一种天然气水合物开采出砂特性测试装置

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一种天然气水合物开采出砂特性测试装置\n技术领域\n[0001] 本发明涉及到一种含天然气水合物沉积物原位合成及其开采中出砂特性测试的装置，尤其是一种在高压低温下原位模拟开采出砂特性的装置。\n背景技术\n[0002] 天然气水合物是一种由气体(或易挥发的液体)与水在一定温度压力条件下形成的冰状固体，俗称可燃冰，广泛分布于冻土带地表以下200-2100米和大陆边缘海底之下0-\n1100米的沉积物中，具有巨大的天然气储藏能力，甲烷水合物含有164倍标准状态下的天然气。全世界天然气水合物储量非常巨大，估计水合物中天然气资源量为2×1016立方米，相当\n5\n于2×10亿吨油当量，是全球常规燃料总碳量的2倍。天然气水合物被发达国家列为后石油时代的重要替代能源，我国也将其列入中长期发展规划，并于十三五期间进行试开采。\n[0003] 但是，天然气水合物储层开采使天然气水合物大量分解，将导致含水合物地层的力学性质发生变化，可能导致井壁失稳、出砂、地层坍塌、海底滑坡甚至海啸等工程和地质灾害。出砂作为油气开采过程中由于储层砂粒随流体从储层中运移出来的现象，在天然气水合物开采过程中亦无法避免。从常规油气开采出砂来看，出砂机理是井底附近的油气藏原始压力平衡被打破，使得油气藏沉积物发生屈服，导致其原始结构被破坏而引起的。在常规海洋油气开采中，出砂的危害性主要有以下几个方面：1.采油采气设备冲蚀。2.地层和井壁失稳。3.砂堵淤积损坏设备。4.海洋油气田中，废弃地层砂的处理会对环境造成污染。\n[0004] 因此，在进行天然气水合物开采前，只有准确了解开采井筒出砂性质，才能指导未来天然气水合物开采的顺利进行，降低天然气水合物开采而导致出砂事故的可能性。然而目前现有的出砂装置主要是在常温常压下设计的，无法满足天然气水合物在低温高压的条件下进行原位测量。综上所述，研发天然气水合物开采出砂特性测试装置，深入研究天然气水合物及储层的出砂特性，探索不同影响因素对水合物开采中出砂特性的响应机制，分析水合物开采过程中的出砂风险，建立评价模型，对天然气水合物的开发具有重要意义。\n发明内容\n[0005] 本发明的目的在于提供一种含天然气水合物沉积物原位合成及其开采中出砂特性测试的装置，尤其是一种在高压低温下原位模拟开采出砂特性的装置，扩展了目前所存在装置的使用范围，提高测量精度。\n[0006] 为实现以上目的，本发明提出了以下的技术方案：\n[0007] 一种天然气水合物开采出砂特性测试装置，其特征在于，其包括：\n[0008] 模拟出砂系统，所述模拟出砂系统包括反应釜主体、反应釜法兰盖以及上覆压力加载器，所述反应釜法兰盖固定安装于反应釜主体上端面；所述反应釜主体包括开采井筒、防砂机构以及样品储层室，所述开采井筒为侧壁设有开孔的中空圆柱结构，所述样品储层室位于开采井筒的外侧，防砂机构位于样品储层室和开采井筒之间，所述上覆压力加载器的下端与样品储层室相连通，\n[0009] 压力系统，所述压力包括上覆压力加载系统、天然气注气增压系统、底部注液系统以及可视化气液固分离器；其中，所述上覆压力加载器的上端穿过反应釜法兰盖后与一上覆压力加载系统连通；所述天然气注气增压系统以及底部注液系统均与样品储层室相连通，所述可视化气液固分离器与开采井筒的底部相连通；所述可视化气液固分离器上设置有出气口和出液口；\n[0010] 测量系统，所述测量系统包括数据采集系统、第一压力传感器、第二压力传感器、第三压力传感器以及温度传感器；所述第一压力传感器安装于天然气注气增压系统与样品储层室之间的管路上，所述温度传感器和第二压力传感器均安装于反应釜法兰盖上，所述第三压力传感器安装于可视化气液固分离器与开采井筒之间的管路上，所述第一压力传感器、第二压力传感器、第三压力传感器、温度传感器以及上覆压力加载器自带的第四压力传感器均与数据采集系统相连。