CN115370335B - 自生热辅助降压的水合物强化开采实验系统及实验方法 - Google Patents
自生热辅助降压的水合物强化开采实验系统及实验方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN115370335B CN115370335B CN202211310359.XA CN202211310359A CN115370335B CN 115370335 B CN115370335 B CN 115370335B CN 202211310359 A CN202211310359 A CN 202211310359A CN 115370335 B CN115370335 B CN 115370335B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- gas
- pressure
- shaft
- kettle body
- hydrate
- 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
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 title claims abstract description 54
- 238000005065 mining Methods 0.000 title claims abstract description 33
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 32
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 title claims abstract description 27
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 148
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 83
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 83
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims abstract description 80
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 54
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 47
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims abstract description 27
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims abstract description 27
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 claims abstract description 14
- 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 14
- 230000009919 sequestration Effects 0.000 claims abstract description 14
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 87
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 75
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims description 44
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims description 33
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Chemical compound O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 27
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 25
- 239000006004 Quartz sand Substances 0.000 claims description 22
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims description 21
- 238000003860 storage Methods 0.000 claims description 21
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 claims description 15
- 238000001035 drying Methods 0.000 claims description 14
- 239000008367 deionised water Substances 0.000 claims description 12
- 229910021641 deionized water Inorganic materials 0.000 claims description 12
- 238000006703 hydration reaction Methods 0.000 claims description 10
- 230000036571 hydration Effects 0.000 claims description 9
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 9
- 238000002791 soaking Methods 0.000 claims description 8
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 7
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims description 7
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 claims description 6
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims description 6
- 239000000843 powder Substances 0.000 claims description 6
- 230000035939 shock Effects 0.000 claims description 6
- 238000007599 discharging Methods 0.000 claims description 5
- 239000000498 cooling water Substances 0.000 claims description 4
- 230000009467 reduction Effects 0.000 claims description 3
- 230000000087 stabilizing effect Effects 0.000 claims description 3
- 239000011398 Portland cement Substances 0.000 claims description 2
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 2
