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1、一种新的气水合物分解技术 吴江华编译 郑军卫 校 摘 要 在阿拉斯加北部斜坡以水合物形式赋存有大量的天然气，开采却很难。以往的研究主要集中于对气水合物储集层的蒸气和或热盐水刺激法。但是，由于永冻层和储集层高压力的存在，使得常规的热开采技术变得不适用。该文研究采取电磁加热法分解固态气水合物的可能性，并进行了一系列的数学模拟实验以证实这种开采技术的可行性。 关键词 阿拉斯加 气水合物 分解 电磁加热 数学模拟1 简 介 阿拉斯加北坡含有以气水合物形式存在的大量气体资源。由于气水合物是非流动体，从而导致储集层的不可渗透性，所以必须将其分解成气体和水才能生产出气体。到目前为止，人们在这种非常规天然气资
2、源经济有效的分解技术的研究方面进展甚微。本文提出了一种新的开采技术，它在开采气水合物方面展示了诱人的前景。 在以往文献中，介绍了好几种从气水合物中开采天然气的技术。它们主要是热开采技术，诸如，蒸汽注人法、热水或热盐水注入法和火驱法。另外，也介绍了几种降压技术和化学试剂方法，如加注甲醇和乙二醇等。然而，用这些技术从气水合物中开采天然气既慢效率又低。若将降压法与热开采技术相结合却具有诱人的前景，即：用热开采技术来分解气水合物，然后用降压法来开采游离气体。 常规的热开采技术造成大量的热损失，主要是由于在阿拉斯加北坡有永冻带的存在。既使利用绝热管道，永冻层也会降低传递给储集层的有效热量。于是，运用井下
3、加热装置诸如电磁加热是一种比常规热开采技术更为有效的方法。最近几年，在开采重油方面，这种技术已经显示出它的有效性。垂直或水平井的电磁加热可能被有效地使用在加热储集层上，以便能很好地降低流体粘度。储层一旦受热压力就会降低，通过膨胀来生产气体。文中探讨了在垂直或水平井中用电磁热能加热水合物储集层，随后再通过对储集层的降压来生产气体的可能性。2 数学公式 一般来讲，气水合物储集层被划分成两个独立的区域，即：分解带和水合物带。当然，最初认为整个储集层仅有水合物带。由于有固态水和天然气的存在，水合物带的流体活动性通常认为是零。因此，对于这个领域仅导出了热传导方程。在钻井附近用电磁热能对储集层进行加热，部
4、分水合物带变成了分解带。由于采用了一个已知的渗透率，分解带的气和水的对流就被考虑到了。随着加热的继续，分解带随之扩大，这样就形成了分解带和水合物带之间的融化面。这个融化面会随着对储集层继续加热而远离加热井扩张。该融化面的扩张情况 依赖于加热的强度以及产气和产水率。除分解带和水合物带之外，还考虑了水合物下伏带和 上覆带，通常将其视为非渗透层，仅有热散失。21 主方程这个模式是基于一个二相热方程而建立的。通常认为在分解带是液相和气相，对液相和气相的连续方程如下： 对这二相的达西速率为： 分解带能量平衡方程为： 对于水合物带而言，上述方程就被简化为传导方程(无对流)，即： 下面方程描述了分解带和水合
5、物带二者之间过渡的动态边界条件： 其中P代表融化面的位置，即钻井附近分解终止和水合物带开始的地方。分解带和水合物带的有效的热传导率KD和KH采用Kamath和Godbole(1987)的数据。他们也给出了甲烷水合物分解温度Tf，其由如下而得： 为了累计解离能量AHa而用了如下调整了的Clausius-clapeyron方程： 在计算分解能时使用Kamath和Godbole(1987)获得的PT数据。注意在方程(5)中， 是三维热流率，它是由于地层中电流流动而产生的。 由方程(10)可得到由于系统中电荷平衡可得方程(11)。 其中e是电位均方根，R是地层电阻率。2.2初始边界条件 在两个不同区域
