CN117888870A - 一种油页岩原位转化制油气制氢的工艺方法及系统 - Google Patents
一种油页岩原位转化制油气制氢的工艺方法及系统 Download PDFInfo
- Publication number
- CN117888870A CN117888870A CN202211253713.XA CN202211253713A CN117888870A CN 117888870 A CN117888870 A CN 117888870A CN 202211253713 A CN202211253713 A CN 202211253713A CN 117888870 A CN117888870 A CN 117888870A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- gas
- oil
- oil shale
- fracturing
- pyrolysis
- 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.)
- Pending
Links
- 239000004058 oil shale Substances 0.000 title claims abstract description 148
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 title claims abstract description 108
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 96
- 230000008569 process Effects 0.000 title claims abstract description 79
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 title claims abstract description 66
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 title claims abstract description 50
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 title claims abstract description 50
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 47
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 200
- 238000000197 pyrolysis Methods 0.000 claims abstract description 54
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 49
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims abstract description 42
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 36
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 36
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 claims abstract description 30
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims abstract description 22
- 238000006555 catalytic reaction Methods 0.000 claims abstract description 21
- 238000004064 recycling Methods 0.000 claims abstract description 13
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims description 64
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 claims description 33
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 29
- 229910001868 water Inorganic materials 0.000 claims description 28
- 239000000919 ceramic Substances 0.000 claims description 24
- 238000003860 storage Methods 0.000 claims description 19
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 16
- 230000000087 stabilizing effect Effects 0.000 claims description 15
- 238000009833 condensation Methods 0.000 claims description 13
- 230000005494 condensation Effects 0.000 claims description 13
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 claims description 13
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 12
- 230000003197 catalytic effect Effects 0.000 claims description 11
- 239000004033 plastic Substances 0.000 claims description 9
- 239000011148 porous material Substances 0.000 claims description 8
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 claims description 4
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 4
- 239000002351 wastewater Substances 0.000 claims description 4
