中试装置内水合物注抑制剂的分解规律

单纯降压法开采天然气水合物容易遇到地层传热速率慢的问题导致体系温度压力长期处于相平衡状态,因而严重拉长了开采时间。为解决降压法开采过程中低温区域水合物分解过慢的问题,本文利用三维装置研究了注化学剂法开采过程中水合物分解和产气规律。根据反应釜内温度和压力的变化,全面分析了注入过程、焖井过程对水合物分解的影响。结果表明,对于单井吞吐法,在注入抑制剂阶段可以刺激水合物快速分解,但不宜采用过大的注入量和过多的注入次数,过大的注入量和注入次数会增大堵塞风险导致开采时间被大大延长。相较于小型实验装置,中试级别实验由于注入时间长,抑制剂在注入阶段已经得到较为充分的运移,因而焖井时间不能过长,控制在40min左右为宜。     

热盐水分解甲烷水合物实验研究

利用一维开采模拟系统,注入NaCl水溶液,进行甲烷水合物分解过程和开采模拟研究.结果表明在NaCl水溶液的作用下,甲烷水合物降温吸热分解.气体产出过程可以分为自由气产出阶段,水合物分解阶段以及水合物分解结束后常规气藏的气体产生阶段,而NaCl的加入可以提高水合物分解阶段的产气速率.在自由气产出期间基本没有水产出,在水合物分解期间,产水速率稍高于注水速率,水合物分解结束后,产水速率等于注水速率.     

二元复合技术开采天然气水合物可行性分析

目前常规的天然气水合物开采方法均处于试验阶段,针对单一开采方法均表现出不同程度的缺点,本文提出了一种二元复合的开采天然气水合物技术。通过对现有的五种常规开采方法进行二元随机组合,在技术、经济、环境安全可行性等几个方面上对组合后的十种方法进行理论可行性分析。结果显示热采联合降压法、热采联合地面分解法、热采联合置换法、注抑制剂联合地面分解法、注抑制剂联合置换法初步显示具有较好的理论可行性,对于剩余的五类二元复合开采方法,由于经济效益差、环境污染大、安全可控系数低等条件限制,目前还不具备理论可行性。提出了二元复合开采天然气水合物的理论技术思路,并通过对二元复合开采技术进行理论分析,总结出较目前常规单一开采方法具有一定理论优势的开采技术,以期为天然气水合物的稳定试采研究提供借鉴意义。     

蒸汽吞吐主要参数对开发效果影响研究

在普通稠油油藏开发过程中,蒸汽吞吐通过注蒸汽、焖井、开井生产三个阶段可以降低原油粘度,改善流度比,从而降低残余油饱和度,提高驱替效率,是一项有效的开采稠油的方式。蒸汽吞吐的开发效果是热采参数综合作用的结果。本文通过数值模拟的方式,系统的研究了注汽强度、注汽速度、焖井时间、排液时间对开发效果的影响,对普通稠油油藏开发具有提供相应的参考     

热盐水开采天然气水合物的热力学评价

将多孔介质中天然气水合物在热力作用下的分解过程看作一个移动边界问题,在求解等温边界条件下水合物地层中分解区和未分解区（水合物区）温度场的基础上,推导出热力法开采水合物过程中开采热效率（用于水合物分解的热量与输入热量之比）和能量效率（开采所得甲烷气体的总热值与输入能量之比）的解析表达式.在相同水合物地层条件下,对比注入热盐水（采用NaCl溶液）和热水两种开采方法,得出热盐水中盐的浓度（简称盐度）对开采热效率等的影响.计算结果表明,采用热盐水开采热效率一般在40%～70%.在开采温度300～450 K、盐度0～15%的条件下,热力法开采水合物的能量效率在7.4%～11.3%之间.     

二氧化碳置换法模拟开采天然气水合物的研究进展

目前实验室模拟开采天然气水合物(NGH)的最主要的方法为外激法,通过注热、降压等方式使水合物分解释放出甲烷(CH₄),外激法最大的问题在于水合物的分解容易造成地层结构变化,导致地质斜坡灾害。利用二氧化碳(CO₂)在水合物相中置换开采CH₄,由于置换过程发生在水合物相中,不改变水合物相结构,因此可以降低地质灾害风险。本文全面介绍了利用CO₂在水合物相从NGH中置换CH₄的研究进展,从置换可行性、动力学模型、模拟研究、实验研究等方面对当前的研究进行了综述,并为进一步发展置换法开采CH₄技术指出了方向。     

