CN113338874B - 一种co2与抑制剂交替注入开采甲烷并封存co2的模拟装置及方法 - Google Patents
一种co2与抑制剂交替注入开采甲烷并封存co2的模拟装置及方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN113338874B CN113338874B CN202110395260.3A CN202110395260A CN113338874B CN 113338874 B CN113338874 B CN 113338874B CN 202110395260 A CN202110395260 A CN 202110395260A CN 113338874 B CN113338874 B CN 113338874B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- valve
- methane
- inhibitor
- kettle
- carbon dioxide
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Active
Links
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 244
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 title claims abstract description 85
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 40
- UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N Carbon monoxide Chemical compound [O+]#[C-] UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 6
- 229910002091 carbon monoxide Inorganic materials 0.000 title claims abstract description 6
- 238000004088 simulation Methods 0.000 title claims description 10
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 140
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 115
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 115
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 111
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims abstract description 93
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims abstract description 70
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims abstract description 70
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 61
- NMJORVOYSJLJGU-UHFFFAOYSA-N methane clathrate Chemical compound C.C.C.C.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O NMJORVOYSJLJGU-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 27
- 230000008569 process Effects 0.000 claims abstract description 17
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 14
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims abstract description 14
- 229910001873 dinitrogen Inorganic materials 0.000 claims abstract description 13
- 238000001514 detection method Methods 0.000 claims abstract description 7
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 66
- 238000005057 refrigeration Methods 0.000 claims description 52
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims description 49
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 claims description 18
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims description 11
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 7
- 230000009919 sequestration Effects 0.000 claims description 6
- 150000004677 hydrates Chemical class 0.000 claims description 5
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 claims description 4
- 230000008859 change Effects 0.000 claims description 4
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 claims description 4
- 239000008367 deionised water Substances 0.000 claims description 3
- 229910021641 deionized water Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 claims description 3
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 3