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims 2
- 230000006837 decompression Effects 0.000 claims 1
- 239000003961 penetration enhancing agent Substances 0.000 claims 1
- 238000005457 optimization Methods 0.000 abstract description 6
- 238000011160 research Methods 0.000 abstract description 3
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 13
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 9
- 230000008569 process Effects 0.000 description 5
- 238000011161 development Methods 0.000 description 4
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 4
- 150000004677 hydrates Chemical class 0.000 description 4
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 4
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 3
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 3
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 3
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 2
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 2
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 2
- 238000005728 strengthening Methods 0.000 description 2
- 235000017166 Bambusa arundinacea Nutrition 0.000 description 1
- 235000017491 Bambusa tulda Nutrition 0.000 description 1
- 241001330002 Bambuseae Species 0.000 description 1
- 235000015334 Phyllostachys viridis Nutrition 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- 239000011425 bamboo Substances 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 238000009933 burial Methods 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 239000013000 chemical inhibitor Substances 0.000 description 1
- 239000011362 coarse particle Substances 0.000 description 1
- 230000007547 defect Effects 0.000 description 1
- 238000011549 displacement method Methods 0.000 description 1
- 230000009977 dual effect Effects 0.000 description 1
- 238000005485 electric heating Methods 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 238000011066 ex-situ storage Methods 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 239000002803 fossil fuel Substances 0.000 description 1
- 238000007710 freezing Methods 0.000 description 1
- 230000008014 freezing Effects 0.000 description 1
- 230000008595 infiltration Effects 0.000 description 1
- 238000001764 infiltration Methods 0.000 description 1
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 1
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 1
- -1 natural gas hydrates Chemical class 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- 230000001502 supplementing effect Effects 0.000 description 1
- 230000002195 synergetic effect Effects 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
- 238000009827 uniform distribution Methods 0.000 description 1
- 238000012795 verification 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
- E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
-
- 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
- E21B41/00—Equipment or details not covered by groups E21B15/00 - E21B40/00
- E21B41/0099—Equipment or details not covered by groups E21B15/00 - E21B40/00 specially adapted for drilling for or production of natural hydrate or clathrate gas reservoirs; Drilling through or monitoring of formations containing gas hydrates or clathrates
-
- 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
- E21B43/01—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells specially adapted for obtaining from underwater installations
-
- 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