三维中试装置内水合物降压分解动力学规律

利用196L三维装置研究了含下伏气层水合物藏的降压分解规律。对比研究了单竖直井实验和竖直井-水平井双井开采的实验,实验结果表明,过大的降压幅度可能会导致开采井被雾沫夹带的水堵塞,对于含下伏气层的水合物藏,反应釜底部和近井区域由于局部气流速度过快导致更严重的温降。建立了经典格式的分解动力学模型,结果表明,对于三维装置,单独利用推动力和分解速率并不能准确反映水合物实际分解状况。利用水合物剩余分解比例校正后,推动力和分解速率呈线性关系,单井实验所拟合参数k=0.284mol/(min·MPa)与双井降压实验 k=0.279mol/(min·MPa)可以互相验证。     

热力法开采天然气水合物的模拟实验研究

在天然气水合物一维开采模拟系统上进行了模拟热力法开采天然气水合物的实验研究. 使用甲烷气体与NaCl溶液在一定温度和压力条件下形成水合物. 通过以不同速率注入不同温度的热水,研究了热力法开采水合物过程中含水合物沉积物的温度分布以及甲烷气体、水生产规律. 结果表明,在整个分解过程中,气体生产速率随时间增加而增加,直到达到最大值后开始下降,而水生产的速率几乎保持恒定. 通过对实验结果的能量分析表明,热力开采的能量效率在0.38~2.59之间. 注入热水的温度、速率以及沉积物中水合物的饱和度对热力法开采水合物的能量效率有重要影响.     

多孔介质中甲烷水合物不同分解方法实验研究

冻土区天然气水合物是未来能源的重要补充,然而冻土区天然气水合物的开采研究还处于初级阶段。本文利用一维水合物分解实验装置,在1.24～1.35 ℃以及2.83～2.89 MPa温度压力条件下,模拟冻土区天然气水合物降压定压分解以及注热水定压分解实验研究,分析降压分解及注热水分解过程中温度、压力、产水以及产气随时间变化特性及能量效率。研究结果表明,分解过程产气可分为自由气释放、水合物分解以及残余气体产出3个阶段,实验过程中温度先降后升,降压分解过程与注热水分解自由气产出阶段基本没有水产出,而在水合物分解阶段,产水速率与注水速率相等。注热分解过程中能量效率先升后降,注热量越大,能量效率越低。     

天然气水合物热采数值模拟研究

天然气水合物是一种重要的新型能源。在数值模拟方面,目前国内还没有较完善的天然气水合物注热开采数值模拟软件。本文在调研了国内外关于天然气水合物开采的数学模型的基础上,建立三维三相五组分水合物注热开采数学模型,模型中特别考虑了盐这种抑制剂对水合物分解的影响。模型中包含:各组分质量守恒方程,能量守恒方程,水合物分解动力学方程;考虑了气水两相渗流过程、热对流、热传导,更兼顾考虑了水合物层与盖底层的热交换的影响,使模型更完善。     

缝洞油藏注气吞吐优选和技术界限优化设计

缝洞型油藏一直以来都是开发过程中十分具有挑战的课题,在我国也已发现大型底水整装缝洞型油藏。由于底水十分发育,水平井快速见水,油藏整体采收率20%左右。首先通过实验对比注入N_2和CO_2进行吞吐的效果分析,研究证实针对缝洞底水油藏的特殊情况,高含水水平井中进行注气吞吐时,虽然注入N_2可以有效保持储层压力,但是注入CO_2能够更加有效的降低含水率和提高采收率(相比较注N_2,提高了10%以上),同时CO_2吞吐效率(50%)要高于底水驱效率(30%)。仿真数值模拟结果表明,针对TK907井,最佳工艺为注气速度50 t/d,注气量481 t,焖井22天和吞吐2轮次。     

Warm water flooding of confined gas hydrate reservoirs

Large quantities of natural gas hydrate are present in marine sediments along the coastlines of many countries as well as in arctic regions. This research is aimed at assessing techniques to produce natural gas from marine hydrate deposits. A multiphase, multicomponent, thermal, 3D simulator is used, which can simulate production of hydrates both in equilibrium and kinetic modes. Three components (hydrate, methane, and water) and four phases (hydrate, gas, aqueous-phase, and ice) are considered in the simulator. In this work, we simulate warm water flooding and depressurization for hydrate production from a confined reservoir with a hydrate layer underlain by a water layer. Water flooding has been studied as a function of injection temperature, injection pressure and production pressure. For high injection temperature and high production pressure, warm water injection is preferred over depressurization; an increase in injection pressure increases the heat influx to the reservoir making the gas production faster. If a low pressure can be maintained at the production well or the injection temperature is not high, then just depressurization is the best method of production. As reservoir porosity and permeability increase and the heat transfer coefficient to the over- and under-burden decreases, the warm water injection process becomes more favorable.     