- 239000002689 soil Substances 0.000 claims description 3
- 239000000498 cooling water Substances 0.000 claims description 2
- 238000000658 coextraction Methods 0.000 claims 1
- 238000004817 gas chromatography Methods 0.000 claims 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 abstract description 5
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 4
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 3
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 abstract description 3
- 238000005259 measurement Methods 0.000 abstract description 2
- 238000003786 synthesis reaction Methods 0.000 abstract 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 7
- 239000012528 membrane Substances 0.000 description 4
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 241000282414 Homo sapiens Species 0.000 description 3
- -1 Natural gas hydrates Chemical class 0.000 description 3
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 3
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 3
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 3
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 3
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 3
- 238000011160 research Methods 0.000 description 3
- 238000007405 data analysis Methods 0.000 description 2
- 238000011161 development Methods 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 2
- 238000004401 flow injection analysis Methods 0.000 description 2
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 2
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 2
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 2
- 230000035939 shock Effects 0.000 description 2
- 229920000049 Carbon (fiber) Polymers 0.000 description 1
- 238000010793 Steam injection (oil industry) Methods 0.000 description 1
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 1
- 230000008033 biological extinction Effects 0.000 description 1
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 1
- 239000004917 carbon fiber Substances 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 238000011278 co-treatment Methods 0.000 description 1
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 230000006837 decompression Effects 0.000 description 1
- 238000011549 displacement method Methods 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 238000004134 energy conservation Methods 0.000 description 1
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 239000002803 fossil fuel Substances 0.000 description 1
- 239000005431 greenhouse gas Substances 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 1
- 230000003446 memory effect Effects 0.000 description 1
- 230000020477 pH reduction Effects 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 1
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 241000894007 species Species 0.000 description 1
- 238000006467 substitution reaction Methods 0.000 description 1
- 230000004083 survival effect Effects 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- 238000010792 warming Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/164—Injecting CO2 or carbonated water