- E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
Abstract
本发明涉及天然气水合物开采领域，特别是公开了一种自生热辅助降压的水合物强化开采实验系统及实验方法，该实验系统主要包括高压反应釜模块、低温控制模块、数据采集模块、CH4气瓶和CO2气瓶；在高压反应釜内部设有可移动活塞筒，能实现自生热体系均匀的原位注入，解决了实验室中自生热体系在模拟储层内部分布不均匀且注入管道易堵塞的问题，能够模拟基于自生热体系注入的自生热辅助降压的水合物强化开采方法。自生热辅助降压开采后期，通过注入二氧化碳以同时实现产气速率的稳定及二氧化碳的埋存，本发明能实现对自生热体系注入参数影响、井筒长度优选、自生热辅助降压开采优化策略、强化开采方法适用性等方面的研究。
Description
技术领域
本发明涉及天然气水合物开采领域，特别涉及一种自生热辅助降压的水合物强化开采实验系统及实验方法。
背景技术
天然气水合物因其储量巨大、分布广泛、储层埋深较浅、能量密度高、清洁无污染等特征被认为是化石燃料的未来战略接替能源，安全、高效、经济地从天然气水合物储层中回收甲烷是应用该能源的关键。
目前，天然气水合物开采方法的公认思路是局部改变气-液-水合物三相平衡条件到水合物分解区，主要包括将储层局部温度和压力移至水合物分解温压区域、将水合物相平衡曲线向更高压力和更低温度方向移动、创造甲烷水合物与其他气体水合物的相平衡差异、破坏水合物-液相间的传质平衡、将水合物藏视为一种固体矿床直接开采水合物。第一个思路可分为降压、热激和它们的组合，抑制剂注入和CO2置换实现了第二种和第三种思路，第四个思路主要是利用水流来诱导和增加水合物-水相间的化学势差，最终导致水合物分解。最后一个思路是将固体矿床的开发理念引入水合物藏，将未分解的水合物从储层直接输送到生产井或管道中进行进一步异地分解。
降压法具有现场操作简单、无需外界能量输入，经济性好、环境影响较小等优点，然而水合物分解属于吸热反应，持续的水合物分解会导致储层温度下降，当降至冰点时会引起冰相生成，抑制水合物分解。此外，受限于储层低渗特征，分解气体可能会集聚在储层某区域并在该区域发生水合物二次生成，该区域渗透率会进一步降低。针对热激法，不论是传统的注热流体法，还是新型的原位加热法如电加热、地热、电磁加热等，虽然能有效解决储层结冰和水合物二次生成现象，但这些方法的热利用效率目前较低。CO2置换法在置换甲烷时可同时进行二氧化碳封存，且置换反应可自发进行，但这种反应的置换效率和置换率均较低。化学抑制剂法则亟需解决用量和污染性问题，固体采矿法将水合物储层视为矿床以直接开挖，但这种方法技术难度较大、工序复杂，受限于液相对甲烷较低的溶解能力，甲烷溶解法开采效率较低。鉴于此，以上这些方法的组合如降压+热激能施加双重的水合物分解驱动力，两者具有协同效应，被认为是最有潜力的开采方法。
综上所述，目前尚未出现一种安全、高效、经济的水合物开发方法来实现海域天然气水合物的商业化开采，再加上目前全球水合物开发尚位于模拟验证及现场试采阶段，距技术示范及产业化示范有相当距离。因此，有必要提出一项新的开采方法，以提高产气性能、保证储层安全。
针对此目标，本发明基于提高水合物开采产能及控制工程地质风险的角度，提供了一种自生热辅助降压的水合物强化开采实验系统及实验方法。该实验通过向水合物储层原位注入一种自生热体系，通过储层胶结增渗、储层原位补热、消耗自由水提高气水比等强化机制获得更具前景的长期开发效果，这对强化开采具有重要的理论和现实意义。
发明内容
本发明的目的就是针对现有技术存在的上述缺陷，提供一种自生热辅助降压的水合物强化开采实验系统及实验方法，解决了实验室中自生热体系在模拟储层内部分布不均匀且注入管道易堵塞的问题，最终目的是实现基于原位热补给及储层充填、储层胶结增渗、高效稳定产气的水合物强化开采效果，其对应的自生热辅助降压开采实验系统能实现对自生热体系注入参数影响、井筒长度优选、自生热辅助降压开采优化策略、强化开采方法适用性等方面的研究。
本发明提到的一种自生热辅助降压的水合物强化开采实验系统，包括高压反应釜模块、低温控制模块和数据采集模块，其中，还包括CH4气瓶、CO2气瓶、气体增压泵、储气罐、PID控制阀、注液泵、气液固分离罐、液固分离罐、第一电子天平、第二电子天平、干燥罐、可调质量流量计及积算仪、激光甲烷传感器、气体回收罐，所述CH4气瓶和CO2气瓶分别通过管线和气体增压泵连接到储气罐，所述储气罐的输出端的一路通过管线和PID控制阀连接到高压反应釜模块的第一注气孔和第二注气孔，第二路连接到高压反应釜模块的第二井筒；所述高压反应釜模块包括第一注气孔、第二注气孔、第一注液孔、第二注液孔、活塞筒固定底座、固定底座套筒、移动活塞筒、反应釜下端盖、釜身、反应釜上端盖，所述釜身的下端连接反应釜下端盖，在反应釜下端盖的下端连接固定底座套筒，固定底座套筒的上部设有第一注液孔，固定底座套筒的下端连接活塞筒固定底座，在活塞筒固定底座上设有第二注液孔，在固定底座套筒的上端内腔设有移动活塞筒，且移动活塞筒位于釜身内腔时，与釜身内壁形成环形空腔，在釜身的上端安设反应釜上端盖，反应釜上端盖的中部依次安设第一井筒、第二井筒和第三井筒，第一井筒和第三井筒的下部位于环形空腔内，第二井筒的下部位于移动活塞筒的中心空腔内，所述第一井筒、第二井筒和第三井筒的上端分别通过管线一路连接到注液泵，第二路连接到气液固分离罐，所述气液固分离罐的上端通过管线连接干燥罐，干燥罐的输出端通过可调质量流量计及积算仪、激光甲烷传感器连接到气体回收罐，所述气液固分离罐的下端一路连接液固分离罐，另一路连接到第一电子天平，所述液固分离罐的出口连接第二电子天平。
优选的，上述移动活塞筒的下端外壁设有凸起部，凸起部外通过设有第二密封圈与固定底座套筒的内壁滑动接触，且第一注液孔的出口位置位于凸起部的上侧；所述移动活塞筒的内腔下部设有定位活塞，定位活塞的下端固定连接在中心轴的上端，在第一注液孔注液时，移动活塞筒向下移动，釜身的环形空腔与移动活塞筒的中心空腔连通，在第二注液孔注液时，移动活塞筒向上移动，再次形成环形空腔和移动活塞筒的中心空腔。
优选的，上述低温控制模块内腔安设储气罐、PID控制阀和高压反应釜模块，在高压反应釜模块的釜身外壁设有冷却水夹套，在低温控制模块的下侧设有电加热器、制冷机组和循环泵。
优选的，上述CH4气瓶与气体增压泵之间的管线上设有CH4减压阀，CO2气瓶与气体增压泵之间的管线上设有CO2减压阀；所述储气罐的输出端的第二路通过管线和第二截止阀连接到第二井筒的上端。
优选的，上述注液泵的输出端通过管线分为多路，一路通过第三截止阀连接第一注液孔，第二路通过第四截止阀连接第二注液孔，第三路通过第五截止阀连接到第一井筒、第二井筒和第三井筒的上端，且第一井筒上端设有第六截止阀，第二井筒上端设有第七截止阀，第三井筒的上端设有第八截止阀。
优选的，上述第一井筒、第二井筒和第三井筒的上端通过第二路管线连接到气液固分离罐，在气液固分离罐的进口的管线设有背压阀和第十截止阀，且第二路管线还通过第九截止阀连接真空泵，所述气液固分离罐内设有液固过滤网。
优选的，上述数据采集模块包括数据采集线路、数据采集卡及采集转换箱、实时监测软件和电子计算机，所述数据采集卡及采集转换箱的输入端通过数据采集线路连接第一电子天平、第二电子天平、可调质量流量计及积算仪、激光甲烷传感器和多个传感器，数据采集卡及采集转换箱的输出端连接到实时监测软件和电子计算机。
本发明提到的自生热辅助降压的水合物强化开采实验系统的实验方法，包括以下过程：
首先，水合物生成，包括以下步骤：
S1、清洗并烘干高压反应釜模块内部，检查所有截止阀和管线连通情况；
S2、打开低温控制模块稳定温度至常温，向高压反应釜模块的釜身的环形空腔内部填充石英砂，测量模拟储层的孔隙度，并向移动活塞筒的内部填充自生热体系与石英砂的混合物，固定安装反应釜上端盖，密闭高压反应釜模块，再通过真空泵抽真空；
S3、通过第一井筒和第三井筒向釜身的环形空腔注入去离子水；
S4、通过PID控制阀、第一注气孔和第二注气孔，由储气罐向釜身的环形空腔注入甲烷气体，模拟储层压力为15-20兆帕；
S5、调节低温控制模块至设定6-12摄氏度，釜身的环形空腔的内部模拟储层开始生成水合物，记录温度和压力传感器的数据；
