CO2置换法开采水合物井网系统及注采参数分析

为了探究井网系统及注采参数对水合物开发的影响,建立矿场尺度的非均质性水合物矿体三维模型,提出降压法辅助CO2置换法开采水合物的方法,并对井网形式、井距、CO2注气速度、生产井井底压力以及初始水合物饱和度等参数进行分析。结果表明:九点法井网相比于五点和七点法井网具有更大甲烷累积产气量和埋存率,并且大井距有利于增加甲烷累积产量,具有较好的埋存率和置换率;2.5 MPa井底压力的甲烷累积产气量和置换效率较高;CO2置换主要发生在井网的控制范围内,甲烷置换区域的储层温度上升5~10℃,CO2未波及区域储层温度下降3~5℃。

基于CO_2置换的低渗透储层岩心饱和方法研究

针对低渗透储层岩心的饱和难题,基于CO2置换吸附气的原理开发了低渗透储层岩心饱和方法和实验装置,通过饱水法孔隙度测量考察了该方法在26块低渗透储层岩心的应用效果。研究发现,该方法饱和后饱水法孔隙度比常规饱和方法饱和后的饱水法孔隙度平均增加0.54%,平均比氦气法孔隙度小0.14%左右,饱和效果有明显改善并近于完全饱和;饱水法孔隙度相对增量与泥质含量存在正相关关系,而与平均粒径、孔隙度、渗透率存在负相关关系,表明该方法在消除致密岩心吸附气对饱和影响方面有很好的针对性,可用于低渗透储层岩心的饱和。

CO_2置换联合热采技术开采天然气水合物可行性分析

对于海底浅层天然气水合物,常规的开采方法均不能进行相应的地层回填,进而会造成严重的地质灾害。从热采联合CO_2置换开采天然气水合物方法出发,针对该复合方法进行了理论论证,指明置换过程没有水合物笼形结构的液化,不会因为硬度的丢失造成地层失稳情况发生;另一方面,CO_2水合物强度远高于海底浅层疏松孔隙结构,在保证地质回填的同时能对海底浅层实现进一步加固处理。同时,通过热交换技术能够升高矿藏内部温度,从而加快置换反应速率,增大置换反应进行的程度,进而解决单一CO_2置换过程中置换程度小与置换效率低的问题。分析了CO_2注入压力、CO_2注入形态、反应温度、微波频率、微波功率等因素对开采天然气水合物过程的影响,为我国温室气体的存储、天然气水合物的开采和海底浅层地层维持稳定提供了理论支持。

甲烷水合物CO_2置换开采研究现状与展望

天然气水合物广泛存在于海底沉积物和大陆永冻区,是一种潜在的能源资源。CO2置换法开采天然气水合物,不仅可以从水合物藏中开采出天然气,还能够使空气中的CO2以水合物的形式长期埋存于地下。本文从可行性、微观机理及影响因素等方面,总结了甲烷水合物CO2置换法开采的研究现状,论述了目前研究中存在的问题及不足,并对以后的研究工作提出了一些展望和建议。

天然气水合物开采技术——CO_2-CH_4置换法最新研究进展

CO2-CH4置换技术作为一种既可生产CH4又能减少CO2排放的天然气水合物开采方法,近20年来得到了广泛深入的研究。该技术的优势是:当温度低于10℃,CO2水合物较CH4水合物在热力学上更为稳定,两者的置换反应在理论上是自发的,CO2水合物的形成有助于保持气体水合物藏的地质力学稳定性。但该方法也有缺点,CH4水合物周围CO2水合物的形成限制了CH4水合物的分解,孔隙空间中形成的次生水合物会堵塞可用于气体置换的渗透性通道,因此并不是所有的CH4都能被CO2所替换。近年来业界在CO2-CH4置换技术的室内实验、数值模拟和现场试验等方面取得了一些进展。未来主要的研究方向应是全面了解不同生产策略下CO2-CH4-CH4水合物-CO2水合物-水/卤水系统的行为和储层条件;开展更多的现场规模生产项目;数值模拟中需要考虑更多的组分和相态,了解和考虑更多的过程和机理,并结合室内和现场试验结果,考虑地质特性的影响;更深入地了解CO2和N2对CH4的驱替。

钻孔CO_2置换治疗慢性硬膜下血肿23例

慢性硬膜下血肿是一种较常见的颅脑疾患,好发于中老年人及小儿.以往的治疗方法为钻孔引流术,自1999年以来我院采用钻孔CO2置换术治疗慢性硬膜下血肿23例,取得了很好的疗效,现报告如下.