- 239000010425 asbestos Substances 0.000 claims description 3
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims description 3
- 238000009413 insulation Methods 0.000 claims description 3
- 239000012774 insulation material Substances 0.000 claims description 3
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 3
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims description 3
- 229910052895 riebeckite Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 2
- 230000006378 damage Effects 0.000 abstract description 5
- 239000000047 product Substances 0.000 description 41
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 21
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 21
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 20
- 239000003570 air Substances 0.000 description 10
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 10
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 9
- 238000003763 carbonization Methods 0.000 description 7
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 6
- 230000009471 action Effects 0.000 description 5
- 238000004590 computer program Methods 0.000 description 5
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 5
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 5
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 5
- 238000007233 catalytic pyrolysis Methods 0.000 description 4
- 230000008859 change Effects 0.000 description 4
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 4
- 238000005265 energy consumption Methods 0.000 description 4
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 4
- 230000004913 activation Effects 0.000 description 3
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000006227 byproduct Substances 0.000 description 3
- 229910010293 ceramic material Inorganic materials 0.000 description 3
- 150000002431 hydrogen Chemical class 0.000 description 3
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 3
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 3
- 239000002808 molecular sieve Substances 0.000 description 3
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 3
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 3
- URGAHOPLAPQHLN-UHFFFAOYSA-N sodium aluminosilicate Chemical compound [Na+].[Al+3].[O-][Si]([O-])=O.[O-][Si]([O-])=O URGAHOPLAPQHLN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000004065 wastewater treatment Methods 0.000 description 3
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 2
- 239000000470 constituent Substances 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000002844 melting Methods 0.000 description 2
- 230000008018 melting Effects 0.000 description 2
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 2
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 2
- 239000003079 shale oil Substances 0.000 description 2
- 239000011949 solid catalyst Substances 0.000 description 2
- 229920000742 Cotton Polymers 0.000 description 1