S6、设置目标三相，包括水合物、去离子水、甲烷气体的饱和度并计算水合物生成压力，当釜身的模拟储层的压力降至水合物生成压力时，天然气水合物生成完毕；
其次，采用原位热激辅助降压的强化开采法，包括以下过程：
S1、通过向第一注液孔以一定速率注液，将移动活塞筒向下移动一段距离，将釜身的环形空腔与移动活塞筒的中心空腔连通，等待釜身内的压力平稳；
S2、降低釜身内的压力，且位于目标开采压力之上，开启第一井筒、第二井筒或者第三井筒，排出釜身内的部分游离自由气；
S3、向第一注液孔以一定速率注液，将移动活塞筒向下移动到最小量程，并借助背压阀将釜身内的压力降至目标开采压力；
S4、稳定目标开采压力，釜身内开始产气产水，同时监测所有传感器数据；
最后，二氧化碳埋存阶段，包括以下步骤：
S1、时刻监测釜身内的产气速率波动及产气速率绝对值，判断两者与临界阈值大小；
S2、当产气速率波动较大且绝对值低于临界阈值时，开始向第二井筒注入二氧化碳，同时打开第一井筒和第三井筒进行气驱及二氧化碳埋存；
S3、时刻监测激光甲烷传感器获取的甲烷浓度占比，当甲烷浓度低于某临界值且反应釜的釜身的内温度长时间稳定在设置温度时，停止注入二氧化碳，此时，自生热辅助降压水合物强化开采实验结束；
S3、取出移动活塞筒内的含石英砂及自生热体系水化产物的试样，进行相关力学实验，获取基本物性参数。
本发明提到的自生热辅助降压的水合物强化开采实验系统的实验方法，包括以下过程：
首先，水合物生成，包括以下步骤：
S1、清洗并烘干高压反应釜模块内部，检查所有截止阀和管线连通情况；
S2、打开低温控制模块稳定温度至常温，向高压反应釜模块的釜身的环形空腔内部填充石英砂，测量模拟储层的孔隙度，并向移动活塞筒的内部填充自生热体系与石英砂的混合物，固定安装反应釜上端盖，密闭高压反应釜模块，再通过真空泵抽真空；
S3、通过第一井筒和第三井筒向釜身的环形空腔注入去离子水；
S4、通过PID控制阀、第一注气孔和第二注气孔，由储气罐向釜身的环形空腔注入甲烷气体，模拟储层压力为15-20兆帕；
S5、调节低温控制模块至设定6-12摄氏度，釜身的环形空腔的内部模拟储层开始生成水合物，记录温度和压力传感器的数据；
S6、设置目标三相，包括水合物、去离子水、甲烷气体的饱和度并计算水合物生成压力，当釜身的模拟储层的压力降至水合物生成压力时，天然气水合物生成完毕；
其次，降压及原位热吞吐强化开采阶段，包括以下步骤：
S1、向第一注液孔以一定速率注液将移动活塞筒向下移动一段距离，将釜身的环形空腔与移动活塞筒的中心空腔连通，等待釜身的压力平稳；
S2、降低釜身内的压力，且位于目标开采压力之上，开启第二井筒，排出釜身内的部分游离自由气；
S3、向第一注液孔以一定速率注液将移动活塞筒向下移动最小量程，第一井筒、第二井筒和第三井筒保持关闭，开始一定时间的焖井阶段，釜身内的压力会逐渐上升；
S4、焖井时间结束后，打开第二井筒，降低釜身的压力，釜身内开始产气产水；
S5、当釜身内的压力降至目标开采压力时，继续下一个吞吐循环，包括焖井、开井；
最后，二氧化碳埋存阶段，包括以下步骤：
S1、时刻监测釜身内的产气速率波动及产气速率绝对值，判断两者与临界阈值大小；
S2、当产气速率波动较大且绝对值低于临界阈值时，开始向第二井筒注入二氧化碳，同时打开第一井筒和第三井筒进行气驱及二氧化碳埋存；
S3、时刻监测激光甲烷传感器获取的甲烷浓度占比，当甲烷浓度低于某临界值且反应釜的釜身的内温度长时间稳定在设置温度时，停止注入二氧化碳，此时，自生热辅助降压水合物强化开采实验结束；
S3、取出移动活塞筒内的含石英砂及自生热体系的水化产物的试样，进行相关力学实验，获取基本物性参数。
优选的，上述自生热体系包括生热剂-改性CaO粉末、胶结剂-粗颗粒硅酸盐水泥粉末、加速剂-NaCl粉末、增渗剂-钝化铝粉末、缓凝剂-CaSO4，其质量比为：8:0.5:0.5:0.5:0.5。
与现有技术相比，本发明的有益效果具体如下：
（1）本发明的高压反应釜内密封嵌套有活塞筒固定底座、固定底座套筒、定位活塞、移动活塞筒，可以实现自生热体系与石英砂混合物的原位注入，保证了自生热体系在石英砂多孔介质中的均匀分布，有助于避免自生热体系非均质分布对水合物强化开采效果的不利影响；
（2）本发明的移动活塞筒在注液泵注入液体压力的作用下可以向下滑动至高压反应釜下端盖上表面位置，实现自生热体系与釜内水合物、初始自由水的原位接触，其中自生热体系可以与水合物分解水、自由水发生水化反应并原位释放水化热，水化产物体积膨胀在填充水合物原有占据孔隙空间的同时还会提高储层渗透率，此外水化产物的气-水选择性渗透特性能保证高效、稳定的产气效果；
（3）本发明的实验方法可以分析自生热体系注入参数影响、井筒长度优选、自生热辅助降压开采优化策略、强化开采方法适用性等方面的研究，有助于论证自生热辅助降压水合物强化开采方法的可行性。
附图说明
图1是本发明的整体系统示意图；
图2是高压反应釜模块内部结构示意图；
图3是高压反应釜模块的俯视方向的示意图；
图4是可移动活塞筒位于上端的结构示意图；
图5是可移动活塞筒位于下端的结构示意图；
图6是井筒全开孔的结构示意图；
图7是井筒仅下部开孔的结构示意图；
图8是井筒仅上部开孔的结构示意图；
上图中：CH4气瓶1、CO2气瓶2、CH4减压阀3、CO2减压阀4、气体增压泵5、第一截止阀6、第一压力传感器7、储气罐8、PID控制阀9、第二截止阀10、第二压力传感器11、低温控制模块12、注液泵13、第三截止阀14、第四截止阀15、第五截止阀16、高压反应釜模块17、第一井筒18、第二井筒19、第三井筒20、井壁21、全开孔22、仅下部开孔23、仅上部开孔24、防砂网25、第一温度传感器26、第二温度传感器27、第三温度传感器28、第四温度传感器29、第五温度传感器30、第六温度传感器31、第七温度传感器32、第八温度传感器33、第九温度传感器34、第一注气孔35、第二注气孔36、第一注液孔37、第二注液孔38、活塞筒固定底座39、固定底座套筒40、定位活塞41、移动活塞筒42、反应釜下端盖43、釜身44、反应釜上端盖45、第一密封圈46、第二密封圈47、第三密封圈48、第四密封圈49、第五密封圈50、第六密封圈51、第七密封圈52、第三压力传感器53、第四压力传感器54、第五压力传感器55、第六截止阀56、第七截止阀57、第八截止阀58、第九截止阀59、真空泵60、第十截止阀61、第六压力传感器62、背压阀63、气液固分离罐64、液固过滤网65、液固分离罐66、第一电子天平67、第二电子天平68、干燥罐69、第十一截止阀70、可调质量流量计及积算仪71、激光甲烷传感器72、第十二截止阀73、气体回收罐74、数据采集线路75、数据采集卡及采集转换箱76、实时监测软件和电子计算机77、冷却水夹套78、循环泵79、电加热器80、制冷机组81、中心轴82。
具体实施方式
以下结合附图对本发明的优选实施例进行说明，应当理解，此处所描述的优选实施例仅用于说明和解释本发明，并不用于限定本发明。
实施例1，参照图1-图8，本发明提到的一种自生热辅助降压的水合物强化开采实验系统，包括高压反应釜模块17、低温控制模块12和数据采集模块，其中，还包括CH4气瓶1、CO2气瓶2、气体增压泵5、储气罐8、PID控制阀9、注液泵13、气液固分离罐64、液固分离罐66、第一电子天平67、第二电子天平68、干燥罐69、可调质量流量计及积算仪71、激光甲烷传感器72、气体回收罐74，所述CH4气瓶1和CO2气瓶2分别通过管线和气体增压泵5连接到储气罐8，所述储气罐8的输出端的一路通过管线和PID控制阀9连接到高压反应釜模块17的第一注气孔35和第二注气孔36，第二路连接到高压反应釜模块17的第二井筒19；所述高压反应釜模块17包括第一注气孔35、第二注气孔36、第一注液孔37、第二注液孔38、活塞筒固定底座39、固定底座套筒40、移动活塞筒42、反应釜下端盖43、釜身44、反应釜上端盖45，所述釜身44的下端连接反应釜下端盖43，在反应釜下端盖43的下端连接固定底座套筒40，固定底座套筒40的上部设有第一注液孔37，固定底座套筒40的下端连接活塞筒固定底座39，在活塞筒固定底座39上设有第二注液孔38，在固定底座套筒40的上端内腔设有移动活塞筒42，且移动活塞筒42位于釜身44内腔时，与釜身44内壁形成环形空腔，在釜身44的上端安设反应釜上端盖45，反应釜上端盖45的中部依次安设第一井筒18、第二井筒19和第三井筒20，第一井筒18和第三井筒20的下部位于环形空腔内，第二井筒19的下部位于移动活塞筒42的中心空腔内，所述第一井筒18、第二井筒19和第三井筒20的上端分别通过管线一路连接到注液泵13，第二路连接到气液固分离罐64，所述气液固分离罐64的上端通过管线连接干燥罐69，干燥罐69的输出端通过可调质量流量计及积算仪71、激光甲烷传感器72连接到气体回收罐74，所述气液固分离罐64的下端一路连接液固分离罐66，另一路连接到第一电子天平67，所述液固分离罐66的出口连接第二电子天平68。