应用化学添加剂提高超稠油水平井周期吞吐效果

针对超稠油水平井的区块特性及原油物性,在完井后用粘土防膨剂溶液替泥浆,防止泥浆污染,优选化学添加剂,并形成系列配方体系,提高油井采注比和油汽比;优化施工工艺,提高药剂的有效利用率,最终实现改善超稠油水平井周期吞吐效果的目的.现场试验见到良好的措施效果,具有广阔的推广前景.     

小断块油藏注天然气吞吐提高采收率室内实验研究

鉴于海上某小断块油藏A17-b井区油藏单元剩余可采储量大,地层能量低,孤立性强,难以完善井区注采井网开发的开发状况,采用油田外输天然气回注,开展单井注天然气吞吐工艺措施,这是最为可行的提高采收率方法之一。文中针对海上某小断块油藏的地质开发特征,在对目前油井地层流体进行相态分析的基础上,通过天然气注入油藏流体膨胀实验,确定天然气吞吐的驱替机理;通过天然气吞吐长岩心驱替实验,说明衰竭后注天然气吞吐能有效提高原油采出程度,其中带30°倾角岩芯测试结果更优。     

Application of fracturing technology to increase gas production in low-permeability hydrate reservoir:A numerical study

Low temperature and low permeability are the challenges for the development of hydrate reservoirs in perma-frost.The ice produced around the production well caused by high depressurization driving force reduces the gas production,and it is necessary to reduce the effect of ice production on gas production.In this work,a new combination of fracturing technology and depressurization method was proposed to evaluate the gas production potential at the site DK-2 in Qinghai-Tibet Plateau Permafrost.A relatively higher intrinsic permeability of the fracture zone surround the horizontal production well was created by the fracturing technology.The simulation results showed that the fracture zone reduced the blocking of production ice to production wells and promoted the propagation of production pressure.And the gas production increased by 2.1 times as the radius of the frac-ture zone increased from 0 to 4 m in 30 years.Nearly half of the hydrate reservoirs were dissociated in 30 years,and greater than 51.7％of the gas production was produced during the first 10 years.Moreover,production be-haviours were sensitive to the depressurization driving force but not to the thermal conductivity.The growth of gas production was not obvious with the intrinsic permeability of the fracture zone higher than 100 mD.The effect of ice production on gas production by fracturing technology and depressurization method was limited.     

塔河油田碎屑岩油藏氮气泡沫吞吐提高采收率可行性研究

针对塔河油田1、9区为代表的碎屑岩油藏开发难题,开展系统调研论证,明确碎屑岩油藏先由单井吞吐储备技术基础,逐渐放大规模,进行井间气驱的发展思路,开展氮气泡沫吞吐。氮气密度低、不混相,擅长处理垂向矛盾;泡沫能提高吞吐效果。通过国内外文献调研及油田现场调研,对塔河油田1、9区碎屑岩油藏氮气泡沫吞吐进行了适应性研究分析。     

A STEAM CYCLING MODEL FOR GAS PRODUCTION FROM A HYDRATE RESERVOIR

A model was developed to compute upper and lower bounds on the expected gas production and the energy efficiency ratio for a single well cyclic steam injection process. This thermal-stimulation model is a time dependent energy balance model with transient heat transfer equations. Wellbore heat losses and heat losses to strata above and below the hydrate zone are considered. The radial advance of the hydrate front is tracked during each cycle to determine gas production, and combustible energy of the produced gas is compared with the energy of the injected steam through the energy efficiency ratio.

Production performance was examined for a range of reservoir cases which included variations in reservoir porosity, thickness, and depth. Results indicated that increasing the hydrate-filled porosity or increasing the zone thickness contribute to better gas production and energy efficiency ratios in all cases. Deeper reservoirs appeared to yield more favorable gas production and energy efficiency ratios (in spite of increased wellbore heat losses), a result that is dependent on the natural geothermal gradient. Gas production ranged from the worst estimate of 2.5 MMscf to the best estimate of 110 MMscf in the first year. Corresponding energy efficiency ratios were 4.0 and 9.6, respectively, in spite of steam injection temperatures over 600T.     

注乙二醇溶液分解甲烷水合物的实验研究

在甲烷水合物一维分解模拟系统上，进行了模拟注乙二醇溶液分解甲烷水合物的实验研究。使用甲烷气体与纯水在一定温度、压力条件下，在沉积物中合成水合物。通过以不同速率注入不同浓度的乙二醇溶液，研究了化学法分解水合物过程中甲烷气体和水生产规律。实验结果表明，水合物分解产出甲烷气体的过程主要分为4个阶段：初始注入段、化学剂稀释段、水合物分解段和残余气体产出段。整个分解过程中，水的生产速率几乎保持恒定。通过对实验结果的能量分析表明，本实验条件下分解综合效率在0.20～0.88之间，并且受注入速率和化学剂浓度影响。在恒定注入速率条件下，分解效率在化学剂质量分数为60%时达到最大值。