- UCKMPCXJQFINFW-UHFFFAOYSA-N Sulphide Chemical compound [S-2] UCKMPCXJQFINFW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 239000003513 alkali Substances 0.000 description 1
- 230000005587 bubbling Effects 0.000 description 1
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 1
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002734 clay mineral Substances 0.000 description 1
- 239000000567 combustion gas Substances 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 229910052593 corundum Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010431 corundum Substances 0.000 description 1
- 238000005336 cracking Methods 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 230000007547 defect Effects 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 239000002737 fuel gas Substances 0.000 description 1
- 230000006870 function Effects 0.000 description 1
- 238000002309 gasification Methods 0.000 description 1
- 150000004820 halides Chemical class 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 229910001507 metal halide Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910044991 metal oxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000004706 metal oxides Chemical class 0.000 description 1
- 229910052976 metal sulfide Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000005012 migration Effects 0.000 description 1
- 238000013508 migration Methods 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- 235000010755 mineral Nutrition 0.000 description 1
- 238000000465 moulding Methods 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 description 1
- 238000003825 pressing Methods 0.000 description 1
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 description 1
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- HBMJWWWQQXIZIP-UHFFFAOYSA-N silicon carbide Chemical compound [Si+]#[C-] HBMJWWWQQXIZIP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910010271 silicon carbide Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000005245 sintering Methods 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 229910052723 transition metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000003624 transition metals Chemical class 0.000 description 1
- 239000011592 zinc chloride Substances 0.000 description 1
- 235000005074 zinc chloride Nutrition 0.000 description 1
- JIAARYAFYJHUJI-UHFFFAOYSA-L zinc dichloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Zn+2] JIAARYAFYJHUJI-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
Abstract
本发明提供一种油页岩原位转化制油气制氢系统，其包含：原位加热转化系统，其用于在热解转化过程中，向注热井内输送热混合气体或放置井下加热器，使油页岩中的有机质转化为热解沥青；产物再利用系统，其用于收集热解转化过程产生的气体，以应用于压裂催化过程，使热解沥青转化为油页岩油和气；产物分离收集系统，其用于实现热解转化过程以及压裂催化过程中油气产物的分级收集。本发明大大降低了传统加热至500℃以上原位开采工艺的成本，实现了清洁能源的综合利用，减少了对环境的危害。
Description
技术领域
本发明涉及油页岩开采技术领域，具体地说，涉及一种油页岩原位转化制油气制氢的工艺方法及系统。
背景技术
油页岩大多沉积在地下深处，经成岩作用和挥发物质散失等物理化学作用，成为油页岩层，通过加热干馏的手段从油页岩中取得油页岩油。目前油页岩开发主要有地面干馏和原位转化开采两种方式。地面干馏则是指油页岩经露头开采或井下开采，送至地面，经破碎筛分至所需粒度或块度，进入干馏炉内加热干馏，生产油页岩油气。原位转化开采是指埋藏于地下的油页岩不经开采，直接在地下设法加热干馏，在地下分解，生产的油页岩油气被导至地面。与地面干馏相比，原位开采具有节省露头开采费用、降低地面植被破坏程度和占地面积少等优点。