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02P—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES IN THE PRODUCTION OR PROCESSING OF GOODS
- Y02P90/00—Enabling technologies with a potential contribution to greenhouse gas [GHG] emissions mitigation
- Y02P90/70—Combining sequestration of CO2 and exploitation of hydrocarbons by injecting CO2 or carbonated water in oil wells
Landscapes
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
Abstract
一种CO2与抑制剂交替注入开采甲烷并封存CO2的模拟装置及方法,其属于水合物合成的技术领域。该装置包括它包括反应釜、甲烷注气系统、二氧化碳/抑制剂注入系统、氮气注气系统、检测系统和数据采集系统。该装置可以通过抑制剂注入法加速水合物分解,提高甲烷水合物藏的开采效率;此外,通过CO2/抑制剂循环注入,实现CO2在水合物藏内的封存,减弱温室效应;改变实验过程中的气液混注频率比,实验工况,并通过定量化测量评估此过程中甲烷水合物的开采效率以及CO2封存量,为实际工程应用提供可靠的数据支持。实验装置真实的模拟了水合物藏的地层特性,有效的减弱了实验条件对实验结果准确性的影响,对水合物的开采与CO2海底封存具有重大意义。
Description
技术领域
本发明涉及天然气水合物开采领域,尤其一种CO2与抑制剂交替注入开采甲烷并封存CO2的模拟装置及方法。
背景技术
随着全球油气资源消耗的日益加大,安全高效清洁的新能源成为人类追求的目标。天然气水合物是一种冰状结晶化合物,其作为一种公认的优质清洁的潜在未来能源,已成为能源工业发展的一大热点,正受到各国科学家的重视。天然气水合物具有储量丰富、能量密度大、分布广泛、储存运输方便以及经济安全等特点,因而在工业实践中具有光明的应用前景。地球上天然气水合物分布十分广泛,大约27%的陆地以及90%的海域都含有气体水合物,全球天然气水合物的储量约为现有地球化石燃料总碳量的2倍。所以,对天然气水合物的科学研究,勘探开采具有十分重要的学术价值和现实意义。
天然气水合物开采的方法主要有热激法、降压法、CO2置换法以及抑制剂法。降压开采法经济性高,但对于水合物开采层地质结构具有严格的要求。这种方法会产生大量的水分和沙石,导致天然气水合物的砂岩变得不稳定,使降压法成功开采变得困难;热激法主要为盐水喷射、蒸汽喷射及原位燃烧,但是该方法加热流体消耗过高能量并且热损失较大,且回收的天然气约50%的能量使用在开采过程非常不经济;CO2置换法利用CO2更易生成水合物的特性,向天然气水合物藏中注入CO2,使天然气水合物分解并形成CO2水合物,该方法既可以开采出天然气还可以封存温室气体CO2,具有很高的环境效益,然而置换反应进行缓慢,置换率不高,目前气体置换法仍处于研究阶段;抑制剂法具有工艺简单,配置方便等优点,利用化学试剂抑制天然气水合物生成,促进天然气分解。利用添加剂可实现在相对温和的温压条件下将固态天然气水合物转化为气态CH4,从而获得良好的气体采收效果。
化石能源的大量开采与利用推进了人类的工业化进程,然而也使地球面临愈发严峻的气候变化和环境问题。数据表明,自第一次工业革命以来,大气中CO2浓度已由280ml/m³(1800年)大幅上升至410ml/ m³(2020年)。由此也带来了愈发严重的温室效应、引发海平面上升、海洋酸化、物种灭绝和极端天气,对人类的生存造成了显著的威胁。降低碳排放是当前应对全球变暖的主要措施,也是各国实现可持续发展的重要保证。目前,节能减排已成为国内外新颖的研究热点。伴随着甲烷水合物分解后残余水具有加速水合物二次生成的记忆效应,可以用来加速CO2水合物的生成,实现CO2海底封存。因此,评估此过程中明确甲烷水合物的开采效率以及CO2的捕集效率成为目前亟需解决的问题。
发明内容
本发明的目的在于提供一种CO2与抑制剂交替注入开采甲烷并封存CO2的装置及实验方法,该装置操作简单,可以用于在实验室条件下测量抑制剂并CO2混注条件下天然气水合物的开采效率以及CO2的封存效率。
为达到以上技术目的,本发明采用的技术方案为:一种CO2与抑制剂交替注入开采甲烷并封存CO2的模拟装置,它包括反应釜、甲烷注气系统、二氧化碳/抑制剂注入系统、氮气注气系统、检测系统和数据采集系统;
所述反应釜中采用橡皮膜分为围压室和反应室,;反应釜置于制冷水槽中,制冷水槽与反应釜循环制冷水浴连接;
所述甲烷注气系统采用甲烷气瓶由甲烷气管和甲烷进釜管连接至反应室,甲烷气管依次经过甲烷阀、甲烷注射泵,甲烷注射泵连接甲烷循环制冷水浴;甲烷进釜管上设置甲烷压力传感器和甲烷釜前阀;
所述二氧化碳/抑制剂注入系统中二氧化碳气瓶由二氧化碳气管依次经过二氧化碳阀、二氧化碳注射泵、二氧化碳泵后阀后连接微流控三路阀的第一路;抑制剂罐由抑制剂管依次经过抑制剂阀、抑制剂注射泵、抑制剂泵后阀后连接至微流控三路阀的第二路;微流控三路阀的第三路由混合进釜管连接至反应室,混合进釜管上依次设置三通阀、混合压力传感器和二氧化碳釜前阀;真空泵通过真空管连接至三通阀;所述二氧化碳注射泵与二氧化碳循环制冷水浴连接,抑制剂注射泵与抑制剂循环制冷水浴连接;
所述氮气注气系统中氮气瓶由氮气管依次经过氮气阀、氮气注射泵、氮气泵后阀后连接至反应釜的围压室;
所述检测系统采用反应室连通出釜管,出釜管阀依次经过背压阀、分离器阀、气液分离器、色谱仪阀后连接至气相色谱仪;
所述数据采集系统与甲烷注射泵、二氧化碳注射泵、抑制剂注射泵、微流控三路阀、氮气注射泵、混合压力传感器、甲烷压力传感器、氮气压力传感器、背压阀、气液分离器和气相色谱仪进行电连接。
一种CO2与抑制剂交替注入开采甲烷并封存CO2的模拟装置的实验方法,包括以下步骤:
S1. 将样品装入反应室内,套上橡皮膜放置到反应釜后封盖;
S2. 依次打开甲烷循环制冷水浴、二氧化碳循环制冷水浴、抑制剂循环制冷水浴、氮气循环制冷水浴和反应釜循环制冷水浴,并调节温度至274.15K对装置中所涉及的甲烷、二氧化碳、抑制剂、氮气和样品进行制冷;
打开甲烷阀、甲烷釜前阀,甲烷注射泵将甲烷通入到反应室中控制甲烷水合物生成;观察数据采集系统中甲烷注射泵的体积不再发生变化后,甲烷水合物生成实验结束,关闭甲烷釜前阀;
S3. 调节反应釜循环制冷水浴的温度至265.15K,使得制冷水槽内部的温度降至265.15K,此温度下水合物在大气压条件下稳定存在;
打开氮气泵后阀,同时打开真空阀和二氧化碳釜前阀,启动真空泵,在维持围压室与反应室压差不变的条件下,将反应室内残余的甲烷气体抽出后关闭真空阀和二氧化碳釜前阀,同时关闭真空泵;
S4.打开二氧化碳阀、二氧化碳泵后阀、抑制剂阀和抑制剂泵后阀,微流控三路阀控制CO2/抑制剂的交替注入频率,打开二氧化碳注射泵和抑制剂注射泵,打开二氧化碳釜前阀,将CO2/抑制剂在设定好的频率注入到反应釜内;
利用氮气注射泵将氮气再此注入至围压室中,控制压差直至设定压力;