CH_4/CO_2不同浓度混合气体的吸附-解吸实验

选择山东菜园矿的气煤和山西古交矿的焦煤的平衡水煤样对不同浓度的CH4和CO2混合气体进行了吸附-解吸实验,分析了CH4和CO2在吸附-解吸过程中各组分浓度的变化规律,并探讨分析了实验过程中出现高压阶段吸附量小于低压时的原因.结果表明,不同浓度的CH4和CO2混合气体的解吸曲线都滞后于吸附曲线;相同条件下,焦煤的吸附量大于气煤的吸附量;CO2与CH4浓度之比越大,气体的吸附量越大;吸附过程中,CO2组分的吸附速率是先快后慢,而CH4组分的吸附速率先慢后快,解吸时则相反.吸附和解吸平衡时,游离相中的CO2浓度低于原始混合气体中的CO2浓度,CH4浓度高于原始气体中CH4浓度.实验结果证实了CO2在与CH4的竞争吸附中占据优势,注入CO2可以有效地置换或驱替煤层CH4,注入CO2气体的数量越大、相对浓度越高,单位压差CH4解吸率和CO2吸附率就越高.

注入CO_2提高煤层气产能的可行性研究

根据煤储层吸附—解吸机理 ,首次采用“解吸—注气—解吸”的实验方法 ,分别进行CH4 ,CO2 的吸附—解吸和CO2 注入置换煤层CH4 实验 ,模拟了煤层气井“排采—注气—排采”的增产途径和效果。结果表明 :在CH4 和CO2 二元体系的竞争吸附中 ,CO2 组分的吸附速率是先快后慢 ,而CH4组分的吸附速率先慢后快 ,解吸时则相反 ,反映出CO2 在竞争吸附中占据优势 ;注入CO2 气体的数量越大和相对浓度越高 ,单位压降CH4 解吸率和CO2 吸附率就越高。

不同温度条件下型煤吸附CH_4/CO_2混合气的实验研究

为研究不同温度条件下型煤对CH4/CO2混合气的吸附规律,利用自行研制具有温度调控功能的吸附实验装置,对型煤试件(φ50 mm×100 mm)进行不同浓度CH4/CO2混合气的非等温吸附实验。研究结果表明:在同一温度下,混合气中CO2浓度越大吸附量越大,CO2的吸附能力大于CH4,混合气吸附曲线介于煤对纯CH4和CO2两者之间,型煤对于混合气的吸附量明显小于相同条件的煤粉试样。不同温度下,同一实验压力吸附量出现了先升高后降低的趋势,在40℃时出现最大值;吸附平衡时,游离相中CO2的相对浓度普遍降低,在40℃时下降幅度最大。因此注入CO2可以有效置换煤层CH4,在40℃时CO2相对浓度越高,驱替效果越明显。

CO_2海洋封存的发展现状

全球气候变暖带来的危害促使国际社会在CO_2减排方面达成了共识,近年来备受关注的碳捕集与封存(carbon capture and storage,简称CCS)技术作为CO_2减排的重要手段,正处于快速发展阶段。CO_2海洋封存是CCS技术中实现CO_2减排的一项最具发展潜力的方法,认识其发展现状对于进一步研究CO_2封存具有重要参考价值。对CO_2海洋封存的发展现状作了具体分析,阐述了CO_2海洋封存的方法,包括海洋水柱封存、海洋沉积物封存、CO_2置换天然气水合物封存和海洋增肥4种方法。指明CO_2海洋封存现阶段存在封存成本极高、存在泄露风险、政策法规缺失和公众认知度低4个问题。建议应从完善法律法规、加强国际合作、重视监测技术、提高公众认知4个方面做好CO_2海洋封存下一步的研究与实践工作。

CO2与压裂地层置换规律实验研究

针对致密油藏注不进、采不出的开发难题和低产量、低效益的开发现实,基于国外对致密油藏CO2驱的成功案例,提出CO2干法压裂以及CO2置换相结合的开发思路。模拟干法压裂地层,开展了CO2置换实验,研究了焖井时间、焖井压力、返排压差等因素对CO2置换效率的影响。并借助CT扫描技术,对比实验前后岩心内流体的分布推测置换实验反应情况。实验结果表明:最佳焖井时间为12~24 h;焖井压力大于最小混相压力(20.56 MPa)时焖井后能取得较高置换效率;返排压差在6 MPa以上开发效果最佳。在压裂的致密油藏内,离裂缝距离中等的岩心部位置换效果最好,其次为靠近裂缝的岩心部位,而距裂缝最远的岩心部位置换效果最差。

不同煤阶煤注CO_2提高采收率对比及参数影响研究

为了得出不同煤阶煤注Co2置换Ch4后的采收率差异,分别采集新疆长焰煤、山西潞安贫煤和晋城无烟煤进行了纯Ch4吸附/解吸、Co2置换Ch4实验,利用多元混合气体等温吸附理论对纯甲烷解吸和Co2置换Ch4的采收率进行了计算,探讨了储层温度、平衡压力等参数对Co2置换Ch4采收率的影响。结果表明:与纯Ch4解吸相比,Co2置换Ch4能显著提高其采收率。变质程度越低,Co2置换效果越好。温度在2040℃时,温度对Co2置换Ch4采收率的影响较小;注入平衡压力较低时,置换效果相对更好。现场注入Co2的量要适度,注入太少置换效果将不明显。不同煤阶煤Co2置换Ch4提高采收率研究成果为现场注入参数优化提供了实验依据。