现有技术的原位开采通过引燃输送到地下的可燃气体和助燃气体所产生的热量作为干馏地下油页岩层的热源，其中，烃类气体或水蒸气加热到400℃～700℃后注入到油页岩矿层，通过对流换热方式对油页岩层进行加热，成本高，效率低，热量损耗大；地下燃烧虽可提供大量的热量，但这是一种不可恢复的开采的方式，反应过程不易控制，对引燃装置及介质都有较高的要求。
催化剂能够改变反应过程中化学反应必需的活化能，从而改变反应速率、加快反应进行。通过添加催化剂降低油页岩原位油气转化所需的温度、改善油气产物品质成了油页岩原位转化工业化的一种方向。与非催化热解相比，催化热解能提高油页岩油产率，提高油页岩热解转化率。但对于油页岩原位油气转化开采来说，往地下加入固体催化剂是十分困难的，且催化剂的组成物质之多，催化剂的配制操作复杂，成本高。
因此，本发明提供了一种油页岩原位转化制油气制氢的工艺方法及系统。
发明内容
针对现有原位开采技术成本高、效率低的不足，依据有机地球化学动力学反应原理，本发明提供了一种先转化、再催化和综合利用原地转化副产物氢能的技术工艺，提高清洁能源的综合利用，从而降低原位开采成本，实现经济有效开采。本发明提供了一种油页岩原位转化制油气制氢系统，所述系统包含：
原位加热转化系统，其用于在热解转化过程中，向注热井(5)内输送热混合气体或放置井下加热器(4)，使油页岩中的有机质转化为热解沥青；
产物再利用系统，其用于收集热解转化过程产生的气体，以应用于压裂催化过程，使热解沥青转化为油页岩油和气；
产物分离收集系统，其用于实现热解转化过程以及压裂催化过程中油气产物的分级收集。
根据本发明的一个实施例，所述原位加热转化系统包括：控制器(7)、稳压装置(9)、气体管道(8)以及井下加热器(4)，其中，控制器(7)与稳压装置(9)的进口相连接，稳压装置(9)的出口通过气体管道(8)与注热井(5)内部连通，并在稳压装置(9)的出口处设置有单向阀，防止气体回流；井下加热器(4)设置在气体管道(8)的井下端；气体管道(8)外部缠设有保温材料，用于降低热交换，减少热量的损失。
根据本发明的一个实施例，所述产物再利用系统包括气体在线检测器(12)、混合气利用装置(11)和气体泵(10)，其中，气体在线检测器(12)通过管路与混合气体利用装置(11)入气口连接，气体泵(10)通过管路与混合气利用装置(11)出气口连接，同时气体泵(10)通过管路与气体管道(8)连通；混合气利用装置(11)外部包裹有保温石棉层。
根据本发明的一个实施例，所述产物分离收集系统包括分级冷凝装置(13)、油水分离器(14)、重油储集罐(15)、三相分离器(16)、轻油储集罐(17)、氢气处理储存装置(18)以及废水处理器(19)，其中，分级冷凝装置(13)的入口通过管路与生产井(6)内部连通，分级冷凝装置(13)的出口通过管路与油水分离器(14)连接；废水处理器(19)、重油储集罐(15)和三相分离器(16)分别通过管路与油水分离器(14)连接；轻油储集罐(17)、氢气处理储存装置(18)与三相分离器(16)通过管路连接。
根据本发明的一个实施例，生产井(6)以注热井(5)为中心呈三角形或四边形或六边形或圆形分布，注热井(5)与生产井(6)以及生产井(6)与生产井(6)之间的距离为15～25m，若采用压裂或水平井模式增大反应区孔隙或通道技术后，注热井(5)与生产井(6)之间的距离不受15～25m的限制。
根据本发明的另一个方面，还提供了一种油页岩原位转化制油气制氢的工艺方法，通过如上任一项所述的系统执行，所述方法包含：
通过所述原位加热转化系统在热解转化过程中，向注热井(5)内输送热混合气体或放置井下加热器(4)，使油页岩中的有机质转化为热解沥青；
通过所述产物再利用系统收集热解转化过程产生的气体，以应用于压裂催化过程，使热解沥青转化为油页岩油和气；
通过所述产物分离收集系统实现热解转化过程以及压裂催化过程中油气产物的分级收集。
根据本发明的一个实施例，所述方法包含：
钻至少一口加热井(5)和至少一口生产井(6)至目标油页岩层(1)，并在加热井(5)内布置井下加热器(4)或形成有热混合气体注入通道；生产井(6)形成有气体流出通道和油页岩油气抽取通道；
在热解转化过程中，将320～350℃的热混合气体通过注热井(5)的注入通道注入井内，或启动井下加热器(4)对油页岩层(1)进行初步加热，使油页岩地层温度达320～350℃；
在压裂催化过程中，在生产井(6)中采用水力压裂的方式进行人工造缝，形成压裂裂缝，在压裂造缝的同时将外部包裹塑料外壳内部含有催化剂的多孔陶瓷支撑剂随压裂液一起压入压裂裂缝中，使其充满整个压裂区；
在压裂催化过程中，使用井下加热器(4)或利用回收的热解转化过程产生的热混合气体使油页岩层(1)温度加热至350-400℃；
在压裂催化过程中，油气水产物通过生产井(6)的气体流出通道收集，经过所述产物分离收集系统进行油气水分离，分别收集重质油、轻质油和气体，并对气体的氢气进行分离提取储存。
根据本发明的一个实施例，多孔陶瓷的孔隙度和抗压强度根据目标地层深度和地层压力选择，所用催化剂种类及其含量根据设定的开采工艺选择，具体参数应根据当地油页岩层的具体性质特点而定，确保多孔陶瓷支撑剂抗压强度足够，并且催化剂载体在加热过程中可以释放出足够量的催化物质作用于油页岩。
根据本发明的一个实施例，所述多孔陶瓷支撑剂抗压强度5-30MPa。
根据本发明的另一个方面，还提供了一种存储介质，其包含用于执行如上任一项所述的方法步骤的一系列指令。
本发明提供的一种油页岩原位转化制油气制氢的工艺方法及系统，采用井下加热器或热混合气体注入地下油页岩层中，加热油页岩层至320-350℃，使油页岩中的有机质转化为热解沥青，采用内部填充催化生烃物质的多孔陶瓷材料作为支撑剂，通过压裂注入催化剂，热至350-400℃，释放出的催化物质作用于热解沥青，使其转化为高品质的油页岩油和气，同时多孔陶瓷支撑剂本身的高孔隙度，使得油页岩地层内部孔隙度进一步提高。对产出的气体进行分离收集烃气和氢气，进行控制和回收注到地下再利用，为油页岩原位转化加热提供能量，并且提取了副产品氢气资源，减少了能耗，提高了产品附加值，大大降低了传统加热至500℃以上原位开采工艺的成本，实现了清洁能源的综合利用，减少了对环境的危害。
本发明的其它特征和优点将在随后的说明书中阐述，并且，部分地从说明书中变得显而易见，或者通过实施本发明而了解。本发明的目的和其他优点可通过在说明书、权利要求书以及附图中所特别指出的结构来实现和获得。
附图说明
附图用来提供对本发明的进一步理解，并且构成说明书的一部分，与本发明的实施例共同用于解释本发明，并不构成对本发明的限制。在附图中：
图1显示了根据本发明的一个实施例的一种油页岩原位转化制油气制氢系统示意图；
图2显示了根据本发明的一个实施例的一种油页岩原位转化制油气制氢的工艺方法流程图。
附图中，相同的部件使用相同的附图标记。另外，附图并未按照实际的比例绘制。
在附图中各附图标记的含义如下：1-油页岩层，2-下伏岩层，3-上覆岩层，4-井下加热器，5-注热井，6-生产井，7-控制器，8-气体管道，9-稳压装置，10-气体泵，11-混合气利用装置，12-气体在线检测器，13-分级冷凝装置，14-油水分离器，15-重油储集罐，16-三相分离器，17-轻油储集罐，18-氢气处理储存装置，19-废水处理器。