调节背压阀的压力为3MPa,依次打开出釜管阀、分离器阀和色谱仪阀;利用反应釜循环制冷水浴调节制冷水槽的温度至274.15K,开始进行甲烷水合物开采、CO2封存过程,并通过数据采集系统实时记录气相色谱仪的分析结果;
S5.实验结束时重复S3的过程后关闭全部截止阀,利用反应釜制冷循环水浴将冷却水槽内的温度升高至293.15K,将反应室内的残余水合物全部分解掉,并通过数据采集系统记录内部压力值,并对残余气体利用气相色谱仪进行分析。
所述样品是利用直径为0.01um的南海土加入去离子水,在制样器内制作孔隙度为42%,初始水饱和度可调节的真实水合物样品。
装入样品后,需要对装置进行密封性检查,具体步骤如下:
抽真空:实验初始状态时,装置中的所有阀门均处于关闭状态;打开真空阀和二氧化碳釜前阀,启动真空泵对反应室抽真空后关闭真空阀和二氧化碳釜前阀,再关闭真空泵;
打开氮气阀、氮气泵后阀,采用氮气注射泵将氮气注入到围压室中,进行加压;同时,打开甲烷阀和甲烷釜前阀,通过甲烷注射泵将甲烷注入到反应釜的反应室内;调节氮气注射泵与甲烷注射泵的注入速度,使围压室始终高出反应室0.5MPa的压力;反应室的压力达到8MPa后,关闭甲烷釜前阀,同时打开数据采集系统,监测实验压力变化,检查装置的密封性。
该装置包括水合物生成反应釜、压力容器、恒压恒流注射泵,恒温制冷器、水槽、微流控3路阀及其控制装置、计算机、数据采集箱,气体收集压力容器,气液分离器、气相色谱仪、背压阀、真空泵;
以上所述水合物生成反应釜,包括水合物反应室以及围压室,利用高强度橡胶膜分离,橡皮膜外界通过管路与围压泵导通,橡皮膜内测装有样品,并通过管路与甲烷注射泵、抑制剂注射泵、以及CO2注射泵导通;抑制剂与CO2注射管路在反应釜入口端通过微流控3路阀并联,并连接有控制器与电脑连接,通过程序控制实现抑制剂与CO2以不同注入量进入反应釜;水合物样品区域的橡皮膜外侧均匀布置有温度传感器,反应釜两侧分别设置有压力传感器;出口处设置有气液分离器,分离流出的抑制剂和气体,并通过背压阀将气体导入压力容器中;压力容器设置有压力传感器,其排出口与气相色谱仪连接。
以上所述数据采集器与压力传感器、温度传感器相连,实时收集测试过程中的数据,所述数据采集器与计算机相连进行数据分析。
以上所述微流控三路阀及其控制装置,以及恒压恒流注射泵均通过电脑软件实时控制,并记录其相应实验数据分析。
本发明采用以上技术方案具有以下优点:该装置结构简单,拆装方便,密封性好。筒体采用高强度碳纤维,耐压能够达到40Mpa;控温方式采用循环液控温,下进上出循环注入充分换热。采用温度传感器测量循环液温度,加热制冷循环器可达到良好的控温精度,其控温精度为±0.5摄氏度。
该装置可以通过抑制剂注入法加速水合物分解,提高甲烷水合物藏的开采效率;此外,通过CO2/抑制剂循环注入,实现CO2在水合物藏内的封存,减弱温室效应;改变实验过程中的气液混注频率比,实验工况,并通过定量化测量评估此过程中甲烷水合物的开采效率以及CO2封存量,为实际工程应用提供可靠的数据支持。实验装置真实的模拟了水合物藏的地层特性,有效的减弱了实验条件对实验结果准确定的影响,对水合物的开采与CO2海底封存具有重大意义。
附图说明
图1是一种CO2与抑制剂交替注入开采甲烷并封存CO2的模拟装置的示意图
图2是反应釜的结构图。
图中:1、甲烷气瓶,1a、甲烷气管,2、二氧化碳气瓶,2a、二氧化碳气管,3、抑制剂罐,3a、抑制剂管,4、甲烷循环制冷水浴,5、二氧化碳循环制冷水浴,6、抑制剂循环制冷水浴,7、甲烷注射泵,8、二氧化碳注射泵,9、抑制剂注射泵,10、甲烷阀,11、二氧化碳阀,12、抑制剂阀,13、微流控三路阀,14、氮气瓶,14a、氮气管,15、氮气循环制冷水浴,16、氮气注射泵,17、数据采集系统,18、三通阀,19、真空阀,20、真空泵,21、反应釜循环制冷水浴,22、反应釜,23、制冷水槽,24、背压阀,25、气液分离器,26、气相色谱仪,27、混合压力传感器,28、甲烷压力传感器,29、氮气压力传感器,30、氮气阀,31、氮气泵后阀,32、甲烷釜前阀,33、二氧化碳釜前阀,34、出釜管阀,35、分离器阀,36、色谱仪阀,37、抑制剂泵后阀,38、二氧化碳泵后阀,39、出釜管,40、混合进釜管,41、甲烷进釜管,42、围压室,43、反应室,44、橡皮膜。
具体实施方式
以下结合技术方案和附图详细叙述本发明的具体实施方式。
图1示出了一种CO2与抑制剂交替注入开采甲烷并封存CO2的模拟装置,它包括反应釜22、甲烷注气系统、二氧化碳/抑制剂注入系统、氮气注气系统、检测系统和数据采集系统17。
反应釜22中采用橡皮膜44分为围压室42和反应室43;反应釜22置于制冷水槽23中,制冷水槽23与反应釜循环制冷水浴21连接。
甲烷注气系统采用甲烷气瓶1由甲烷气管1a和甲烷进釜管41连接至反应室43,甲烷气管1a依次经过甲烷阀10、甲烷注射泵7,甲烷注射泵7连接甲烷循环制冷水浴4;甲烷进釜管41上设置甲烷压力传感器28和甲烷釜前阀32。
二氧化碳/抑制剂注入系统中二氧化碳气瓶2由二氧化碳气管2a依次经过二氧化碳阀11、二氧化碳注射泵8、二氧化碳泵后阀38后连接微流控三路阀13的第一路;抑制剂罐3由抑制剂管3a依次经过抑制剂阀12、抑制剂注射泵9、抑制剂泵后阀37后连接至微流控三路阀13的第二路;微流控三路阀13的第三路由混合进釜管40连接至反应室43,混合进釜管40上依次设置三通阀18、混合压力传感器27和二氧化碳釜前阀33;真空泵20通过真空管19连接至三通阀18;二氧化碳注射泵8与二氧化碳循环制冷水浴5连接,抑制剂注射泵9与抑制剂循环制冷水浴6连接。
氮气注气系统中氮气瓶14由氮气管14a依次经过氮气阀30、氮气注射泵16、氮气泵后阀31后连接至反应釜22的围压室42。
检测系统采用反应室43连通出釜管39,出釜管阀34依次经过背压阀24、分离器阀35、气液分离器25、色谱仪阀36后连接至气相色谱仪26。
数据采集系统17与甲烷注射泵7、二氧化碳注射泵8、抑制剂注射泵9、微流控三路阀13、氮气注射泵16、混合压力传感器27、甲烷压力传感器28、氮气压力传感器29、背压阀24、气液分离器25和气相色谱仪26进行电连接。
采用上述装置进行CO2/抑制剂交替注入开采甲烷,封存CO2的方法,主要包括如下步骤:
S1.将反应釜22拆开,并对其内部进行清洗后制备实验所需要的模拟海洋沉积物层的样品;利用直径为0.01um的南海土,加入18.1mL的去离子水,在制样器内制作孔隙度约为42%,初始水饱和度可调节的真实水合物藏样品,并将样品装入反应室43内,套上橡皮膜44放置到反应釜22后封盖;打开真空泵20,抽取整个实验系统内的残余空气;
S2.按照图1所示,组装实验管路,关闭实验装置的所有阀门后,打开真空阀19和二氧化碳釜前阀33,利用真空泵20对系统抽真空30分钟后关闭真空阀19和二氧化碳釜前阀33。此时打开氮气阀30和氮气泵后阀31,利用高精度氮气注射泵16将N2注入至反应釜22的围压室42中并加压至1MPa,此时打开甲烷阀10和甲烷釜前阀32,利用高精度甲烷注射泵7将CH4低压甲烷气体注入至反应釜22内部样品区域,并加压至0.5MPa,此时调节高精度甲烷注射泵7和氮气注射泵16的注入速度,保证围压室42内的压力始终高于反应室43样品区域内约0.5MPa,调节围压室42和反应室43样品区域的压力至8.5MPa,8MPa后,关闭甲烷釜前阀32,同时打开数据采集系统17,监测实验压力变化,检查实验装置的密封性.
