累计产量。研究结果可为低渗透储层煤层气高效安全开采及煤层气注热开采工艺方案优化提供理论支撑。

天然气水合物一维注热开采影响因素实验研究

水合物热采实验中,注热水的速度与温度影响分解进程和水合物层的温度、压力分布。为了探究不同因素对水合物一维注热开采的影响,实验采用间歇注气的方法增量合成水合物,合成饱和度为40.2%的水合物,可保证水合物均一分布在一维填砂管的多孔介质中,使注热水过程中热水均匀推进。模拟注热开采实验结果表明,为了加快开采速度,在技术可行与安全生产范围内,可适当增大注热水的速度;升高注热温度也可加快分解进程,但也会降低能量利用率,因此应在一定范围内选择合适的注水温度;另一方面,相比于不同温度,不同速度下平均分解前缘移动速率变化幅度更大,即相比于热传导,对流换热对前缘移动速率的影响较大。

稠油开采中多元热复合流体相态的研究进展

稠油的储量远超常规石油的储量,但因稠油黏度大和密度大的特点而难以开采,高效经济开发稠油已成为石油领域的研究重点。热复合开采技术是目前高效开发稠油油藏的关键技术,其中多元热复合流体的相态特征是稠油油藏开采流程设计与评价的关键。为此,从热复合开采技术中的混合气体系和稠油-气体系2个方面,系统地阐述了多元热复合流体相态的实验和理论研究现状。对于混合气体系相态,多采用静态法进行实验测试,使用状态方程结合混合规则进行理论预测,CO_(2),N_(2),H_(2)O和CH_(4)等常见气体分子组成的二元体系的相态测试趋于成熟,但缺少多元体系的测试数据与预测模型;对于稠油-气体系相态,总结了一般性实验流程与近年实验结果,提出一种加速油气相平衡的新型实验装置构想,指出目前理论预测在气体种类、注气量、气体扩散模型、二元相互作用系数等方面的不足。进而对多元热复合流体相态研究提出展望,以期促进热复合开采技术进一步的机理研究与参数优化。

热流固耦合作用下滑脱效应对煤岩低温渗透性的影响

【目的】增加煤储层渗透性是提高煤层气采收率的关键技术,原位注热开采是强化煤层气开采的有效方法。【方法】为了探索热流固耦合作用下煤储层渗透率的变化规律,进行了不同埋深不同温度无烟煤渗流试验,并对结果进行理论分析研究。【结果】1)三维有效应力作用下,无烟煤渗透率随温度和孔隙压力的变化呈“V”形,具有明显的回弹现象,随埋深的增加而减小。当孔隙压力小于临界孔隙压力,温度小于70℃时,煤体渗透性主要取决于滑脱效应。当孔隙压力大于临界孔隙压力,温度大于70℃时渗透性主要取决于热膨胀和孔隙压力对裂隙的张开程度,热刺激对渗透率的影响远大于孔隙压力。2)临界孔隙压力介于1~1.5 MPa之间,滑脱效应随温度的升高对渗透率的影响在逐渐减小,而且影响减小的梯度随埋深的增加而增大。3)裂隙张开度系数随温度升高和埋深增加而增加,但温度越高,不同埋深下渗透性对孔隙压力作用的敏感程度变化越小。【结论】这些研究结果进一步丰富了原位注热开采煤层气理论,并对煤层气的强化增渗开采提供有价值的参考数据。

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10d、开采100d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1.57m/d,注热10d后,中心井35m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20m井间距注热开采累积产气量是五井模型30m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。

高温三轴应力下煤中甲烷生成特征及在注热开采瓦斯中应用

煤层注热可以提高瓦斯解吸率和煤层渗透率,是低渗透煤层瓦斯开采的有效方法。为确定该方法实施中合理的注热温度,利用600℃20 MN伺服控制高温高压岩体三轴试验机,模拟研究了处于500 m原岩应力状态下,大尺寸无烟煤、气煤(Φ200 mm×L400 mm)在20~600℃的热解产气及甲烷生成特征。无烟煤和气煤热解产气量均呈现明显的阶段性。无烟煤在200℃之前无气体析出,400~450℃和550~600℃为产气量峰值段,其余温度产气量较少;气煤在130℃开始有气体析出,250~300,450~500,550~600℃这3个温度段内热解产气量较大,是产气的峰值温度段。2种煤样在温度低于300~350℃热解产气速率较低,高于该温度后,产气速率迅速增大。煤阶是影响二者产气特征差异性的主要原因。低于200~250℃时,热解气体中的甲烷主要来源于原始煤体中吸附态甲烷,350℃后析出的甲烷主要来源于煤体本身的解聚和分解。结合试验煤种渗透率和热变形随温度变化特征,确定低渗透煤层注热开采瓦斯合理的注热温度为250~300℃。