具体实施方式
为使本发明的目的、技术方案和优点更加清楚，以下结合附图对本发明实施例作进一步地详细。
与地面干馏相比，原位开采具有节省露头开采费用、降低地面植被破坏程度和占地面积少等优点。早在上世纪70年代，Michael申请的美国专利“Shale oil recoveryprocess using heated oil-miscible fluids”(美国专利第3515213号)中提出采用热的挥发性烃类蒸汽循环加热地下油页岩层；2004年，埃克森美孚申请专利“从不可渗透的油页岩中采收碳氢化合物”(专利号CN18975168A)，提出采用循环流体，主要是烃类或水或饱和水蒸气作为热载体来加热油页岩层；太原理工大学提出了通过对流加热油页岩开采油气的方法，其中在专利CN1676870A中公开了通过高温过热水蒸气对流传输加热油页岩矿层，在专利CN101122226A中公开采用高压高温烃类气体作为对流介质。
与此同时，美国专利4483398、4552214和4703798等公开了燃烧地下油页岩层提取页岩油气的火驱法；国内多家企业与高校也相继提出了类似方法；如专利CN102425399A主张采用两竖井模式，通过布置在其中一口井内可燃气体和氧气管道输送气体至油页岩地层内并在燃气管口点燃，以实现对油页岩层的加热，且通过在两口井内加压对油页岩层进行造缝；专利CN102383772A中主张通过布置在油页岩层底部的水平定向井来引燃油页岩层，通过不同的通道鼓入富氧气体来实现正向、反向和定点气化干馏油页岩层。以及申请号为201310152389.7和申请号为201310152533.7的专利中都是通过引燃输送到地下的可燃气体和助燃气体所产生的热量作为干馏地下油页岩层的热源。
其中，烃类气体或水蒸气加热到400℃～700℃后注入到油页岩矿层，通过对流换热方式对油页岩层进行加热，成本高，效率低，热量损耗大；地下燃烧虽可提供大量的热量，但这是一种不可恢复的开采的方式，反应过程不易控制，对引燃装置及介质都有较高的要求。油页岩是一种高矿物质含量的固体可燃有机沉积岩，赋存未完全成熟的有机质-干酪根，经热解(低温干馏)可得到油页岩油和油页岩气。在热解过程中会发生一系列的物理化学反应，加热初期结合水会蒸馏，随后干酪根受热转化成沥青，热沥青进一步分解成油页岩油的燃料气体，最后残余有机质及无机矿物逐步分解。如何在热解过程中控制物理化学反应，使油页岩热解能量产出、消耗比最合理，成为技术可行性的关键因素。
催化剂能够改变反应过程中化学反应必需的活化能，从而改变反应速率、加快反应进行。通过添加催化剂降低油页岩原位油气转化所需的温度、改善油气产物品质成了油页岩原位转化工业化的一种方向。与非催化热解相比，催化热解能提高油页岩油产率，提高油页岩热解转化率。一些研究者通过室内试验探索了如下催化物质的效果：①粘土矿物、无机盐类等；②金属催化剂，主要是Fe、Co、Mo、Ni催化剂；③金属氧化物、硫化物及卤化物催化剂，如ZnCl2、M0S2等；④分子筛催化剂，如ZSM-5系列分子筛、Y型分子筛等。
但对于油页岩原位油气转化开采来说，往地下加入固体催化剂是十分困难的，且催化剂的组成物质之多，催化剂的配制操作复杂，成本高。因此，遴选一条合适的原位转化制油气工艺及系统，降低热解生烃反应必需的活化能，从而改变反应途经、加快反应速率，降低油页岩原位油气转化所需的温度、改善油气产物品质，才是符合地下原位转化开采的有效途径。
图1显示了根据本发明的一个实施例的一种油页岩原位转化制油气制氢系统示意图。
一种油页岩原位转化制油气制氢系统包含：原位加热转化系统、产物再利用系统、产物分离收集系统。其中，原位加热转化系统用于在热解转化过程中，向注热井5内输送热混合气体或放置井下加热器4，使油页岩中的有机质转化为热解沥青。产物再利用系统用于收集热解转化过程产生的气体，以应用于压裂催化过程，使热解沥青转化为油页岩油和气。产物分离收集系统用于实现热解转化过程以及压裂催化过程中油气产物的分级收集。
在一个实施例中，如图1所示，原位加热转化系统包括：控制器7、稳压装置9、气体管道8以及井下加热器4，其中，控制器7与稳压装置9的进口相连接，稳压装置9的出口通过气体管道8与注热井5内部连通，并在稳压装置9的出口处设置有单向阀，防止气体回流；井下加热器4设置在气体管道8的井下端。
在一个实施例中，井下加热器4与可编程逻辑器件PLD电性连接，井下加热器4由可编程逻辑器件PLD进行电子控制，用于实时控制注热井5井内加热载体的温度。
在一个实施例中，气体管道8外部缠设有保温材料，用于降低热交换，减少热量的损失，进一步地，气体管道8外部缠设有保温棉和伴热带，用于降低热交换，减少热量的损失。
在一个实施例中，如图1所示，产物再利用系统包括气体在线检测器12、混合气利用装置11和气体泵10，其中，气体在线检测器12通过管路与混合气体利用装置11入气口连接，气体泵10通过管路与混合气利用装置11出气口连接，同时气体泵10通过管路与气体管道8连通；混合气利用装置11外部包裹有保温石棉层。
在一个实施例中，如图1所示，产物分离收集系统包括分级冷凝装置13、油水分离器14、重油储集罐15、三相分离器16、轻油储集罐17、氢气处理储存装置18以及废水处理器19，其中，分级冷凝装置13的入口通过管路与生产井6内部连通，分级冷凝装置13的出口通过管路与油水分离器14连接；废水处理器19、重油储集罐15和三相分离器16分别通过管路与油水分离器14连接；轻油储集罐17、氢气处理储存装置18与三相分离器16通过管路连接。
在一个实施例中，生产井6以注热井5为中心呈三角形或四边形或六边形或圆形分布。
在一个实施例中，注热井5可是直接采用水平定向井连接注热井5与生产井6，建立起油气通道；也可以联合使用水平井与压裂技术，在两个平行的水平井间进行压裂扩大反应区面积等。进一步地，若直接采用水平定向井连接注热井5与生产井6，建立起油气通道，则注热井5与生产井6以及生产井6与生产井6之间的距离为15～25m。若采用压裂或水平井模式增大反应区孔隙或通道技术后，注热井5与生产井6之间的距离不受15～25m的限制。
本发明涉及一种油页岩原位转化制油气制氢系统，包括原位加热转化系统、产物分离收集系统和产物再利用系统。采用井下加热器4或热混合气体加热油页岩层至320-350℃，使油页岩中的有机质转化为热解沥青，然后通过压裂注入催化剂，热至350-400℃，使热解沥青转化为高品质的油页岩油和气，对产出的气体进行分离收集烃气和氢气，进行控制和回注再利用，为油页岩原位转化加热提供能量，减少了能耗，提高了产品附加值。
图2显示了根据本发明的一个实施例的一种油页岩原位转化制油气制氢的工艺方法流程图。
如图2所示，在步骤S1中，通过原位加热转化系统在热解转化过程中，向注热井5内输送热混合气体或放置井下加热器4，使油页岩中的有机质转化为热解沥青。
在一个实施例中，钻至少一口加热井5和至少一口生产井6至目标油页岩层1，并在加热井5内布置井下加热器4或形成有热混合气体注入通道；生产井6形成有气体流出通道和油页岩油气抽取通道。