S3.确保实验装置密封性良好后,依次打开甲烷循环制冷水浴4、二氧化碳循环制冷水浴5、抑制剂循环制冷水浴6、氮气循环制冷水浴16和反应釜循环制冷水浴21,并调节温度至274.15K对实验系统中所涉及的样品进行制冷。打开二氧化碳釜前阀33控制甲烷水合物生成,观察到数据采集系统17的发现高精度甲烷注射泵7的体积不在发生变化后,甲烷水合物生成实验结束,关闭甲烷釜前阀32。
调节反应釜循环制冷水浴21的温度至265.15K,使得制冷水槽23内部的温度降低至265.15K,此温度下水合物可以在大气压条件下稳定存在。此时打开氮气泵后阀31,同时打开真空阀19和二氧化碳釜前阀33,启动真空泵20,在维持压差不变的条件下将样品区域残余的甲烷气体抽出后关闭真空阀19和二氧化碳釜前阀33。
打开二氧化碳11、二氧化碳泵后阀38、抑制剂阀12、抑制剂泵后阀37,利用数据采集系统17调节微流控三路阀13的程序控制CO2/抑制剂的注入频率,打开高精度二氧化碳注射泵8和抑制剂注射泵9,打开二氧化碳釜前阀,将CO2/抑制剂在设定好的频率下注入反应釜22的样品区域内,此时利用高精度氮气注射泵16将N2再此注入至反应釜22的围压室42中,控制压差直至设定压力(如样品区域为3MPa),此时调节背压阀24的压力为3MPa,打开出釜管阀34、分离器阀35和色谱仪阀36。利用反应釜循环制冷水浴21调节制冷水槽23温度至274.15K,开始进行甲烷水合物开采,CO2封存过程,并通过数据采集系统17实时记录气相色谱仪26的分析结果。
实验每次进行24小时,实验结束时重复S4过程后关闭全部截止阀,利用反应釜制冷循环水浴21将制冷水槽23内的温度升高至293.15K,将样品区域内的残余水合物全部分解掉,并通过数据采集系统17记录内部压力值,并对残余气体利用气相色谱仪26进行分析。
结束实验,结束数据采集,进行分析,计算甲烷回收率以及CO2封存量。
分别调节样品的初始水饱和度,抑制器/CO2注入频率,注入压力等实验参数,进行以下步骤:
水合物的生成:打开围压泵的出口阀,将提供围压所需的N2缓慢注入到围压室中,并逐渐加压;同时打开甲烷气体注射泵的出口阀,以低压力将甲烷气体缓慢注入到模拟水合物藏的样品中,并逐渐加压;在此过程中通过调节围压泵以及甲烷注射泵的注入流速以保证围压始终高于气体压力,约0.5MPa;等甲烷气体压力稳定在8MPa时,打开恒温制冷器,调节水槽内温度至274.15K,以形成甲烷水合物;
抑制剂/CO2注入:在抑制剂/CO2注入前,先将反应釜温度降至265.15K,在此温度下水合物可以在大气压条件下存在,用真空泵将反应釜区域内未参与甲烷水合物生成的残余甲烷气体全部抽取出来;调节微流控3路阀的控制器,设定好抑制剂/CO2的注入比例,将背压阀设置在3.5MPa,打开出口阀处的压力容器开关;打开抑制剂,CO2注射泵,采用连续注入的方式,且通过数据采集器实时记录实验过程的所有数据;
实验运行24h后反应结束,关闭出口压力容器的入口阀门,打开放残阀并连接至气相色谱仪进行气体成分分析;
汇总实验数据,评估此方法下甲烷水合物的回收效率以及CO2封存量。
Claims (3)
1.一种CO2与抑制剂交替注入开采甲烷并封存CO2的模拟装置的实验方法,装置包括反应釜(22)、甲烷注气系统、二氧化碳/抑制剂注入系统、氮气注气系统、检测系统和数据采集系统(17);
所述反应釜(22)中采用橡皮膜(44)分为围压室(42)和反应室(43);反应釜(22)置于制冷水槽(23)中,制冷水槽(23)与反应釜循环制冷水浴(21)连接;
所述甲烷注气系统采用甲烷气瓶(1)由甲烷气管(1a)和甲烷进釜管(41)连接至反应室(43),甲烷气管(1a)依次经过甲烷阀(10)、甲烷注射泵(7),甲烷注射泵(7)连接甲烷循环制冷水浴(4);甲烷进釜管(41)上设置甲烷压力传感器(28)和甲烷釜前阀(32);
所述二氧化碳/抑制剂注入系统中二氧化碳气瓶(2)由二氧化碳气管(2a)依次经过二氧化碳阀(11)、二氧化碳注射泵(8)、二氧化碳泵后阀(38)后连接微流控三路阀(13)的第一路;抑制剂罐(3)由抑制剂管(3a)依次经过抑制剂阀(12)、抑制剂注射泵(9)、抑制剂泵后阀(37)后连接至微流控三路阀(13)的第二路;微流控三路阀(13)的第三路由混合进釜管(40)连接至反应室(43),混合进釜管(40)上依次设置三通阀(18)、混合压力传感器(27)和二氧化碳釜前阀(33);真空泵(20)通过真空管(19)连接至三通阀(18);所述二氧化碳注射泵(8)与二氧化碳循环制冷水浴(5)连接,抑制剂注射泵(9)与抑制剂循环制冷水浴(6)连接;
所述氮气注气系统中氮气瓶(14)由氮气管(14a)依次经过氮气阀(30)、氮气注射泵(16)、氮气泵后阀(31)后连接至反应釜(22)的围压室(42);
所述检测系统采用反应室(43)连通出釜管(39),出釜管阀(34)依次经过背压阀(24)、分离器阀(35)、气液分离器(25)、色谱仪阀(36)后连接至气相色谱仪(26);
所述数据采集系统(17)与甲烷注射泵(7)、二氧化碳注射泵(8)、抑制剂注射泵(9)、微流控三路阀(13)、氮气注射泵(16)、混合压力传感器(27)、甲烷压力传感器(28)、氮气压力传感器(29)、背压阀(24)、气液分离器(25)和气相色谱仪(26)进行电连接;