天然气水合物置换开采的能源效率研究

天然气水合物分解是一个相变过程,开采时涉及各种形式能量的消耗和转化,如电能、化学能、热能等。为了科学地评价天然气水合物开采技术的经济性,建立了以有效能()为核心的能源效率计算方程,并以CO2置换法开采天然气水合物为例,介绍任意生产周期内能源效率的计算方法和流程框图。在CO2置换开采天然气水合物的工艺过程中,注气量、产气量和产气中甲烷含量是三个关键参数,将产气量与注气量之比定义为采注比,分析采注比及产气中甲烷含量对能源效率的影响。结果表明:在设定条件下CO2置换开采天然气水合物的整体能源效率介于0.31~6.4之间;增大采注比,有利于提高能源效率;产气中甲烷的摩尔分率越高,气体分离的能耗越低,能源效率也可显著提高。因此,调控产气量和产气中甲烷摩尔分率是提高CO2置换法能源效率的主要途径。通过所建立的能效计算方程为天然气水合物开采工艺的优化提供指导。

超临界CO2在页岩气开发中的应用研究进展

以超临界CO2和页岩气为研究对象,针对超临界CO2在页岩气开发中的应用问题展开了讨论,论述了CO2压裂技术和CO2增强页岩气开采技术的研究进展。CO2增强页岩气开采技术(CO2-ESGR)被视为一种非常有前景的页岩气藏开发方式,能够实现对页岩气的有效开采。CO2不仅可以高效率驱替页岩气,还可代替水介质进行压裂增产作业,同时巧妙地将CO2这种温室气体埋存于页岩储层中实现地质封存,减少温室气体排放。实现页岩储层中CO2地质封存与页岩气开采的一体化,对环境保护和能源开发都具有重要意义。

天然气水合物CO2/CH4交换开采技术简介

水合物的开采方法可大体分为以下4类:(1)热力法,提高地层温度至水合物平衡温度以上;(2)降压法,将地层压力降至水合物平衡压力以下;(3)注化学抑制剂,向地层注入水合物热力学抑制剂,打破水合物原有平衡;(4)CO2置换法。CO2置换法不是以分解水合物的方式获得CH4,CO2水合物的二次生成维持了地层的稳定性。避免了其他三种方法带来的海底滑坡等环境隐患。阿拉斯加北坡的IgnikSikumi现场试验成功的证明二氧化碳可以注入一个充满水合物的含水储层,CO2/CH4交换技术的应用在未来可能具有商业可行性。

利用CO2-ECBM技术在沁水盆地开采煤层气和埋藏CO2的潜力

利用CO2-ECBM技术在深部煤层进行CO2埋藏不仅对减缓全球气候变暖具有重大意义,而且能够促进煤层气增产,是CO2减排最有效方式之一。沁水盆地为一NNE复向斜构造,其边缘地区由于断裂发育、强水动力条件和煤矿的开采,不利于CO2埋藏。盆地中心区稳定的构造环境、弱水动力条件及良好的区域性盖层为CO2埋藏提供了很好的保存条件。依据前人关于CO2/CH4等温吸附特性相关实验参数,初步评价了CO2-ECBM技术在沁水盆地开采煤层气和埋藏CO2的潜力。结果表明:CO2-ECBM技术可使沁水盆地煤层气可采量增加1.04×1012m3,埋藏CO2量可达47.7×108t。

注CO2提高煤层气采收率的模拟实验研究

根据煤储层的吸附/解吸机理,模拟煤层气井"排采-注气-排采"的生产过程,进行CH4、CO2的单相气体吸附/解吸和CO2注入置换煤层CH4的实验,得到了CH4和CO2二元气体相组分变化数据和CH4和CO2混合气体的相分离图解.结果表明,在CH4和CO2二元气体的竞争吸附中,CO2组分的吸附速率是先快后慢,而CH4组分的吸附速率先慢后快,解吸时则相反.反映了CO2组分在与CH4组分的竞争吸附中占据优势,优先被吸附;同时发现注入气体数量越大,注入气体中CO2组分浓度越高,单位压降下的CH4解吸率和CO2吸附率越高.实验结论对工业规模的煤层气开发试验具有一定的指导意义.

南海北部二氧化碳对天然气水合物形成与分布的影响

南海北部天然气富含CO2等非烃气体,非烃气体对于水合物既有建设性,也有破坏性。含CO2的天然气向上运移渗漏到浅层,条件适当时,CO2可作为碳源,被还原成CH4,在浅层形成水合物成藏。选取南海北部的几组不同CO2、N2含量的气体组分进行的实验表明,含CO2的天然气形成水合物的温度比纯甲烷水合物要高,致使水合物的赋存深度增加,从而拓展了水合物稳定带的厚度。高含CO2的天然气藏发生强渗漏并运移至上覆甲烷水合物层时,CO2可能会置换甲烷水合物中的甲烷,使原有的水合物矿藏遭受破坏或甲烷饱和度下降。