\n[0011] 反应釜主体为特制压力容器，可以承受高压低温不泄漏、不变形，能促使多孔介质、天然气和水在规定的高压和低温范围下，在压力室内部合成含水合物多孔介质试样，使之达到试验所需要求。\n[0012] 本发明所述的多孔介质可以为各种类沉积物，例如海底沉积物、湖泊沉积物、冻土等。但是，由于测试过程中要求样品保真进行模拟开采，然而水合物样品需要在高压低温状态下才能进行有效测量，因此在现场开采中不仅试验取样成本较高且具有较大安全风险，同时大多时候难以获得保真样品来测试。因此，本发明选取目标区沉积物后，通过上覆压力加载器使沉积物围绕开采井筒制样。沉积物制样是测试过程中的重要环节，直接影响测试结果，因此过程必须严格按操作规程进行。\n[0013] 所述天然气注气增压系统包括气源、气体增减压泵、缓冲罐，所述气源依次经气体增减压泵和缓冲罐通过气源管路与样品储层室连通，在所述气源管路上安装有第一压力传感器和安全阀。\n[0014] 所述天然气注气增压系统与样品储层室的侧部相连通，所述底部注液系统与样品储层室的底部相连通。\n[0015] 所述防砂机构包括防砂管和防砂网，所述防砂管为多孔中空圆柱结构，开采井筒位于防砂管内，所述防砂网位于开采井筒和防砂管之间。\n[0016] 所述天然气水合物开采出砂特性测试装置进一步包括一温控系统，所述温控系统包括恒温循环水浴、反应釜外水夹套和反应釜内置换热管，所述反应釜外水夹套位于样品储层室的外侧且与样品储层室贴合，所述反应釜内置换热管安装于样品储层室内并与反应釜外水夹套，所述恒温循环水浴通过连接管路与反应釜外水夹套连通。恒温循环水浴中的液体分别通过连接管道、反应釜内置换热管和反应釜外水夹套，再通过连接管道流回恒温浴完成循环，维持反应釜的温度恒定。\n[0017] 反应釜法兰盖通过反应釜法兰螺栓与反应釜主体的上端面固定连接，在反应釜法兰盖和反应釜主体之间通过密封圈密封。\n[0018] 数据采集系统采集的数据包括上覆加载压力、孔压、温度、气体流量。温度、和压力通过相应传感器将信号传给数据采集和控制系统，由测控采集系统读取并传送给计算机进行显示、记录及分析数据。其中采出量和出砂量在可视化气液固分离器进行分离采集，出水出砂量通过称量气液固分离器取的，出砂量通过烘干出砂并进行称量记录，出气量通过气液固分离器后干燥，通过气体流量计进行测量并记录。\n[0019] 本装置使用步骤如下：\n[0020] (a)检查设备的气密性：连接相应排水排气管，关闭并密封开采反应釜，温度常温，用侧部气管通入氮气，用洗洁精水沿缝检测气密性。气密性良好进入下一步。\n[0021] (b)样品装填：打开反应釜法兰盖，用含水沙填充到储砂层中压实，关闭上端法兰盖密封。\n[0022] (c)水合物合成：打开上覆压力加载系统，加载初始上覆压力，温度逐步降至初始温度(通常在20℃)，注气增压系统从侧部进气管供甲烷气以生成天然气水合物，充分进气，等气压稳定后24小时稳固。再降温到所需水合物合成温度，每10秒记录一次上覆加载压力(由上覆压力加载器自带的第四压力传感器进行测量)、温度(反应釜主体内温度，由温度传感器进行测量)、孔隙压力(由第二压力传感器进行测量)、进气量(天然气注气增压系统注入样品储层室的天然气量)和进液量(底部注液系统注入样品储层室的水量)。