参照图2，本发明的移动活塞筒42的下端外壁设有凸起部，凸起部外通过设有第二密封圈47与固定底座套筒40的内壁滑动接触，且第一注液孔37的出口位置位于凸起部的上侧；所述移动活塞筒42的内腔下部设有定位活塞41，定位活塞41的下端固定连接在中心轴82的上端，在第一注液孔37注液时，移动活塞筒42向下移动，釜身44的环形空腔与移动活塞筒42的中心空腔连通，在第二注液孔38注液时，移动活塞筒42向上移动，再次形成环形空腔和移动活塞筒42的中心空腔。
其中，上述低温控制模块12内腔安设储气罐8、PID控制阀9和高压反应釜模块17，在高压反应釜模块17的釜身44外壁设有冷却水夹套78，在低温控制模块12的下侧设有电加热器80、制冷机组81和循环泵79。
上述CH4气瓶1与气体增压泵5之间的管线上设有CH4减压阀3，CO2气瓶2与气体增压泵5之间的管线上设有CO2减压阀4；所述储气罐8的输出端的第二路通过管线和第二截止阀10连接到第二井筒19的上端。
上述注液泵13的输出端通过管线分为多路，一路通过第三截止阀14连接第一注液孔37，第二路通过第四截止阀15连接第二注液孔38，第三路通过第五截止阀16连接到第一井筒18、第二井筒19和第三井筒20的上端，且第一井筒18上端设有第六截止阀56，第二井筒19上端设有第七截止阀57，第三井筒20的上端设有第八截止阀58。
上述第一井筒18、第二井筒19和第三井筒20的上端通过第二路管线连接到气液固分离罐64，在气液固分离罐64的进口的管线设有背压阀63和第十截止阀61，且第二路管线还通过第九截止阀59连接真空泵60，所述气液固分离罐64内设有液固过滤网65。
上述数据采集模块包括数据采集线路75、数据采集卡及采集转换箱76、实时监测软件和电子计算机77，所述数据采集卡及采集转换箱76的输入端通过数据采集线路75连接第一电子天平67、第二电子天平68、可调质量流量计及积算仪71、激光甲烷传感器72和多个传感器，数据采集卡及采集转换箱76的输出端连接到实时监测软件和电子计算机77。
参照图6-图8，第一井筒18、第二井筒19、第三井筒20，所述三个井筒均由井壁21、开孔、防砂网25组成，所述开孔的形式包括全开孔22、仅下部开孔23、仅上部开孔24三种，第一井筒18、第二井筒19、第三井筒20具有三种开孔形式可选，每种开孔形式的井筒有三根，即全开孔22、仅下部开孔23或者仅上部开孔24。因此，采用不同的井筒不仅可以分析井筒长度对产气速率和累积产气量的影响，而且，可以分析出釜身内的环形空腔的水合物生成是否均匀。
另外，第一密封圈46用于活塞筒固定底座39和固定底座套筒40间的密封，所述第二密封圈47用于移动活塞筒42和固定底座套筒40间的密封，所述第三密封圈48用于移动活塞筒42和反应釜下端盖43间的密封，所述第四密封圈49用于固定底座套筒40和反应釜下端盖43间的密封，所述第五密封圈50用于定位活塞41和移动活塞筒42间的密封，所述第六密封圈51用于移动活塞筒42和反应釜上端盖45间的密封，所述第七密封圈52用于釜身44和反应釜上端盖45间的密封。
传感器包括：第一温度传感器26、第二温度传感器27、第三温度传感器28、第四温度传感器29、第五温度传感器30、第六温度传感器31、第七温度传感器32、第八温度传感器33、第九温度传感器34、第一压力传感器7、第二压力传感器11、第三压力传感器53、第四压力传感器54、第五压力传感器55、第六压力传感器62；
截止阀包括第一截止阀6、第二截止阀10、第三截止阀14、第四截止阀15、第五截止阀16、第六截止阀56、第七截止阀57、第八截止阀58、第九截止阀59、第十截止阀61、第十一截止阀70、第十二截止阀73。
本发明提到的自生热辅助降压的水合物强化开采实验系统的实验方法，包括以下过程：
首先，水合物生成，包括以下步骤：
S1、清洗并烘干高压反应釜模块17内部，检查所有截止阀和管线连通情况；
S2、打开低温控制模块12稳定温度至常温，向高压反应釜模块17的釜身44的环形空腔内部填充石英砂，测量模拟储层的孔隙度，并向移动活塞筒42的内部填充自生热体系与石英砂的混合物，其质量比为2:8，固定安装反应釜上端盖45，密闭高压反应釜模块17，再通过低温控制模块12设置温度到零下保持10小时，再通过真空泵60抽真空2小时，然后再将温度恢复到20摄氏度；
S3、通过第一井筒18和第三井筒20向釜身44的环形空腔注入去离子水；
S4、通过PID控制阀9、第一注气孔35和第二注气孔36，由储气罐8向釜身44的环形空腔注入甲烷气体，模拟储层压力为15-20兆帕；
S5、调节低温控制模块12至设定6-12摄氏度，釜身44的环形空腔的内部模拟储层开始生成水合物，记录温度和压力传感器的数据；
S6、设置目标三相，包括水合物、去离子水、甲烷气体的饱和度并计算水合物生成压力，当釜身44的模拟储层的压力降至水合物生成压力时，天然气水合物生成完毕；
其次，采用原位热激辅助降压的强化开采法，包括以下过程：
S1、通过向第一注液孔37以一定速率注液，将移动活塞筒42向下移动一段距离，将釜身44的环形空腔与移动活塞筒42的中心空腔连通，等待釜身44内的压力平稳；
S2、降低釜身44内的压力，且位于目标开采压力之上，开启第一井筒18、第二井筒19或者第三井筒20，排出釜身44内的部分游离自由气；
S3、向第一注液孔37以一定速率注液，将移动活塞筒42向下移动到最小量程，并借助背压阀63将釜身44内的压力降至目标开采压力；
S4、稳定目标开采压力，釜身44内开始产气产水，同时监测所有传感器数据；
最后，二氧化碳埋存阶段，包括以下步骤：
S1、时刻监测釜身44内的产气速率波动及产气速率绝对值，判断两者与临界阈值大小；
S2、当产气速率波动较大且绝对值低于临界阈值时，开始向第二井筒19注入二氧化碳，同时打开第一井筒18和第三井筒20进行气驱及二氧化碳埋存；
S3、时刻监测激光甲烷传感器72获取的甲烷浓度占比，当甲烷浓度低于某临界值且反应釜的釜身44的内温度长时间稳定在设置温度时，停止注入二氧化碳，此时，自生热辅助降压水合物强化开采实验结束；
S3、取出移动活塞筒42内的含石英砂及自生热体系水化产物的试样，进行相关力学实验，获取基本物性参数。
本发明提到的自生热辅助降压的水合物强化开采实验系统的实验方法，包括以下过程：
首先，水合物生成，包括以下步骤：
S1、清洗并烘干高压反应釜模块17内部，检查所有截止阀和管线连通情况；
S2、打开低温控制模块12稳定温度至常温，向高压反应釜模块17的釜身44的环形空腔内部填充石英砂，测量模拟储层的孔隙度，并向移动活塞筒42的内部填充自生热体系与石英砂的混合物，其质量比为2:8，固定安装反应釜上端盖45，密闭高压反应釜模块17，再通过低温控制模块12设置温度到零下保持10小时，再通过真空泵60抽真空2小时，然后再将温度恢复到20摄氏度；
S3、通过第一井筒18和第三井筒20向釜身44的环形空腔注入去离子水；
S4、通过PID控制阀9、第一注气孔35和第二注气孔36，由储气罐8向釜身44的环形空腔注入甲烷气体，模拟储层压力为15-20兆帕；
S5、调节低温控制模块12至设定6-12摄氏度，釜身44的环形空腔的内部模拟储层开始生成水合物，记录温度和压力传感器的数据；
S6、设置目标三相，包括水合物、去离子水、甲烷气体的饱和度并计算水合物生成压力，当釜身44的模拟储层的压力降至水合物生成压力时，天然气水合物生成完毕；
其次，降压及原位热吞吐强化开采阶段，包括以下步骤：
S1、向第一注液孔37以一定速率注液将移动活塞筒42向下移动一段距离，将釜身44的环形空腔与移动活塞筒42的中心空腔连通，等待釜身44的压力平稳；