在热解转化过程中，将320～350℃的热混合气体通过注热井5的注入通道注入井内，或启动井下加热器4对油页岩层1进行初步加热，使油页岩地层温度达320～350℃。此时，油页岩中结合水蒸发，岩石的孔隙开始不断变大，为油页岩油、气体的运移提供通道；油页岩中的有机质主要转化为热解沥青，但吸附在孔隙中，与此同时有少量的烃类和非烃类气体生成，并将产生的气体进行导出地面进行分离。
如图2所示，在步骤S2中，通过产物再利用系统收集热解转化过程产生的气体，以应用于压裂催化过程，使热解沥青转化为油页岩油和气。
在一个实施例中，在压裂催化过程中，在生产井6中采用水力压裂的方式进行人工造缝，形成压裂裂缝，在压裂造缝的同时将外部包裹塑料外壳内部含有催化剂的多孔陶瓷支撑剂随压裂液一起压入压裂裂缝中，使其充满整个压裂区。进一步地，塑料外壳保护多孔陶瓷支撑剂内部的催化剂载体不会在压裂过程中溶解在水中，所用多孔陶瓷的孔隙度和抗压强度根据目标地层深度和地层压力选择，所用催化剂种类及其含量根据设定的开采工艺选择，具体参数应根据当地油页岩层的具体性质特点而定，确保多孔陶瓷支撑剂抗压强度足够，并且催化剂载体在加热过程中可以释放出足够量的催化物质作用于油页岩。在一个实施例中，多孔陶瓷支撑剂抗压强度5-30MPa。
在压裂催化过程中，使用井下加热器4或利用回收的热解转化过程产生的热混合气体使油页岩层1温度加热至350-400℃。具体来说，使用井下加热器4或利用回收的热混合气体使油页岩层温度加热至350-400℃，在加热过程中，当油页岩层内的温度超过塑料外壳的熔点时，塑料外壳融化，多孔陶瓷支撑剂表面的孔隙与外界连通，多孔陶瓷支撑剂内部的催化剂释放，在温度的作用下与油页岩内部的热解沥青发生反应，生成高热量碳氢液态化合物和混合气体，油页岩层的孔隙度和渗透率不断增大。
如图2所示，在步骤S3中，通过产物分离收集系统实现热解转化过程以及压裂催化过程中油气产物的分级收集。
在压裂催化过程中，油气水产物通过生产井6的气体流出通道收集，经过产物分离收集系统进行油气水分离，分别收集重质油、轻质油和气体，并对气体的氢气进行分离提取储存。具体来说，油气水产物通过生产井6的气体流出通道收集，经过分级冷凝装置13进行油气水分离，分别收集重质油、轻质油和气体，并对气体的氢气进行分离提取储存。
本发明提供一种高效裂解、降低能耗的油页岩原位转化制油气制氢的方法，采用井下加热器4或热混合气体(特定的碳氢烃类气体、氮气、二氧化碳、水、氧、空气等)注入地下油页岩层中，加热油页岩层至320-350℃，使油页岩中的有机质转化为热解沥青，然后通过压裂注入催化剂，热至350-400℃，使热解沥青转化为高品质的油页岩油和气，在整个反应过程中，对产出的气体进行分离收集烃气和氢气，进行控制和回收注到地下为油页岩原位转化加热提供能量。
在一个实施例中，通过如图1所示的油页岩原位转化制油气制氢系统进行油页岩原位转化制油气制氢工艺的具体实施过程为：
首先，钻一口注热井5和一口生产井6至目标油页岩层1，并在加热井5内布置井下加热器4。启动控制器7，通过稳压装置9平稳气体压力，设置井下加热器4的加热温度，经由气体管道8向注热井5内输送常温空气，并经井下加热器4加热后向油页岩层1注入温度范围为320-350℃的高温空气，通过各管理之间的闭式连接，实现热混合气体在注热井5、上覆岩层3、油页岩层1、下伏岩层2及生产井6等整个原位开采系统中的全循环。同时，设定气体在线检测器12的烃气浓度报警值，准确控制混合气利用装置11的气体组成。
当油页岩层1被加热至320-350℃时，其所含的有机质发生大量的热解，产生气态可凝性油气产物和水产物，以及不凝性的气体产物，这些热解产物在气流的携带作用下从油页岩层1循环至底部，进入产物分离收集系统。其中，气态可凝性油气产物和水产物通过分级冷凝装置13、油水分离器14、重油储集罐15、三相分离器16及轻油储集罐17进行相应的分离和收集存储；未被分离和收集的不凝性气体产物继续通过循环管路和气体在线检测器12，进入混合气利用装置11，当烃类气体的浓度达到气体在线检测器12预设的有机气体浓度报警值时，混合气利用装置11自行通过空气补偿进行调控，已到达安全运行。
在注热井5中采用水力压裂的方式进行人工造缝，形成压裂裂缝，在压裂造缝的同时将外部包裹塑料外壳内部含有催化剂的多孔陶瓷支撑剂随压裂液一起压入压裂裂缝中，使其充满整个压裂区，所用多孔陶瓷的孔隙度和抗压强度根据目标地层深度和地层压力选择，所用催化剂种类及其含量根据设定的开采工艺选择，优选地，催化剂为携带过渡金属的微孔-介孔催化剂，具体参数应根据当地油页岩层的具体性质特点而定，确保多孔陶瓷支撑剂抗压强度足够，并且催化剂载体在加热过程中可以释放出足够量的催化物质作用于油页岩。优选地，多孔陶瓷支撑剂抗压强度5-30MPa。
在一个实施例中，多孔陶瓷支撑剂是以刚玉砂、碳化硅等优质原料为主料、经过成型和特殊高温烧结工艺制备的一种具有开孔孔径、高开口气孔率的一种多孔性陶瓷材料、具有耐高温，高压、抗酸、碱和有机介质腐蚀，良好的生物惰性、可控的孔结构及高的开口孔隙率、使用寿命长、产品再生性能好等优点。
将混合气利用装置11的气体通过稳压装置9平稳气体压力，使用井下加热器4或加热混合气体使油页岩层温度加热至350-400℃，在加热过程中，当油页岩层1内的温度超过塑料外壳的熔点时，塑料外壳融化，多孔陶瓷支撑剂表面的孔隙与外界连通，多孔陶瓷支撑剂内部的催化剂释放，在温度的作用下与油页岩内部的热解沥青发生反应，生成高热量碳氢液态化合物和混合气体，油页岩层的孔隙度和渗透率不断增大。
反应中，油气水产物通过生产井6的气体流出通道收集，经过分级冷凝装置13进行油气水分离，分别收集重质油、轻质油和气体，并通过氢气处理储存装置18对气体的氢气进行分离提取储存。
本发明提供的一种油页岩原位转化制油气制氢的工艺方法及系统还可以配合一种计算机可读取的存储介质，存储介质上存储有计算机程序，执行计算机程序以运行一种油页岩原位转化制油气制氢的工艺方法。计算机程序能够运行计算机指令，计算机指令包括计算机程序代码，计算机程序代码可以为源代码形式、对象代码形式、可执行文件或某些中间形式等。
计算机可读取的存储介质可以包括：能够携带计算机程序代码的任何实体或装置、记录介质、U盘、移动硬盘、磁碟、光盘、计算机存储器、只读存储器(ROM，Read-OnlyMemory)、随机存取存储器(RAM，Random Access Memory)、电载波信号、电信信号以及软件分发介质等。
需要说明的是，计算机可读取的存储介质包含的内容可以根据司法管辖区内立法和专利实践的要求进行适当的增减，例如在某些司法管辖区，根据立法和专利实践，计算机可读取的存储介质不包括电载波信号和电信信号。
