中国油页岩原位开采可行性初探

中国油页岩资源量为11 602×108 t,其中埋藏深度在500～1 500 m 的油页岩资源量为6 813×108 t,原位开采技
术是开发该部分资源的有效手段。中国油页岩原位开采技术处于实验阶段,通过对油页岩热分解、热破裂规律、渗透
变化规律等方面的研究,初步探索了油页岩原位开采的可行性。油页岩热分解过程可以分为3 个阶段：干燥脱水、热
解生油、无机矿物质的分解。在这3 个阶段中,由于油页岩内部物理化学反应的程度不同,导致孔隙和裂缝发生了不
同程度的变化,变化最大的是热解生油阶段。利用非稳态数学模型研究了油页岩电加热原位开采的温度场分布,表明
加热5 a 后可以对页岩油进行开采,产油时间至少可以维持2 a。     

基于氢谱核磁技术的桦甸页岩油化学结构特性分析

对桦甸油页岩进行不同终温的干馏实验收集页岩油,通过对不同终温的页岩油进行氢谱核磁实验分析,以期考察油页岩干馏过程中热解产物所发生的物理化学变化,为油页岩干馏工艺提供数据支持。分析结果表明,随着热解终温的升高,芳烃百分含量略有减小,其中单环芳烃含量随着温度的升高而减小,多环芳烃含量则逐渐增加。环烷烃相对百分含量随着温度的升高而减小,链烷烃含量也呈增加趋势。干馏过程所生成页岩油的化学结构组成发生复杂的化学变化,且随干馏终温的变化影响着页岩油化学结构参数,如烷基侧链的脱除、芳香环的缩合反应、环烷环的脱氢反应与断环反应等。     

桦甸油页岩有氧热解反应及其产物分布

利用X射线衍射、热重分析、红外光谱、元素分析、四组分和气相色谱等手段研究热解气氛和温度对固体残渣和页岩油气的产率及组成的影响.结果表明:有氧气氛中油页岩能够在较低的外部温度下发生热解,空气气氛中350℃ 时的页岩油产率可达到Fisher含油率的51％,为氮气气氛下的3.5倍,且提高了页岩油品质量;气氛和温度是油页岩热解...     

油页岩原位开采的大气环境风险评估

 在近临界水油页岩原位开采过程中,会产生一些有毒有害气体(H₂S、苯、甲苯等),这些气体可能通过法兰接口、输送管道破损处、多级地质裂隙及废弃井外侧地质裂隙泄漏,带来一定的风险隐患。本文以吉林某地区油页岩原位开采为例,对其进行了空气环境的风险计算与评价。结合该区油页岩原位开采的生产工艺,确定H₂S、苯、甲苯为本次环境风险评价的风险评价因子,通过源项分析对它们的泄漏量进行了计算,结果为H₂S 92.1kg/s,苯3.168kg/s,甲苯0.109kg/s,风险类型为泄露。同时,本文对最大可信事故进行了后果计算,结果表明输送管道或法兰接口发生破裂泄漏后厂区内H₂S的车间最高容许浓度超标。在风速为2m/s时,H₂S、苯及甲苯出现浓度值超过职业接触限值现象;H₂S、苯在厂区及附近100m范围内存在浓度超过立即危害生命和健康浓度限值现象,甲苯未超标;H₂S浓度发生超出急性毒害限值现象,苯及甲苯未超标。短时间发生泄漏事故影响区域主要为厂区内部。鉴于风险计算和评价,本项目的风险值水平低于同行业标准,环境风险可接受。为了最大程度地降低风险事故发生的概率及对周边环境的影响,本文提出了一些防范及管理建议。     

有机废水过热近临界水氧化技术

 根据超临界水氧化处理废水反应效率的影响机理,增加温度能明显促进反应速率,降低压力可以减小反应器壁厚、降低设备投资和运行成本、减缓腐蚀。通过实验研究了在水的过热近临界区域对废水氧化处理的可行性。选择焦化废水、青霉素废水、造纸厂废水、丙烯腈废水、TNT 废水5 种较难降解的典型有机废水进行净化处理实验。实验温度为420~530℃,压力为21~26MPa。实验结果表明:在恒压下随着温度增加,5 种典型废水的化学需氧量(CODcr)净化率都迅速增加;在恒温下随着压力增加,5 种典型废水的CODcr净化率只稍有上升;随着温度增加,不同压力下系统反应出水CODcr 的差值和净化率的差值都在逐渐减小。在温度520~530℃,压力21 MPa 时5 种典型废水净化后的CODcr 值均小于200 mg/L。通过对过热近临界水氧化技术的技术经济性分析,从工程实际考虑,对工业有机废水处理更适宜采用过热近临界水氧化技术,而不是超临界水氧化技术。     

桦甸油页岩的酸洗脱灰

以吉林省桦甸市油页岩为研究对象、以正交试验为基础设计试验流程,采用酸洗化学脱灰方法对油页岩脱灰工艺进行优化,得出最佳酸洗脱灰工况,在此基础上考察油页岩粒度和固液比对油页岩脱灰的影响.结果表明:在优化出的最佳脱灰工况下,矿物质脱除率高达92.27%;大颗粒页岩脱灰效果较好,当固液比达到1:8.75 g/mL时,脱灰率逐渐趋于平衡状态;油页岩经酸洗脱灰后热解速度明显加快,脱灰过程中孔隙比表面积的增大对热解的促进作用明显强于矿物成分对热解的促进作用.     