S2、降低釜身44内的压力，且位于目标开采压力之上，开启第二井筒19，排出釜身44内的部分游离自由气；
S3、向第一注液孔37以一定速率注液将移动活塞筒42向下移动最小量程，第一井筒18、第二井筒19和第三井筒20保持关闭，开始一定时间的焖井阶段，釜身44内的压力会逐渐上升；
S4、焖井时间结束后，打开第二井筒19，降低釜身44的压力，釜身44内开始产气产水；
S5、当釜身44内的压力降至目标开采压力时，继续下一个吞吐循环，包括焖井、开井；
最后，二氧化碳埋存阶段，包括以下步骤：
S1、时刻监测釜身44内的产气速率波动及产气速率绝对值，判断两者与临界阈值大小；
S2、当产气速率波动较大且绝对值低于临界阈值时，开始向第二井筒19注入二氧化碳，同时打开第一井筒18和第三井筒20进行气驱及二氧化碳埋存；
S3、时刻监测激光甲烷传感器72获取的甲烷浓度占比，当甲烷浓度低于某临界值且反应釜的釜身44的内温度长时间稳定在设置温度时，停止注入二氧化碳，此时，自生热辅助降压水合物强化开采实验结束；
S3、取出移动活塞筒42内的含石英砂及自生热体系的水化产物的试样，进行相关力学实验，获取基本物性参数。
以上所述，仅是本发明的部分较佳实施例，任何熟悉本领域的技术人员均可能利用上述阐述的技术方案加以修改或将其修改为等同的技术方案。因此，依据本发明的技术方案所进行的相应简单修改或等同变换，尽属于本发明要求保护的范围。
Claims (9)
1.一种自生热辅助降压的水合物强化开采实验系统，包括高压反应釜模块（17）、低温控制模块（12）和数据采集模块，其特征是：还包括CH4气瓶（1）、CO2气瓶（2）、气体增压泵（5）、储气罐（8）、PID控制阀（9）、注液泵（13）、气液固分离罐（64）、液固分离罐（66）、第一电子天平（67）、第二电子天平（68）、干燥罐（69）、可调质量流量计及积算仪（71）、激光甲烷传感器（72）、气体回收罐（74），所述CH4气瓶（1）和CO2气瓶（2）分别通过管线和气体增压泵（5）连接到储气罐（8），所述储气罐（8）的输出端的一路通过管线和PID控制阀（9）连接到高压反应釜模块（17）的第一注气孔（35）和第二注气孔（36），第二路连接到高压反应釜模块（17）的第二井筒（19）；所述高压反应釜模块（17）包括第一注气孔（35）、第二注气孔（36）、第一注液孔（37）、第二注液孔（38）、活塞筒固定底座（39）、固定底座套筒（40）、移动活塞筒（42）、反应釜下端盖（43）、釜身（44）、反应釜上端盖（45），所述釜身（44）的下端连接反应釜下端盖（43），在反应釜下端盖（43）的下端连接固定底座套筒（40），固定底座套筒（40）的上部设有第一注液孔（37），固定底座套筒（40）的下端连接活塞筒固定底座（39），在活塞筒固定底座（39）上设有第二注液孔（38），在固定底座套筒（40）的上端内腔设有移动活塞筒（42），且移动活塞筒（42）位于釜身（44）内腔时，与釜身（44）内壁形成环形空腔，在釜身（44）的上端安设反应釜上端盖（45），反应釜上端盖（45）的中部依次安设第一井筒（18）、第二井筒（19）和第三井筒（20），第一井筒（18）和第三井筒（20）的下部位于环形空腔内，第二井筒（19）的下部位于移动活塞筒（42）的中心空腔内，所述第一井筒（18）、第二井筒（19）和第三井筒（20）的上端分别通过管线一路连接到注液泵（13），第二路连接到气液固分离罐（64），所述气液固分离罐（64）的上端通过管线连接干燥罐（69），干燥罐（69）的输出端通过可调质量流量计及积算仪（71）、激光甲烷传感器（72）连接到气体回收罐（74），所述气液固分离罐（64）的下端一路连接液固分离罐（66），另一路连接到第一电子天平（67），所述液固分离罐（66）的出口连接第二电子天平（68）；
所述移动活塞筒（42）的下端外壁设有凸起部，凸起部外通过设有第二密封圈（47）与固定底座套筒（40）的内壁滑动接触，且第一注液孔（37）的出口位置位于凸起部的上侧；所述移动活塞筒（42）的内腔下部设有定位活塞（41），定位活塞（41）的下端固定连接在中心轴（82）的上端，在第一注液孔（37）注液时，移动活塞筒（42）向下移动，釜身（44）的环形空腔与移动活塞筒（42）的中心空腔连通，在第二注液孔（38）注液时，移动活塞筒（42）向上移动，再次形成环形空腔和移动活塞筒（42）的中心空腔。
2.根据权利要求1所述自生热辅助降压的水合物强化开采实验系统，其特征是：所述低温控制模块（12）内腔安设储气罐（8）、PID控制阀（9）和高压反应釜模块（17），在高压反应釜模块（17）的釜身（44）外壁设有冷却水夹套（78），在低温控制模块（12）的下侧设有电加热器（80）、制冷机组（81）和循环泵（79）。
3.根据权利要求2所述自生热辅助降压的水合物强化开采实验系统，其特征是：所述CH4气瓶（1）与气体增压泵（5）之间的管线上设有CH4减压阀（3），CO2气瓶（2）与气体增压泵（5）之间的管线上设有CO2减压阀（4）；所述储气罐（8）的输出端的第二路通过管线和第二截止阀（10）连接到第二井筒（19）的上端。
4.根据权利要求3所述自生热辅助降压的水合物强化开采实验系统，其特征是：所述注液泵（13）的输出端通过管线分为多路，一路通过第三截止阀（14）连接第一注液孔（37），第二路通过第四截止阀（15）连接第二注液孔（38），第三路通过第五截止阀（16）连接到第一井筒（18）、第二井筒（19）和第三井筒（20）的上端，且第一井筒（18）上端设有第六截止阀（56），第二井筒（19）上端设有第七截止阀（57），第三井筒（20）的上端设有第八截止阀（58）。
5.根据权利要求4所述自生热辅助降压的水合物强化开采实验系统，其特征是：所述第一井筒（18）、第二井筒（19）和第三井筒（20）的上端通过第二路管线连接到气液固分离罐（64），在气液固分离罐（64）的进口的管线设有背压阀（63）和第十截止阀（61），且第二路管线还通过第九截止阀（59）连接真空泵（60），所述气液固分离罐（64）内设有液固过滤网（65）。
6.根据权利要求5所述自生热辅助降压的水合物强化开采实验系统，其特征是：所述数据采集模块包括数据采集线路（75）、数据采集卡及采集转换箱（76）、实时监测软件和电子计算机（77），所述数据采集卡及采集转换箱（76）的输入端通过数据采集线路（75）连接第一电子天平（67）、第二电子天平（68）、可调质量流量计及积算仪（71）、激光甲烷传感器（72）和多个传感器，数据采集卡及采集转换箱（76）的输出端连接到实时监测软件和电子计算机（77）。
7.根据权利要求6所述自生热辅助降压的水合物强化开采实验系统的实验方法，其特征是：包括以下过程：
首先，水合物生成，包括以下步骤：
S1、清洗并烘干高压反应釜模块（17）内部，检查所有截止阀和管线连通情况；
S2、打开低温控制模块（12）稳定温度至常温，向高压反应釜模块（17）的釜身（44）的环形空腔内部填充石英砂，测量模拟储层的孔隙度，并向移动活塞筒（42）的内部填充自生热体系与石英砂的混合物，固定安装反应釜上端盖（45），密闭高压反应釜模块（17），再通过真空泵（60）抽真空；
S3、通过第一井筒（18）和第三井筒（20）向釜身（44）的环形空腔注入去离子水；
S4、通过PID控制阀（9）、第一注气孔（35）和第二注气孔（36），由储气罐（8）向釜身（44）的环形空腔注入甲烷气体，模拟储层压力为15-20兆帕；
S5、调节低温控制模块（12）至设定6-12摄氏度，釜身（44）的环形空腔的内部模拟储层开始生成水合物，记录温度和压力传感器的数据；
S6、设置目标三相，包括水合物、去离子水、甲烷气体的饱和度并计算水合物生成压力，当釜身（44）的模拟储层的压力降至水合物生成压力时，天然气水合物生成完毕；
其次，采用原位热激辅助降压的强化开采法，包括以下过程：
S1、通过向第一注液孔（37）以一定速率注液，将移动活塞筒（42）向下移动一段距离，将釜身（44）的环形空腔与移动活塞筒（42）的中心空腔连通，等待釜身（44）内的压力平稳；
S2、降低釜身（44）内的压力，且位于目标开采压力之上，开启第一井筒（18）、第二井筒（19）或者第三井筒（20），排出釜身（44）内的部分游离自由气；