其特征在于,实验方法包括以下步骤:
S1. 将样品装入反应室(43)内,套上橡皮膜(44)放置到反应釜(22)后封盖;
S2. 依次打开甲烷循环制冷水浴(4)、二氧化碳循环制冷水浴(5)、抑制剂循环制冷水浴(6)、氮气循环制冷水浴(15)和反应釜循环制冷水浴(21),并调节温度至274.15K对装置中所涉及的甲烷、二氧化碳、抑制剂、氮气和样品进行制冷;
打开甲烷阀(10)、甲烷釜前阀(32),甲烷注射泵(7)将甲烷通入到反应室(43)中控制甲烷水合物生成;观察数据采集系统(17)中甲烷注射泵(7)的体积不再发生变化后,甲烷水合物生成实验结束,关闭甲烷釜前阀(32);
S3. 调节反应釜循环制冷水浴(21)的温度至265.15K,使得制冷水槽(23)内部的温度降至265.15K,此温度下水合物在大气压条件下稳定存在;
打开氮气泵后阀(31),同时打开真空阀(19)和二氧化碳釜前阀(33),启动真空泵(20),在维持围压室(42)与反应室(43)压差不变的条件下,将反应室(43)内残余的甲烷气体抽出后关闭真空阀(19)和二氧化碳釜前阀(33),同时关闭真空泵(20);
S4.打开二氧化碳阀(11)、二氧化碳泵后阀(38)、抑制剂阀(12)和抑制剂泵后阀(37),微流控三路阀(13)控制CO2/抑制剂的交替注入频率,打开二氧化碳注射泵(8)和抑制剂注射泵(9),打开二氧化碳釜前阀(33),将CO2/抑制剂在设定好的频率注入到反应釜 (22)的反应室(43)内;
利用氮气注射泵(16)将氮气再此注入至围压室(42)中,控制压差直至设定压力;
调节背压阀(24)的压力为3MPa,依次打开出釜管阀(34)、分离器阀(35)和色谱仪阀(36);利用反应釜循环制冷水浴(21)调节制冷水槽(23)的温度至274.15K,开始进行甲烷水合物开采、CO2封存过程,并通过数据采集系统(17)实时记录气相色谱仪(26)的分析结果;
S5.实验结束时重复S3的过程后关闭全部截止阀,利用反应釜制冷循环水浴(21)将冷却水槽(23)内的温度升高至293.15K,将反应室(43)内的残余水合物全部分解掉,并通过数据采集系统(17)记录内部压力值,并对残余气体利用气相色谱仪(26)进行分析。
2.根据权利要求1所述的一种CO2与抑制剂交替注入开采甲烷并封存CO2的模拟装置的实验方法,其特征在于:所述样品是利用直径为0.01um的南海土加入去离子水,在制样器内制作孔隙度为42%,初始水饱和度可调节的水合物样品。
3.根据权利要求1所述的一种CO2与抑制剂交替注入开采甲烷并封存CO2的模拟装置的实验方法,其特征在于:装入样品后,需要对装置进行密封性检查,具体步骤如下:
抽真空:实验初始状态时,装置中的所有阀门均处于关闭状态;打开真空阀(19)和二氧化碳釜前阀(33),启动真空泵(20)对反应室(43)抽真空后关闭真空阀(19)和二氧化碳釜前阀(33),再关闭真空泵(20);
打开氮气阀(30)、氮气泵后阀(31),采用氮气注射泵(16)将氮气注入到围压室(42)中,进行加压;同时,打开甲烷阀(10)和甲烷釜前阀(32),通过甲烷注射泵(7)将甲烷注入到反应釜(22)的反应室(43)内;调节氮气注射泵(16)与甲烷注射泵(7)的注入速度,使围压室(42)始终高出反应室(43)0.5MPa的压力;反应室(43)的压力达到8MPa后,关闭甲烷釜前阀(32),同时打开数据采集系统(17),监测实验压力变化,检查装置的密封性。
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN202110395260.3A CN113338874B (zh) | 2021-04-13 | 2021-04-13 | 一种co2与抑制剂交替注入开采甲烷并封存co2的模拟装置及方法 |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN202110395260.3A CN113338874B (zh) | 2021-04-13 | 2021-04-13 | 一种co2与抑制剂交替注入开采甲烷并封存co2的模拟装置及方法 |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
CN113338874A CN113338874A (zh) | 2021-09-03 |
CN113338874B true CN113338874B (zh) | 2022-12-27 |
Family
ID=77467922
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
CN202110395260.3A Active CN113338874B (zh) | 2021-04-13 | 2021-04-13 | 一种co2与抑制剂交替注入开采甲烷并封存co2的模拟装置及方法 |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
CN (1) | CN113338874B (zh) |