油页岩原位开采井筒结构设计

在油页岩原位开采过程中,需要300℃以上高温持续对地层加热数月甚至数年,造成井筒密封完整性失效。目前国内外关于油页岩原位开采的研究集中于加热方式的实验介绍,没有可参考的实钻井筒结构设计。依据吉林松南青一段油页岩的实际情况,设计电加热、注热氮气加热两种不同开发方式下的井筒结构,利用有限元软件对加热体、套管、水泥环、围岩组合体密封完整性模型进行模拟分析。结果表明,采用600℃电加热方式进行开采时,热量传入地层迅速衰减,有效开发半径仅2. 0 m,难以适用于油页岩的开采;采用注热氮气加热开发时,有效开发半径仅5. 0 m,考虑后期压裂,热氮气可通过裂缝有效加热地层,适用于油页岩的开采;套管在加热段热应力可达1 094 MPa,需选用偏梯扣TP110H抗高温套管。     

吉木萨尔页岩油水平井开采实践

准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油矿场开发试验表明,纵向上不同地质甜点,平面上同一甜点层的不同区域水平井生产特征差异很大,水平井单井产能及EUR主控因素不清,给油藏开发方案编制、储层改造方式选择和效益评价带来了诸多困难。为此,通过地震、录井、分析化验一体化综合研究,明确了源储高频互层的地质特征,源储配置和保存条件是影响芦草沟组含油性的先天因素;利用特殊测井、微地震监测明确了水平段长度、复杂缝网是影响产能的重要因素;利用室内物模实验,结合油藏生产动态综合分析,初步确定了压裂后水平井合理的排采制度。研究认为,页岩油甜点体具有较强的非均质性,高优质甜点钻遇率和改造缝网复杂程度最大化是提高水平井产能必须追求的目标,合理的排采制度有利于充分发挥水平井的生产能力。     

油页岩注蒸汽原位开采数值模拟

注高温蒸汽是一种有效的油页岩原位加热开采方法。参考美国绿河地区某油页岩原位电加热开采项目,采用CMG油藏数值模拟软件建立油页岩原位加热开采的数值模型,将其中的电加热井改为注高温蒸汽井,求解油页岩的温度场、干酪根浓度和产油量,对比电加热和蒸汽加热的优缺点,并讨论注入蒸汽速率和加热范围这两个主要因素对油页岩原位开采的影响。结果表明:与电加热相比,注蒸汽加热时油页岩层温度更高,干酪根分解更快,页岩油产量峰值到达时间更早;随注入速率增大、加热范围减小,干酪根热解反应加快,页岩油产出结束较早。     

油页岩原位开采对岩体结构影响分析

对吉林省扶余县油页岩及围岩进行了物理力学参数的测定,在此基础上,获取了容重、弹性模量、泊松比、内摩擦角及黏聚力等参数.并利用SIGMA/W模块,采用弹-塑性模型进行有限元计算,得到了原位开采区内任一点应力、应变、位移的详细信息.结果显示,采区的最大下沉位移为105m,位于开采中心处;同时,根据这些信息分析了采区岩体的应力分布,受拉区与剪应力极值分布较大区一致,都位于油页岩的上覆地层泥岩层中,从而确定了岩体的破坏过程:首先是受拉,产生大量裂隙;然后再沿着剪应力极值所在的截面发生滑动.     

火烧油层的室内实验研究

在一维燃烧管室内模拟实验装置平台上分别对火烧油层热力采油过程的干式向前和湿式向前燃烧工艺进行了研究 ,确定了在这两种工艺条件下油样的燃烧特性参数 (燃料消耗量、视氢碳原子比和空气需要量等 )、燃烧前缘推进速度和原油采收率等 ,计算了空气 /原油比、氧气利用率等指标。将两种工艺结果进行对比 ,研究了注入水和空气的体积比 (WAR)对火烧油层性能的影响 ,确定了合适的注水时机与WAR值。实验结果表明 ,采用湿式向前燃烧法能够有效地回收留在已燃区的热量 ,提高燃烧反应生成热量的利用率。湿式燃烧工艺能显著地降低燃料消耗量与空气需要量 ,加快了燃烧前缘推进速度 ,提高了采收率。湿式燃烧的水与空气的比例不应小于 0 .0 0 3m3 /m3 。湿式燃烧的注水时机选择在稳定燃烧建立后、燃烧前缘推进到燃烧管长的 2 5 %左右时较为适宜。     