综上，本发明提供的一种油页岩原位转化制油气制氢的工艺方法及系统，采用井下加热器或热混合气体注入地下油页岩层中，加热油页岩层至320-350℃，使油页岩中的有机质转化为热解沥青，采用内部填充催化生烃物质的多孔陶瓷材料作为支撑剂，通过压裂注入催化剂，热至350-400℃，释放出的催化物质作用于热解沥青，使其转化为高品质的油页岩油和气，同时多孔陶瓷支撑剂本身的高孔隙度，使得油页岩地层内部孔隙度进一步提高。对产出的气体进行分离收集烃气和氢气，进行控制和回收注到地下再利用，为油页岩原位转化加热提供能量，并且提取了副产品氢气资源，减少了能耗，提高了产品附加值，大大降低了传统加热至500℃以上原位开采工艺的成本，实现了清洁能源的综合利用，减少了对环境的危害。
应该理解的是，本发明所公开的实施例不限于这里所公开的特定结构、处理步骤或材料，而应当延伸到相关领域的普通技术人员所理解的这些特征的等同替代。还应当理解的是，在此使用的术语仅用于描述特定实施例的目的，而并不意味着限制。
在本发明的描述中，除非另有说明，“多个”的含义是两个或两个以上；术语“上”、“下”、“左”、“右”、“内”、“外”、“前端”、“后端”、“头部”、“尾部”等指示的方位或位置关系为基于附图所示的方位或位置关系，仅是为了便于描述本发明和简化描述，而不是指示或暗示所指的装置或元件必须具有特定的方位、以特定的方位构造和操作，因此不能理解为对本发明的限制。此外，术语“第一”、“第二”、“第三”等仅用于描述目的，而不能理解为指示或暗示相对重要性。
在本发明的描述中，需要说明的是，除非另有明确的规定和限定，术语“相连”、“连接”应做广义理解，例如，可以是固定连接，也可以是可拆卸连接，或一体地连接；可以是机械连接，也可以是电连接；可以是直接相连，也可以通过中间媒介间接相连。对于本领域的普通技术人员而言，可以具体情况理解上述术语在本发明中的具体含义。
某些术语在本申请文件中自始至终用来指示特定系统部件。如本领域的技术人员将认识到的那样，通常可以用不同的名称来指示相同的部件，因而本申请文件不意图区别那些只是在名称上不同而不是在功能方面不同的部件。在本申请文件中，以开放的形式使用术语“包括(comprise)”、“包含(include)”和“具有(have)”，并且因此应将其解释为意指“包括但不限于…”。此外，在本文中可能使用的术语“基本上”、“实质上”或者“近似地”涉及行业所接受的对相应术语的容差。如在本文中可能采用的术语“耦合”包括直接耦合和经由另外的组件、元件、电路、或者模块的间接耦合，其中对于间接耦合来说，介于其间的组件、元件、电路、或模块不更改信号的信息但是可调整其电流水平、电压水平、和/或功率水平。推断的耦合(例如其中一个元件通过推断耦合至另一个元件)包括以与“耦合”同样的方式在两个元件之间的直接和间接的耦合。
说明书中提到的“一个实施例”或“实施例”意指结合实施例描述的特定特征、结构或特性包括在本发明的至少一个实施例中。因此，说明书通篇各个地方出现的短语“一个实施例”或“实施例”并不一定均指同一个实施例。
本发明的实施例是为了示例和描述起见而给出的，而并不是无遗漏的或者将本发明限于所公开的形式。很多修改和变化对于本领域的普通技术人员而言是显而易见的。选择和描述实施例是为了更好说明本发明的原理和实际应用，并且使本领域的普通技术人员能够理解本发明从而设计适于特定用途的带有各种修改的各种实施例。
虽然本发明所公开的实施方式如上，但所述的内容只是为了便于理解本发明而采用的实施方式，并非用以限定本发明。任何本发明所属技术领域内的技术人员，在不脱离本发明所公开的精神和范围的前提下，可以在实施的形式上及细节上作任何的修改与变化，但本发明的专利保护范围，仍须以所附的权利要求书所界定的范围为准。
Claims (10)
1.一种油页岩原位转化制油气制氢系统，其特征在于，所述系统包含：
原位加热转化系统，其用于在热解转化过程中，向注热井(5)内输送热混合气体或放置井下加热器(4)，使油页岩中的有机质转化为热解沥青；
产物再利用系统，其用于收集热解转化过程产生的气体，以应用于压裂催化过程，使热解沥青转化为油页岩油和气；
产物分离收集系统，其用于实现热解转化过程以及压裂催化过程中油气产物的分级收集。
2.如权利要求1所述的一种油页岩原位转化制油气制氢系统，其特征在于，所述原位加热转化系统包括：控制器(7)、稳压装置(9)、气体管道(8)以及井下加热器(4)，其中，控制器(7)与稳压装置(9)的进口相连接，稳压装置(9)的出口通过气体管道(8)与注热井(5)内部连通，并在稳压装置(9)的出口处设置有单向阀，防止气体回流；井下加热器(4)设置在气体管道(8)的井下端；气体管道(8)外部缠设有保温材料，用于降低热交换，减少热量的损失。
3.如权利要求1或2所述的一种油页岩原位转化制油气制氢系统，其特征在于，所述产物再利用系统包括气体在线检测器(12)、混合气利用装置(11)和气体泵(10)，其中，气体在线检测器(12)通过管路与混合气体利用装置(11)入气口连接，气体泵(10)通过管路与混合气利用装置(11)出气口连接，同时气体泵(10)通过管路与气体管道(8)连通；混合气利用装置(11)外部包裹有保温石棉层。
4.如权利要求1-3中任一项所述的一种油页岩原位转化制油气制氢系统，其特征在于，所述产物分离收集系统包括分级冷凝装置(13)、油水分离器(14)、重油储集罐(15)、三相分离器(16)、轻油储集罐(17)、氢气处理储存装置(18)以及废水处理器(19)，其中，分级冷凝装置(13)的入口通过管路与生产井(6)内部连通，分级冷凝装置(13)的出口通过管路与油水分离器(14)连接；废水处理器(19)、重油储集罐(15)和三相分离器(16)分别通过管路与油水分离器(14)连接；轻油储集罐(17)、氢气处理储存装置(18)与三相分离器(16)通过管路连接。
5.如权利要求1-4中任一项所述的一种油页岩原位转化制油气制氢系统，其特征在于，生产井(6)以注热井(5)为中心呈三角形或四边形或六边形或圆形分布，注热井(5)与生产井(6)以及生产井(6)与生产井(6)之间的距离为15～25m，若采用压裂或水平井模式增大反应区孔隙或通道技术后，注热井(5)与生产井(6)之间的距离不受15～25m的限制。
6.一种油页岩原位转化制油气制氢的工艺方法，其特征在于，通过如权利要求1-5中任一项所述的系统执行，所述方法包含：
通过所述原位加热转化系统在热解转化过程中，向注热井(5)内输送热混合气体或放置井下加热器(4)，使油页岩中的有机质转化为热解沥青；
通过所述产物再利用系统收集热解转化过程产生的气体，以应用于压裂催化过程，使热解沥青转化为油页岩油和气；
通过所述产物分离收集系统实现热解转化过程以及压裂催化过程中油气产物的分级收集。
7.如权利要求6所述的一种油页岩原位转化制油气制氢的工艺方法，其特征在于，所述方法包含：
钻至少一口加热井(5)和至少一口生产井(6)至目标油页岩层(1)，并在加热井(5)内布置井下加热器(4)或形成有热混合气体注入通道；生产井(6)形成有气体流出通道和油页岩油气抽取通道；
在热解转化过程中，将320～350℃的热混合气体通过注热井(5)的注入通道注入井内，或启动井下加热器(4)对油页岩层(1)进行初步加热，使油页岩地层温度达320～350℃；