Families Citing this family (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN114354809B (zh) * | 2022-01-07 | 2022-11-11 | 重庆地质矿产研究院 | 一种二氧化碳脉冲驱替置换甲烷的实验系统及实验评价方法 |
CN114806660B (zh) * | 2022-04-01 | 2023-02-14 | 大连理工大学 | 一种水合物法分离封存混合气中co2耦合蓄冷的装置 |
CN114777033B (zh) * | 2022-04-28 | 2024-06-11 | 大连理工大学 | 应用可回收抑制剂的二氧化碳管道运输保障系统及方法 |
CN116398237B (zh) * | 2023-04-10 | 2023-12-08 | 大连理工大学 | 一种大尺度co2注入封存利用模拟装置 |
CN116537752B (zh) * | 2023-04-20 | 2023-12-22 | 西南石油大学 | 一种水溶性气藏注入-埋存全过程co2-ch4溶解置换实验装置及方法 |
Citations (9)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN202628051U (zh) * | 2012-05-18 | 2012-12-26 | 中国石油大学(北京) | 二氧化碳置换煤层甲烷的物理模拟装置 |
CN105486805A (zh) * | 2015-11-24 | 2016-04-13 | 西南石油大学 | 天然气水合物多功能测试系统及方法 |
CN106869877A (zh) * | 2017-03-22 | 2017-06-20 | 辽宁工程技术大学 | 一种超临界co2提高煤层渗透性的方法 |
CN107842360A (zh) * | 2017-10-23 | 2018-03-27 | 大庆东油睿佳石油科技有限公司 | 一种模拟天然气水合物平行水平井混相驱开采的装置 |
CN109538178A (zh) * | 2019-01-15 | 2019-03-29 | 西南石油大学 | 一种层内自生co2生气剂体系优选装置 |
CN109915094A (zh) * | 2019-03-29 | 2019-06-21 | 大连理工大学 | 一种结合二氧化碳抑制剂的天然气水合物置换开采方法 |
CN110939411A (zh) * | 2019-11-11 | 2020-03-31 | 华南理工大学 | 一种超临界co2置换开采ch4水合物的实验装置及使用方法 |
CN111006947A (zh) * | 2019-12-12 | 2020-04-14 | 东北大学 | 超临界二氧化碳压裂模拟试验的声发射测试装置及方法 |
CN111878044A (zh) * | 2020-06-12 | 2020-11-03 | 中国石油大学(华东) | 一种注入烟道气模拟开采水合物的装置及方法 |
Family Cites Families (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US20040200618A1 (en) * | 2002-12-04 | 2004-10-14 | Piekenbrock Eugene J. | Method of sequestering carbon dioxide while producing natural gas |
CN201031675Y (zh) * | 2007-03-30 | 2008-03-05 | 辽河石油勘探局 | 蒸汽二氧化碳氮气联注采油装置 |
WO2014137648A1 (en) * | 2013-03-08 | 2014-09-12 | Exxonmobil Upstream Research Company | Power generation and methane recovery from methane hydrates |
US11796526B2 (en) * | 2019-08-31 | 2023-10-24 | Dalian University Of Technology | Device and method of gas hydrate pressure maintaining replacement for in-situ Raman analysis |
-
2021
- 2021-04-13 CN CN202110395260.3A patent/CN113338874B/zh active Active
Patent Citations (9)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN202628051U (zh) * | 2012-05-18 | 2012-12-26 | 中国石油大学(北京) | 二氧化碳置换煤层甲烷的物理模拟装置 |
CN105486805A (zh) * | 2015-11-24 | 2016-04-13 | 西南石油大学 | 天然气水合物多功能测试系统及方法 |