6、即分解带和水合物带均解决了主方程。分解带能量平衡方程的初始条件是： TTDi(x，y，z)(12) TD=Tf(13) THTR(14)其中，TDi是对储集层开始加热而造成的储集层温度，其边界条件为(12)，Tf是水合物带的分解温度。水合物带的初始条件为(13)，此处TR是储集层温度。 在上覆的和下伏的油页岩中只解决了传导方程。Vinsome和Westerveld(1980)计算了散失到上覆和下伏地层中的热量，他们认为热量在一个温度随时间变化的层面和半无限传导的半空间内交换。 对于每个网格区，其初始条件包括压力、温度和饱和度的定量指标。储集层边界被特殊化为对称侧面间无流体流动的边界。对于垂直井
7、来说，其井网的分布是203，而对水平井，除一种情况(采用20203井网)外大都采用203井网，在研究中，对不同布井方式进行了测试。对大多数实验过程来说，数字模拟限于二维。虽然对储集层分布区岩性资料获得甚少，但为了研究维数的影响，对水平井进行了一项三维研究。垂直方向上的渗透率仅为已报道渗透率的10。为在储集层中进行一个完整的模式研究，在打水平井时考虑到对称性问题。所打井径为216cm，因而可以忽略钻井过程中压力下降。水平井深度为500m，垂直井在钻孔时打穿水合物区，但不同情况下水合物的厚度是不同的。钻井区水合物层的分布面积一般是长500m、宽200m。在水合物上覆和下伏层中均认为存在30m厚的页
8、岩层。通常认为气水合物区存在于地表下760m处。 在储集层的顶部，其初始温度约为-11。对绝大多数数学系统过程来说，常采用的恒定能量垂直井为500kW，而水平井为6 000kW。对所有实验来讲，均有240天的预热期，其后为稳定压力条件下的气体生产期。23 解决方法 通过调整已有模拟装置的细节来模拟气水合物的分解，调整仅包括预热阶段的传导和电荷平衡方程。接着在分解带和水合物带证明了该方程，因此方程5、6的形式也就被定义。据此，在井中实施了稳定生产压力以及允许进行降压生产天然气。只有当钻井附近有足够高的温度能分解水合物时，才能够建立完全能量平衡方程。预热阶段之后，在分解带解决了完全能量平衡方程以及
9、在水合物带解决了传导方程。3 讨论 在这篇文章中研究了两种情形。第一种是在垂直井中的同一口井中使用不同极的二根电极。其中有一根电极与上覆油页岩接触，而另一根则放在水合物带之下。根据所考虑的储集带边界条件，假设无热流和电流沿边界流动。在水平井中假设同样的边界条件。然而，在同一口井，两电极之间相距30m。交变电极沿水平井的水平延伸方向放置。为了研究这种技术的可行性，进行了25次数学模拟实验研究，对所有的实验均用了240天的预热期，除1013和1821次实验为研究孔隙度的影响外，对所有实验均采用30的固定孔隙率；除1417和2225次实验研究水合物带厚度的影响外，水合物厚度均采用30m。下面将讨论不
10、同实验所得的结论。31 垂直井 在该模拟研究中，用同一口井加热储集层和生产天然气。对于所有的垂直井实验，在其预热期间均采用500kW的稳恒热源。实验1采取的是在预热和生产期间连续加热的方法。对于240天的预热期用500kW的热源。据此，钻井附近的温度超过160。分解区在钻井周围延伸半径超过50m。这样，假定该井在207106Pa的生产恒定压力条件下开始生产，低压力条件生产导致了非常快的天然气生产速度。然而，由于受到分解区范围的限制，生产速度随着压力的下降而迅速地降低。开采初期，平均每天产气30 000m3。图1中展示了实验1的天然气生产速度和累积天然气生产量。尽管天然气生产速度随时间而降低，其