S3、向第一注液孔（37）以一定速率注液，将移动活塞筒（42）向下移动到最小量程，并借助背压阀（63）将釜身（44）内的压力降至目标开采压力；
S4、稳定目标开采压力，釜身（44）内开始产气产水，同时监测所有传感器数据；
最后，二氧化碳埋存阶段，包括以下步骤：
S1、时刻监测釜身（44）内的产气速率波动及产气速率绝对值，判断两者与临界阈值大小；
S2、当产气速率波动较大且绝对值低于临界阈值时，开始向第二井筒（19）注入二氧化碳，同时打开第一井筒（18）和第三井筒（20）进行气驱及二氧化碳埋存；
S3、时刻监测激光甲烷传感器（72）获取的甲烷浓度占比，当甲烷浓度低于某临界值且反应釜的釜身（44）的内温度长时间稳定在设置温度时，停止注入二氧化碳，此时，自生热辅助降压水合物强化开采实验结束；
S3、取出移动活塞筒（42）内的含石英砂及自生热体系水化产物的试样，进行相关力学实验，获取基本物性参数。
8.根据权利要求6所述自生热辅助降压的水合物强化开采实验系统的实验方法，其特征是：包括以下过程：
首先，水合物生成，包括以下步骤：
S1、清洗并烘干高压反应釜模块（17）内部，检查所有截止阀和管线连通情况；
S2、打开低温控制模块（12）稳定温度至常温，向高压反应釜模块（17）的釜身（44）的环形空腔内部填充石英砂，测量模拟储层的孔隙度，并向移动活塞筒（42）的内部填充自生热体系与石英砂的混合物，固定安装反应釜上端盖（45），密闭高压反应釜模块（17），再通过真空泵（60）抽真空；
S3、通过第一井筒（18）和第三井筒（20）向釜身（44）的环形空腔注入去离子水；
S4、通过PID控制阀（9）、第一注气孔（35）和第二注气孔（36），由储气罐（8）向釜身（44）的环形空腔注入甲烷气体，模拟储层压力为15-20兆帕；
S5、调节低温控制模块（12）至设定6-12摄氏度，釜身（44）的环形空腔的内部模拟储层开始生成水合物，记录温度和压力传感器的数据；
S6、设置目标三相，包括水合物、去离子水、甲烷气体的饱和度并计算水合物生成压力，当釜身（44）的模拟储层的压力降至水合物生成压力时，天然气水合物生成完毕；
其次，降压及原位热吞吐强化开采阶段，包括以下步骤：
S1、向第一注液孔（37）以一定速率注液将移动活塞筒（42）向下移动一段距离，将釜身（44）的环形空腔与移动活塞筒（42）的中心空腔连通，等待釜身（44）的压力平稳；
S2、降低釜身（44）内的压力，且位于目标开采压力之上，开启第二井筒（19），排出釜身（44）内的部分游离自由气；
S3、向第一注液孔（37）以一定速率注液将移动活塞筒（42）向下移动最小量程，第一井筒（18）、第二井筒（19）和第三井筒（20）保持关闭，开始一定时间的焖井阶段，釜身（44）内的压力会逐渐上升；
S4、焖井时间结束后，打开第二井筒（19），降低釜身（44）的压力，釜身（44）内开始产气产水；
S5、当釜身（44）内的压力降至目标开采压力时，继续下一个吞吐循环，包括焖井、开井；
最后，二氧化碳埋存阶段，包括以下步骤：
S1、时刻监测釜身（44）内的产气速率波动及产气速率绝对值，判断两者与临界阈值大小；
S2、当产气速率波动较大且绝对值低于临界阈值时，开始向第二井筒（19）注入二氧化碳，同时打开第一井筒（18）和第三井筒（20）进行气驱及二氧化碳埋存；
S3、时刻监测激光甲烷传感器（72）获取的甲烷浓度占比，当甲烷浓度低于某临界值且反应釜的釜身（44）的内温度长时间稳定在设置温度时，停止注入二氧化碳，此时，自生热辅助降压水合物强化开采实验结束；
S3、取出移动活塞筒（42）内的含石英砂及自生热体系的水化产物的试样，进行相关力学实验，获取基本物性参数。
9.根据权利要求7或8所述自生热辅助降压的水合物强化开采实验系统的实验方法，其特征是：所述自生热体系包括生热剂-改性CaO粉末、胶结剂-粗颗粒硅酸盐水泥粉末、加速剂-NaCl粉末、增渗剂-钝化铝粉末、缓凝剂-CaSO4，其质量比为：8:0.5:0.5:0.5:0.5。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202211310359.XA CN115370335B (zh) | 2022-10-25 | 2022-10-25 | 自生热辅助降压的水合物强化开采实验系统及实验方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202211310359.XA CN115370335B (zh) | 2022-10-25 | 2022-10-25 | 自生热辅助降压的水合物强化开采实验系统及实验方法 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN115370335A CN115370335A (zh) | 2022-11-22 |
| CN115370335B true CN115370335B (zh) | 2022-12-16 |
Family
ID=84074272
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN202211310359.XA Active CN115370335B (zh) | 2022-10-25 | 2022-10-25 | 自生热辅助降压的水合物强化开采实验系统及实验方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN115370335B (zh) |
Families Citing this family (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN116658123B (zh) * | 2023-02-03 | 2023-11-14 | 中国石油大学(华东) | 一种自生热辅助降压强化开采水合物的方法 |
| CN117368066B (zh) * | 2023-10-10 | 2024-05-17 | 大连理工大学 | 基于纳米ct水合物原位生成、渗流模拟装置及其使用方法 |
| CN117266798B (zh) * | 2023-11-23 | 2024-01-16 | 中国石油大学(华东) | 一种水合物与浅层气联合开采物理模拟实验装置及方法 |
| CN117662079B (zh) * | 2024-02-02 | 2024-04-12 | 中国石油大学(华东) | 基于固态流化法的水合物海底分解及二氧化碳埋存装置及方法 |
Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN201666147U (zh) * | 2010-03-12 | 2010-12-08 | 中国石油化工股份有限公司 | 三维物理模拟装置本体 |
| RU2455476C1 (ru) * | 2010-12-20 | 2012-07-10 | Рауф Нухович Рахманов | Способ добычи тяжелой нефти |
| CN104215572A (zh) * | 2014-09-24 | 2014-12-17 | 中国石油天然气股份有限公司 | 多相介质高温高压腐蚀速率测试装置 |
| CN104453794A (zh) * | 2014-11-20 | 2015-03-25 | 中国科学院广州能源研究所 | 天然气水合物开采全过程模拟实验系统及模拟方法 |
| CN108386164A (zh) * | 2018-03-05 | 2018-08-10 | 浙江大学 | 超重力条件下的天然气水合物热激法开采模拟装置 |
| CN110630228A (zh) * | 2019-09-23 | 2019-12-31 | 中国地质大学（武汉） | 评价co2/n2置换法开采水合物时井筒出砂与防砂的装置及方法 |
| WO2021227384A1 (zh) * | 2020-05-09 | 2021-11-18 | 中国华能集团有限公司 | 一种超重力水合物研究实验系统及方法 |