若有气饱和或者液饱和实验需求，还需要样品合成后进行侧部注气或者底部注液进行制样。\n[0023] (d)压力室开采出砂：开采井筒底部开采口以设定的降压速率/注热速率等参数进行降压/注热开采等，每隔一定时间记录一次上覆加载压力、温度、孔隙压力、进气量和进液量，待到可视化气液固分离器出现固体后或达到某一出砂量或开采结束。其中采出量和出砂量在可视化气液固分离器进行分离采集，出水出砂量通过称量气液固分离器取的，出砂量通过烘干出砂并进行称量记录，出气量通过气液固分离器后干燥，通过气体流量计进行测量并记录。\n[0024] 与现有技术相比，本发明的有益效果在于：本发明提供一种在高压低温下原位合成并模拟开采出砂特性的装置，扩展了目前所存在装置的使用范围，提高测量精度。\n附图说明\n[0025] 图1为本发明天然气水合物开采出砂特性测试装置的结构框图；\n[0026] 图2为图1中反应釜法兰盖与上覆压力加载器的配合结构图；\n[0027] 图3为图1中反应釜主体内部分层图。\n[0028] 附图标记说明：\n[0029] 1、气源；2、气体增减压泵；3、缓冲罐；4、第一压力传感器；5、安全阀；6、反应釜法兰盖；7、反应釜主体；8、温度传感器；9、第二压力传感器；10、减压阀；11、第三压力传感器；12、出气口；13、出液口；14、可视化气液固分离器；15、数据采集器；16、恒温循环水浴；17、上覆压力加载器；18、上覆压力加载系统；19、底部注液系统；20、开采井筒；21、防砂管；22、样品储层室；23、反应釜外水夹套；24、反应釜内置换热管；25、反应釜法兰螺栓；26、防砂网。\n具体实施方式\n[0030] 下面结合附图和具体实施方式对本发明的内容做进一步详细说明。\n[0031] 实施例：\n[0032] 天然气水合物是气体或易挥发的液体与水作用，形成的一种包络状晶体，天然气水合物需要在高压和低温下才存在，因此需要原位测量其物理性质。\n[0033] 本发明正是基于以上原理，提供一种在高压低温下原位模拟开采出砂特性的装置，提高测量精度。如图1所示，一种含天然气水合物沉积物原位合成及其开采中出砂特性测试的装置包括压力系统、模拟出砂系统、测量系统以及控温系统。\n[0034] 模拟出砂系统由反应釜主体7、反应釜法兰盖6和上覆压力加载器17组成，可实现天然气水合物原位合成及开采出砂模拟。反应釜主体7和反应釜法兰盖6由不锈钢材料制成的特制压力容器，两者通过法兰盖螺栓25连接并用密封圈密封。\n[0035] 请参照图1和3所示，反应釜主体7由开采井筒20、防砂管21和样品储层室22组成。\n开采井筒20和防砂管21由不锈钢管制成，防砂管21由两个多孔钢管(大孔管和小孔管)和内夹多规格滤纱网的防砂网26组成，套在开采井筒20的周围，并根据实验需要进行替换；样品储层室22环绕防砂管21，能够填充不同类型的沉积物样品，模拟开采区储层。\n[0036] 压力系统分为上覆压力加载系统18、底部注液系统19和气体压力系统。其中：\n[0037] 上覆压力加载系统18主要提供实验所需的上覆压力，模拟地层应力，请参照图2所示，上覆压力加载器17从顶部穿过反应釜法兰盖6并用密封圈密封，上覆压力加载器17一端与上覆压力加载系统18相连，通过上覆压力加载系统18增压进行应力加载；上覆压力加载器17另一端呈中空圆柱形，用于向样品储层室加载上覆压力；反应釜法兰盖6顶部开口与上覆压力加载器17、第二压力传感器9和温度传感器8相连，用于实验中上覆压力和温度测量。\n[0038] 底部注液系统19主要包含增压泵、注液系统、进液管路等，主要提供实验所需的高压液体，主要以水为主。\n[0039] 气体压力系统包含天然气注气增压系统和抽真空系统：天然气注气增压系统包括气源1、气体增减压泵2、缓冲罐3，气源1依次经气体增减压泵2和缓冲罐3再通过气源管路与样品储层室22连通，在气源管路上安装有第一压力传感器4和安全阀5，另外在气源管路上还安装有气压调节阀、气体流量表，主要提供合成天然气所需的高压气体。抽真空系统由抽滤真空泵和真空控制器、真空度调节器及透明连接胶管组成，主要提供实验所需的真空环境。\n[0040] 反应釜主体7底部开3个进出口，其中样品储层室底部2个进出口与底部注液系统\n19相连，开采井筒20底部进出口通过管道与可视化气液固分离器14相连接，用于分离开采中气液固态物质：可视化气液固分离器14上设有出气口12和出液口13，气体通过出气口12排出、液体通过出液口13和固体在分离器内部隔板滤网分离。\n[0041] 温控系统由高低温程式可控的恒温循环水浴16、反应釜内置换热管24和反应釜外水夹套23组成。恒温循环水浴16内置循环水泵，通过相应的管道与反应釜内置换热管24和反应釜外水夹套23连接。恒温浴中的液体分别通过反应釜内置换热管24、反应釜外水夹套\n23和相应的连接管道流回恒温循环水16中完成循环，维持反应釜主体的温度恒定。\n[0042] 测量系统主要包括数据采集系统15、第三压力传感器11、温度传感器8、和上覆压力加载器17自带的压力传感器。温度、压力和位移通过相应传感器将信号传给数据采集系统读取并通过计算机进行显示、记录及分析数据。温度和压力分别通过温度传感器8、上覆压力加载器17自带的压力传感器和第三压力传感器11将信号传给数据采集系统15，由数据采集系统15读取并处理数据在传输到计算机进行显示和存储。\n[0043] 在本实施例中，启动本出砂性质测试的主要过程包括：\n[0044] (a)检查设备的气密性：连接相应排水排气管，关闭并密封开采反应釜7，温度常温，用侧部气管通入氮气，用洗洁精水沿缝检测气密性。气密性良好进入下一步。\n[0045] (b)样品装填：打开反应釜法兰盖6，用含水沙填充到样品储层室22中压实，关闭反应釜法兰盖6密封。\n[0046] (c)水合物合成：对齐上覆压力加载器17，加载初始上覆压力，温度逐步降至初始温度(通常在20℃)，天然气注气增压系统从侧部进气管供甲烷气以生成天然气水合物，充分进气，等气压稳定后24小时稳固。降温到所需水合物合成温度，每10秒记录一次上覆加载压力、温度、孔隙压力、进气量和进液量。\n[0047] (d)压力室开采出砂：设定模拟开采温度，如4℃。底部开采口以设定的降压速率或额定的出口压力等参数进行降压开采等，如2.5MPa(甲烷水合物在4℃时的相平衡压力为\n3.9MPa)。每10秒记录一次上覆加载压力、温度、孔隙压力、进气量和进液量，待到可视化气液固分离器14出现固体后或达到某一出砂量或开采结束。其中采出量和出砂量在可视化气液固分离器14进行分离采集，出水出砂量通过称量可视化气液固分离器14获取，出砂量通过烘干出砂并进行称量记录，出气量通过气液固分离器后干燥，通过气体流量计进行测量并记录。\n[0048] 本实例中涉及的材料主要有气体(甲烷、二氧化碳、混合气等)、水和固体(海洋沉积物样品等)。\n[0049] 在此过程中可以记录不同的上覆压力、孔隙压力、温度、井口压力、进气量、进水量、产气量、产水量和出砂量。在水合物持续生长阶段，可通过温度和压力计算天然气水合物的生成量。\n[0050] 上述实施例只是为了说明本发明的技术构思及特点，其目的是在于让本领域内的普通技术人员能够了解本发明的内容并据以实施，并不能以此限制本发明的保护范围。凡是根据本发明内容的实质所做出的等效的变化或修饰，都应涵盖在本发明的保护范围内。