在压裂催化过程中，在生产井(6)中采用水力压裂的方式进行人工造缝，形成压裂裂缝，在压裂造缝的同时将外部包裹塑料外壳内部含有催化剂的多孔陶瓷支撑剂随压裂液一起压入压裂裂缝中，使其充满整个压裂区；
在压裂催化过程中，使用井下加热器(4)或利用回收的热解转化过程产生的热混合气体使油页岩层(1)温度加热至350-400℃；
在压裂催化过程中，油气水产物通过生产井(6)的气体流出通道收集，经过所述产物分离收集系统进行油气水分离，分别收集重质油、轻质油和气体，并对气体的氢气进行分离提取储存。
8.如权利要求7所述的一种油页岩原位转化制油气制氢的工艺方法，其特征在于，多孔陶瓷的孔隙度和抗压强度根据目标地层深度和地层压力选择，所用催化剂种类及其含量根据设定的开采工艺选择，具体参数应根据当地油页岩层的具体性质特点而定，确保多孔陶瓷支撑剂抗压强度足够，并且催化剂载体在加热过程中可以释放出足够量的催化物质作用于油页岩。
9.如权利要求7或8所述的一种油页岩原位转化制油气制氢的工艺方法，其特征在于，所述多孔陶瓷支撑剂抗压强度5-30MPa。
10.一种存储介质，其特征在于，其包含用于执行如权利要求6-9中任一项所述的方法步骤的一系列指令。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202211253713.XA CN117888870A (zh) | 2022-10-13 | 2022-10-13 | 一种油页岩原位转化制油气制氢的工艺方法及系统 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202211253713.XA CN117888870A (zh) | 2022-10-13 | 2022-10-13 | 一种油页岩原位转化制油气制氢的工艺方法及系统 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN117888870A true CN117888870A (zh) | 2024-04-16 |
Family
ID=90644618
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN202211253713.XA Pending CN117888870A (zh) | 2022-10-13 | 2022-10-13 | 一种油页岩原位转化制油气制氢的工艺方法及系统 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN117888870A (zh) |
-
2022
- 2022-10-13 CN CN202211253713.XA patent/CN117888870A/zh active Pending
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2263774C2 (ru) | Способ получения углеводородов из богатой органическими соединениями породы | |
| CN103696747B (zh) | 一种油页岩原位提取页岩油气的方法 | |
| CA2975611C (en) | Stimulation of light tight shale oil formations | |
| US3379248A (en) | In situ combustion process utilizing waste heat | |
| US7631691B2 (en) | Methods of treating a subterranean formation to convert organic matter into producible hydrocarbons | |
| CN1263938C (zh) | 处理含烃岩层的方法、及生产合成气、烃及能源的方法 | |
| US6016867A (en) | Upgrading and recovery of heavy crude oils and natural bitumens by in situ hydrovisbreaking | |
| US3139928A (en) | Thermal process for in situ decomposition of oil shale | |
| CN102428252B (zh) | 用于从页岩原位提取油的方法和系统 | |
| US4019577A (en) | Thermal energy production by in situ combustion of coal | |
| CN1212318A (zh) | 从含煤、油页岩、焦油沥青砂和油的岩层中回收烃或热能的水槽 | |
| CN102947539A (zh) | 传导对流回流干馏方法 | |
| EA014196B1 (ru) | Система и способ для добычи углеводородов из битуминозных песков по дренажным каналам, образованным нагревом | |
| CN1666006A (zh) | 通过u形开口现场加热含有烃的地层的方法与系统 | |
| AU2001250938A1 (en) | Method for production of hydrocarbons from organic-rich rock | |
| RU2539048C2 (ru) | Способ добычи нефти при помощи внутрипластового горения (варианты) | |
| CN108756839B (zh) | 油页岩隔热增效原位转化方法及系统 | |
| CN1806090A (zh) | 处理地下地层以将有机物转化成可采出的烃的方法 | |
| CN108487888A (zh) | 用于提高油页岩原位开采油气采收率辅助加热装置及方法 | |
| CN106437657A (zh) | 一种利用流体对油页岩进行原位改造和开采的方法 | |
| CN102242626A (zh) | 稠油油藏的蒸汽驱开采方法 | |
| CN106499376A (zh) | 一种基于井筒加热模式的注空气辅助超稠油地下裂解改质工艺 | |
| WO2023078085A1 (zh) | 中低熟富有机质页岩自生热原位转化开发方法 | |
| CN104265257B (zh) | 压裂支撑剂充填辅助催化点火的火烧油层吞吐采油方法 | |
| CN117888870A (zh) | 一种油页岩原位转化制油气制氢的工艺方法及系统 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PB01 | Publication | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination |