天然气水合物CO_(2)+N_(2)驱替置换动力学研究

为了确定开采天然气水合物过程中注入混合气体(CO_(2)+N_(2))的置换动力学常数,采用室内实验和化工热力学计算等研究方法,在驱替置换温度为274.15 K、置换驱替压力为3.7 MPa的条件下,对3组混合气体驱替置换天然气水合物过程中的置换推动力、水合物置换速率和水合物置换速率常数进行研究,并基于置换动力学模型反演得到水合物置换动力学常数。结果表明,水合物置换过程中,混合气体(CO_(2)+N_(2))的置换推动力和水合物置换速率均随置换时间的增加而快速减小,3组实验中的CO_(2)水合物生成动力学常数较为接近,平均值为0.0252 mol/(h·m^(2)·MPa),对应的CH4水合物分解力学常数也较接近,平均值为0.0316 mol/(h·m^(2)·MPa)。在水合物体系相同的条件下,水合物置换动力学常数只与置换温度和置换压力有关。研究结果对应用混合气体(CO_(2)+N_(2))驱替开采天然气水合物的动态预测具有重要的指导意义。

不同注气压力下CO_(2)驱替置换CH_(4)试验研究

现有的CO_(2)驱替置换CH_(4)研究大多针对微观的注气驱替机理和宏观的驱替置换效率影响因素方面,且多为模型层面的理论分析或模拟试验层面的多因素分析,具有针对性的物理模拟试验及量化分析较少。针对上述问题,利用注CO_(2)气体驱替煤层CH_(4)试验系统,研究了不同注气压力下的驱替过程中煤体内CO_(2)驱替CH_(4)的渗流扩散演化规律和时变特性,分析了全过程中出气口CO_(2)、CH_(4)浓度、累计CH_(4)驱替量及驱替置换比等方面的变化规律,利用物理模拟试验探究注气压力对驱替置换效率的影响规律,并进行了量化分析。试验结果表明:①不同注气压力下的CO_(2)、CH_(4)气体浓度变化趋势基本一致,可划分为原始平衡阶段、动态平衡阶段和新平衡阶段3个阶段,随着注气压力依次增大,CO_(2)、CH_(4)气体打破原始平衡阶段的时间逐渐缩短,动态平衡阶段时间增加,而新平衡阶段的时间大致相同。②不同注气压力下,累计CH_(4)驱替量随着注气时间的增加而增加,增加速率先快后慢,最终趋于定值。注气压力由0.6 MPa升至1.4 MPa,累计CH_(4)驱替量增加,驱替置换比由4.99降至4.10,即驱替置换单位量CH_(4)所需吸附的CO_(2)量减少,驱替置换效率提升。注气压力为1.4 MPa时驱替置换比最小,驱替效率最好。该结论可为低渗透性煤层开展CO_(2)-ECBM相关技术理论研究及现场技术实施中注气压力参数的选取提供参考。

注气条件对CO_(2)置换驱替CH_(4)影响的实验研究

为研究不同注气压力与注气温度对CO_(2)置换驱替煤层CH_(4)的影响规律,利用Materials Studio分子动力学模拟软件,通过煤体在2元组分混合气体间的竞争吸附量、竞争吸附热及能量分布等变化规律,从微观研究煤吸附CH_(4)与CO_(2)之间的机理,并利用物理实验平台,选用3种高变质程度煤进行注CO_(2)置换驱替CH4实验。结果表明:同一种变质程度煤,随着注气压力或注气温度的增大,置换率呈增长趋势、驱替比呈下降趋势、CO_(2)突破时间变短;相同注气压力与注气温度时煤的变质程度越高,置换效率越大、驱替比越小、CO_(2)突破时间越长。并且注气压力对于CO_(2)置换驱替CH_(4)的效果要优于注气温度。

超临界CO_2驱替煤层CH_4装置及试验研究

自主研发了MCQ-Ⅱ型大试件(100mm×100mm×200mm)超临界CO2驱替煤层CH4试验装置,该装置不仅能够保障试验过程中CO2始终处于超临界状态,而且可测量煤体吸附过程中的体积膨胀。借助本装置对同一温度不同体积应力条件下的超临界CO2的渗透性及其驱替CH4效果进行了试验研究。试验结果表明:在50℃、恒定体积应力为48~60MPa条件下,超临界CO2的渗透率与注入渗透压呈正相关关系,与体积应力呈负相关关系。超临界CO2在煤体中的渗透特性远远高于其在常态条件下的渗透性。试验同时发现,超临界CO2在煤体中的吸附量与孔隙压力及体积应力均呈正相关,在48和60MPa的体积应力下,单位体积的煤体分别可累计吸附10.82~17.52体积和16.12~20.40体积的CO2;试验还测得了不同条件下煤体吸附CH4、超临界CO2及超临界CO2驱替煤体CH4过程中,煤体体积膨胀百分比。在超临界CO2驱替CH4试验中,2号焦煤煤样试件中注入气体体积(包括CH4,CO2)均小于1号弱黏煤煤样,但是两煤样中的CO2/CH4置换比及CO2最终储存率相当,分别为4.01/4.16,20.05%/20.09%。

南川常压海相页岩气注CO_(2)吞吐提高采收率工程实践

当前研究实验和模拟论证了注CO_(2)吞吐提高页岩气采收率的理论可行性,然而其实际工程效果尚未得到现场试验的验证。为此,基于四川盆地南川常压海相页岩气藏地质赋存及生产特征,开展了页岩等温吸附和CO_(2)—CH_(4)竞争吸附机理研究,实施了国内首次常压海相页岩气衰减井CO_(2)吞吐现场试验,并提出了构建成套技术体系的攻关方向。研究结果表明:①气井生产到后期进入低压低产阶段,表现出地层能量不足的特征,是提高气井采出程度的重要阶段;②常压页岩的CH_(4)和CO_(2)吸附能力明显高于低压或高压页岩,采用CO_(2)提采更具可行性和必要性;③相同条件下的常压、高压和低压3组页岩样品均表现出对CO_(2)的吸附量大于对CH_(4)的吸附量,且对气体的吸附能力依次为南川(常压海相)页岩>长宁(高压海相)页岩>延长(低压陆相)页岩;④试验井注CO_(2)吞吐增产效果明显,页岩气单井预测最终可采储量(EUR)从0.75×10^(8) m^(3)上升到0.90×10^(8) m^(3),单井控制储量5.186×10^(8) m^(3),预计采收率提高了2.9%。结论认为:①实施的国内首次常压海相页岩气衰减井注CO_(2)吞吐试验取得突破性进展,为我国页岩气井提高采收率技术研发与应用提供了重要借鉴与参考;②亟需开展页岩气衰减井CO_(2)提采资源潜力与时机评估、提采效果定量评价与工艺优化等研究,并形成页岩气衰减井注CO_(2)吞吐提高采收率成套关键技术及标准体系。