| CN114352272A (zh) * | 2020-09-28 | 2022-04-15 | 中国石油天然气股份有限公司 | 三向加载模拟水合物储层增产改造及开采的三维实验系统 |
Family Cites Families (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN110847873B (zh) * | 2019-11-08 | 2021-01-15 | 中国科学院广州能源研究所 | 一种低渗天然气水合物藏原位水力射流开采装置及方法 |
-
2022
- 2022-10-25 CN CN202211310359.XA patent/CN115370335B/zh active Active
Patent Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN201666147U (zh) * | 2010-03-12 | 2010-12-08 | 中国石油化工股份有限公司 | 三维物理模拟装置本体 |
| RU2455476C1 (ru) * | 2010-12-20 | 2012-07-10 | Рауф Нухович Рахманов | Способ добычи тяжелой нефти |
| CN104215572A (zh) * | 2014-09-24 | 2014-12-17 | 中国石油天然气股份有限公司 | 多相介质高温高压腐蚀速率测试装置 |
| CN104453794A (zh) * | 2014-11-20 | 2015-03-25 | 中国科学院广州能源研究所 | 天然气水合物开采全过程模拟实验系统及模拟方法 |
| CN108386164A (zh) * | 2018-03-05 | 2018-08-10 | 浙江大学 | 超重力条件下的天然气水合物热激法开采模拟装置 |
| CN110630228A (zh) * | 2019-09-23 | 2019-12-31 | 中国地质大学（武汉） | 评价co2/n2置换法开采水合物时井筒出砂与防砂的装置及方法 |
| WO2021227384A1 (zh) * | 2020-05-09 | 2021-11-18 | 中国华能集团有限公司 | 一种超重力水合物研究实验系统及方法 |
| CN114352272A (zh) * | 2020-09-28 | 2022-04-15 | 中国石油天然气股份有限公司 | 三向加载模拟水合物储层增产改造及开采的三维实验系统 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN115370335A (zh) | 2022-11-22 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN115370335B (zh) | 自生热辅助降压的水合物强化开采实验系统及实验方法 | |
| CN101575964B (zh) | 模拟天然气水合物开采的实验方法及装置 | |
| Wang et al. | Methane hydrate reformation in porous media with methane migration | |
| Kou et al. | Influence of heat conduction and heat convection on hydrate dissociation by depressurization in a pilot-scale hydrate simulator | |
| Chen et al. | Experimental investigation of the behavior of methane gas hydrates during depressurization-assisted CO2 replacement | |
| Yang et al. | A three-dimensional study on the formation and dissociation of methane hydrate in porous sediment by depressurization | |
| Li et al. | Experimental study on gas production from methane hydrate in porous media by SAGD method | |
| Li et al. | Production behavior of methane hydrate in porous media using huff and puff method in a novel three-dimensional simulator | |
| Liu et al. | Accelerating gas production of the depressurization-induced natural gas hydrate by electrical heating | |
| WO2017008354A1 (zh) | 一种研究天然气水合物分解过程中多孔介质骨架变化的实验装置及实验方法 | |
| 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 | |
| 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 | |
| CN110847873A (zh) | 一种低渗天然气水合物藏原位水力射流开采装置及方法 | |
| WO2022001095A1 (zh) | 可燃冰开采泄漏模拟及环境参数定量反演的系统与方法 | |
| CN111577212A (zh) | 大尺度天然气水合物形成分解地质环境模拟系统及方法 | |
| CN108005618A (zh) | 一种基于太阳能-海水源热泵联合供热技术的天然气水合物开采装置及方法 | |
| Yang et al. | Dissociation characteristics of methane hydrate using depressurization combined with thermal stimulation | |
| Zhang et al. | Comparison of fluid production between excess-gas and excess-water hydrate-bearing sediments under depressurization and its implication on energy recovery | |
| CN105649589B (zh) | 综合太阳能与超声空化开采天然气水合物的实验装置及方法 | |
| Sun et al. | Gas hydrate dissociation by depressurization along with ice occurrence and sand migration | |
| Zeng et al. | Experimental study on the influence of brine concentration on the dissociation characteristics of methane hydrate | |
| 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 | |
| CN211448630U (zh) | 一种降压和双管注入改性流体开采天然气水合物的装置 | |
| Li et al. | Experimental study of methane hydrate dissociation by depressurization and electrical heating | |
| CN207568572U (zh) | 一种模拟注入co2与生石灰粉开采天然气水合物实验装置 |
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 |