考虑蒸汽相变煤层气注热开采数值模拟研究

为研究蒸汽相变对煤层气注热开采的影响,首先,基于传热、传质和应力守恒原理,建立考虑蒸汽相变影响的煤层气注热开采热-流-固耦合三相二组分模型;其次,采用有限容积法离散和牛顿-拉夫逊迭代对耦合模型进行求解;最后,利用二维五井注采物理模型,分别对注250℃蒸汽、250℃热水和直接抽采3种方案进行数值模拟研究。结果表明:在设定相同注采压力和注采时间下,注蒸汽质量低于注热水质量,但由于蒸汽相变潜热影响,注蒸汽后煤层井底附近温度高于注热水;注蒸汽后煤层气累计抽采量得到明显提高,统计得到抽采100 d时,注蒸汽后煤层气累计抽采量比直接抽采提高17.5%,而注热水后累计抽采量比直接抽采降低9.8%,说明注蒸汽比注热水更有利于煤层气开采。

基于嵌入式离散裂缝模型的增强型地热系统热—流—力—化耦合分析

增强型地热系统(以下简称EGS)在长期取热过程中会受到流(Hydraulic)、热(Thermal)、力(Mechanical)、化(Chemical)等多种物理场的综合作用影响。虽然嵌入式离散裂缝模型(以下简称EDFM)能够有效模拟裂缝型储层中流场、温度场、力场和浓度场的变化,但目前基于EDFM的热—流—力—化(以下简称THMC)四场耦合的相关研究和认识还不足。在考虑储层非均质性、物性参数变化和水—岩反应的基础上,基于EDFM建立了裂缝型储层的THMC四场耦合模型,对EGS运行过程中的流场、温度场、位移场和浓度场的时空演化进行了模拟分析。研究结果表明:(1)当基岩渗透率较低时,开采温度下降缓慢,EGS可维持较长年限的较高开采温度,但渗透率较低时会造成开采井质量流率减小,进而影响净取热功率;(2)当裂缝渗透率或裂缝开度发生改变时,EGS均可维持一定年限的较高温度稳定输出,随后出现不同幅度的下降,但当裂缝渗透率增大到一定值或者裂缝开度减小到一定值时,改变裂缝参数对开采温度的影响减弱;(3)当EGS运行40年时,采用变物性流体比采用常物性流体计算的开采温度偏低22℃,而考虑水—岩反应的开采温度偏低了15℃,储层平均孔隙度值增大12.5%。结论认为:(1)在对长期运行的EGS进行研究时,应综合考虑储层岩石参数、注入流体物性以及水—岩反应等因素的影响;(2)未来应考虑储层其他矿物组分的化学反应、力学变形对流—热—化三场影响的双向耦合,以便为EGS储层的工程开发和利用提供更准确、可靠的预测。

一种新的海洋浅层水合物开采法——机械-热联合法

天然气水合物是国家的战略能源之一.天然气水合物分解相变使其开采难度高于常规化石能源.国际天然气水合物试验性开采表明通过降压、注热等方法难以满足商业化开采的需求,尤其在水合物位于浅层、软土情况下,持续稳定且高效率的热量供给是其瓶颈.天然气水合物机械-热联合开采是一种新概念模式,即通过粉碎水合物沉积物通过管道输运并在内部分解,这样既增加了传热的表面积,又利用海水热量和对流传热提高了能量供给效率.分析表明:利用该方法开采时水温过高会导致水合物分解过快而产生不稳定流,温度过低又导致水合物二次生成或结冰;水流流速既要能使被粉碎的水合物沉积物颗粒悬浮和流动,又不能导致流动失稳.为了实现高效安全的机械-热水合物开采,经过初步分析提出原位水合物地层粉碎的颗粒直径设定在0.1～1.0 cm之间,控制水流速度为0.22～0.67 m/s,温差保证在5 K以上,混合物中水的体积分数大于0.85.

低渗煤层气注热开采渗透规律研究

为分析低渗高储煤层注热开采时的渗透规律,通过实验室试验分析得出了山西许村煤矿3号煤在温度作用下渗透率发生巨变的渗透率临界阈值温度为350℃;通过理论分析得出了低渗储层注热开采的热-流-固数学模型,并基于该模型对热-流-固耦合作用下低渗储层注热开采的渗透规律进行了数值模拟研究,研究结果表明:随着注热时间的增加,储层渗透率也在不断的增大,当注热时间达到5 h时,储层渗透率较原始渗透率增加14倍左右,注热效果明显,5 h之后,注热对于储层渗透率的变化影响不大。

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。