11、降低速率对于同一储集层来说是相似的。由于在整个生产期间对储集层进行持续加热，这样就稳定地增大了分解区的范围。由于天然气的高生产速度，其降低速率与时间之间有一定的线性关系(而非指数关系)。从图1可见，生产期达2年后，其累积产量就达到14Mm3。储集层水合物体积是072Mm3，如果全部分解的话，其生产的天然气总产量将达到130Mm3，这样，总量就不会高。但是，在这个过程中，只是对储集层的一小部分施以加热，与传输到储集层中的热量比较，14Mm3这一数字也就是相当可观的产量了。为了更进一步降低传人该系统的能量，对实验2仅进行了预热。对该实验，进行240天500kW恒定热源的预热以后，就停止对其加热。预
12、热之后，在207106Pa的恒定压力下进行天然气生产，并在整个生产期间不对井加热。当生产开始时，钻井附近的压力和温度均迅速地降低，这就导致了天然气产量的快速下降。实验2的天然气生产量下降速率远比实验1来的快速。在生产开始9个月中天然气生产速度呈指数下降。在这点上，尽管其值很低，仍会达到一个稳定的流动速度，而且还会持续相当长的时间。两年后，将会发现天然气产量达到6Mm3。在这种情况下，由于中断了能量供给，开采量明显的要比实验1低。这对能量的效率具有一定的影响。关于天然气开采量问题在下面还要讨论。图1 实验1产气速率和累积产量 为了在生产期间衡量电能的效率，实验3在240天预热后(500kW)仍施
13、以350kW的低能量输入。生产期间的低能输入造成低生产速度。尽管在天然气生产的早期阶段对速度影响不算大。在天然气生产的后期阶段，实验1和实验3在生产速度上的差异逐渐加大。然而，生产一年半后，实验3就形成了一个稳定的速度，这种现象从图2可以看出。在整个生产期间，天然气生产速度的下降具有相同的情况。实验3的累积天然气产量基本上达到12Mm3。对于实验3来说，考虑到输入该系统的能量很低，与实验1比较起来，该实验的开采还是很有诱惑力的。图2 不同垂直井实验产气率对比 为了进一步研究电能的影响和降低能量输入的代价，进行了实验4。在这个独特的实验中，采取的是间隔6个月的间断加热。天然气生产开始6个月后，中
14、断对其加热，于是，在此期间，实验1和4具有同样的产气率(见图2)。由于6个月后中断加热，天然气生产速度开始急剧下降。然而，由于已经扩散到分解区中的能量还存在，天然气生产速度实际上还是很高。生产一年后，又开始对其进行加热，生产速度开始上升，而且这种上升趋势在一年半后对其中断加热后还在继续着。据此，由图2可以得出，实际上实验4的生产速度比实验1要高(因为实验1是采取的连续加热)。在生产的最后5个月间，生产速度就呈稳定地下降趋势。生产2年后，实验4的累积生产量达到约13Mm3。值得注意的是，尽管实验4只有整整的一年加热能量，而其天然气的开采量还是相当多的。该实验具有相对高的能量效率。32 水平井水平
15、井实验中采用6 000kW的能量输入。之所以用这么高的输入能量，是因为对水平井来讲其影响的储集岩体积相应地较大。其实在240天的预热后，大量水合物均开始分解。实验5采取持续加热，当预热后，尽管在天然气生产期间维持207106Pa的井底压力，但其天然气生产速率仍旧很高。该实验的降低速度比垂直井实验1来得慢。生产两年后，该实验的总产量可达90Mm3。该体积占所预测的储集层中水合物总储量的70。但是，这需要有相对较高的能量输入。正如前面所述，绝大多数实验均是在二维系统中实验的。在二维系统中不易考虑区域变化因素。同时，还要指出，这里不可能获取关于岩石物理参数的区域变化情况数据。可是，为了进一步证实这些模拟数据的精度和适当的能量耗散，有必要在三维网格分布上进行一次实验。实验6其实是实验5的重复，只是实验6用20203的三维网格代替丁实验实验5的203的二维网格。图3显示了实验5和实验6间的对比情况。在天然气生产的早期阶段，三维实验中生产了更多的天然气。因为在三维模型中水合物的溶解比二维模型更早(这主要是由于网格区块的尺度较小，且对每一特定的网格岩块要达到其溶解温度所花时间更短)，所以这个结果是预料到的。然而，当继续进行生产时，二者的差异就开始缩小。总的来说，二者的差异不是