CN106869877A (zh) * | 2017-03-22 | 2017-06-20 | 辽宁工程技术大学 | 一种超临界co2提高煤层渗透性的方法 |
CN107842360A (zh) * | 2017-10-23 | 2018-03-27 | 大庆东油睿佳石油科技有限公司 | 一种模拟天然气水合物平行水平井混相驱开采的装置 |
CN109538178A (zh) * | 2019-01-15 | 2019-03-29 | 西南石油大学 | 一种层内自生co2生气剂体系优选装置 |
CN109915094A (zh) * | 2019-03-29 | 2019-06-21 | 大连理工大学 | 一种结合二氧化碳抑制剂的天然气水合物置换开采方法 |
CN110939411A (zh) * | 2019-11-11 | 2020-03-31 | 华南理工大学 | 一种超临界co2置换开采ch4水合物的实验装置及使用方法 |
CN111006947A (zh) * | 2019-12-12 | 2020-04-14 | 东北大学 | 超临界二氧化碳压裂模拟试验的声发射测试装置及方法 |
CN111878044A (zh) * | 2020-06-12 | 2020-11-03 | 中国石油大学(华东) | 一种注入烟道气模拟开采水合物的装置及方法 |
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
天然气水合物实验检测与分析技术;姚蕾等;《能源与环境》;20100830(第04期);9-11 * |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
CN113338874A (zh) | 2021-09-03 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CN113338874B (zh) | 一种co2与抑制剂交替注入开采甲烷并封存co2的模拟装置及方法 | |
CN102323394B (zh) | 研究天然气水合物地层对钻井液侵入响应特性的实验装置及实验方法 | |
CN202064908U (zh) | 一种天然气水合物三维合成与开采模拟装置 | |
CN105277660A (zh) | 监测不同钻采方法下水合物分解区域的装置及方法 | |
CN110887776B (zh) | 一种测定含水合物储层的水平/垂向渗透率的装置及方法 | |
CN114354809B (zh) | 一种二氧化碳脉冲驱替置换甲烷的实验系统及实验评价方法 | |
CN110939411B (zh) | 一种超临界co2置换开采ch4水合物的实验装置及使用方法 | |
CN102678090A (zh) | 天然气水合物三维合成与开采模拟装置 | |
CN110927358B (zh) | 一种天然气水合物矿藏压裂实验装置 | |
CN108086960B (zh) | 一种水流侵蚀法天然气水合物开采实验模拟方法与装置 | |
CN105651648A (zh) | 一种置换及吸附解析模拟测试系统及方法 | |
CN205483902U (zh) | 一种置换及吸附解析模拟测试装置 | |
CN105699273A (zh) | 一种蒸汽驱动煤体瓦斯解吸渗流的测试装置及方法 | |
CN107703275B (zh) | 一种甲烷水合物相平衡研究的高压实验装置及方法 | |
CN205538584U (zh) | 一种蒸汽驱动煤体瓦斯解吸渗流的测试装置 | |
CN113533676A (zh) | 确定深海海底天然气水合物生成效率的实验室模拟方法 | |
CN110965968A (zh) | 页岩油层油气开采模拟评价装置 | |
CN105422066A (zh) | 一种降低二氧化碳驱油最小混相压力的方法 | |
CN114577837A (zh) | 评价二氧化碳埋存、驱油对地层孔喉结构和渗透率的装置及实验方法 | |
CN112304842B (zh) | 一种页岩油co2/n2交替驱替注入量模拟分析方法 | |
CN105842275A (zh) | 一种蒸汽驱动煤体瓦斯解吸热传导的测试方法 | |
CN114088684A (zh) | 一种二氧化碳封存实验模拟装置及方法 | |
CN110630229B (zh) | 评价基于超声波与防砂筛网开采水合物产出的装置及方法 | |
CN113724570A (zh) | 一种模拟二氧化碳开采天然气水合物并封存的装置及方法 | |
CN112211599A (zh) | 一种模拟钻井液侵入储层诱发水合物分解的装置及方法 |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
PB01 | Publication | ||
PB01 | Publication | ||
SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
GR01 | Patent grant | ||
GR01 | Patent grant |