分步热解气相色谱在油页岩工艺性质评价中的应用——以准南大黄山芦草沟组油页岩为例

采用热解气相色谱技术,通过分步程序热模拟了大黄山油页岩的干馏过程,探索了油页岩在各温阶下各种油(气)品热解回收动态变化及其热解总回收率变化,理论上分析了产生这种变化的原因,论述了油页岩工艺特性及其控制因素,以期为精确评价油页岩工艺性质提供参数。研究结果表明:干馏热解过程主要分3个阶段,410℃之前烃类产物很少,并随温度增高而缓慢增加;450～510℃区间烃类产物迅速增加,占全部热解产物的70%,并在490℃左右达到最大值;510℃以后烃类产物较少,以气态烃产物为主。大黄山油页岩整体具有轻质油潜力优势特征,未来加工炼制温度控制在450～510℃即可基本保证油(气)回收率、有效获取轻质油。油页岩原始生烃潜力是控制油页岩工艺特性的主要因素,油页岩原始生烃能力越强,干馏高温阶段的重质油产物越多。     

壳聚糖在近临界水中降解及其工艺研究

目的 采用近临界水降解壳聚糖得到一系列具有生物活性的寡糖，并研究其最佳工艺条件。方法 壳聚糖在自制的超临界流体反应装置中降解，通过红外光谱确定产物的结构，用硫酸一蒽酮法测定寡糖含量，并用薄层色谱测定寡糖聚合度的分布。结果 在近临界水中，壳聚糖能够短时间内降解成小分子产物，寡糖产率随着压力的增大而增大，随着温度升高及时间的增加，寡糖的产率先增后减。结论 壳聚糖在近临界水中降解的适宜压力为25MPa，温度为250℃，时间为5min。     

准东煤掺烧油页岩后矿物质的转化迁移研究

研究准东煤和油页岩混合燃料在100 MW锅炉燃烧过程中的矿物质演变规律,解决火力发电厂大比例和大规模掺烧准东煤引起的沾污和结渣问题。对现场试验收集的入炉煤、飞灰和炉渣样品进行化学分步萃取、XRD、灰成分等分析。结果表明,在100 MW机组锅炉燃用准东煤掺混15%油页岩的混合燃料,油页岩灰分中镶嵌或者包裹的可燃物燃烧后,炉渣将形成多孔和酥松形态,从炉渣的结构方面缓解准东煤引起的炉膛结渣问题。掺混15%油页岩后,燃烧过程中碱金属和碱土金属基本不挥发,炉渣中Na_2O、MgO、CaO和SO_3的含量较准东煤分别降低了2.07%、3.42%、15.08%和10.5%;飞灰中Na_2O、MgO、CaO和SO_3的含量也较准东煤明显下降。同时炉渣和飞灰中的钠主要为钠长石,钾在掺烧前后都以KAl_2(Si_3Al)O_(10)(OH)_2存在。在炉膛中碱土金属的碳酸盐和硫酸盐分解后,大部分转化为钙黄长石。油页岩通过降低碱金属和碱土金属含量及改变其存在形态,解决了准东煤引起的炉膛结渣和受热面沾污的问题。     

油页岩原位注蒸汽开发的固-流-热-化学耦合数学模型研究

针对目前传统地面干馏油页岩技术中存在的高成本、高污染问题,提出了对油页岩进行原位注蒸汽开发的新方法.并利用太原理工大学研制的高温高压干馏釜对油页岩进行了高温高压蒸汽作用下油页岩干馏渗透实验.结果表明:高温高压蒸汽作用下油页岩会产生大量的孔隙、裂隙,从根本上提高了油页岩的渗透性;主要利用对流传热的方式,高效率地加热了油页岩并带走页岩油.同时,在复杂理论分析的基础上建立了油页岩原位注蒸汽开发过程中的固、流、热、化学耦合数学模型,包含了众多的耦合项作用,为分析解决油页岩原位注蒸汽开发过程中的复杂物理化学过程提供了理论依据.     

电法原位加热油页岩采油技术与数值分析

针对目前传统地面干馏油页岩技术中存在的高成本、高污染问题,结合油页岩本身具有的高温热破裂的特性,提出了对油页岩进行电法原位加热开发的技术。在建立数学模型的基础上,采用三维有限元法对油页岩电法原位传导加热开发过程进行了数值模拟,获得了开发过程中温度场随时间的变化规律,并预测了该模型的开发周期。     

预脱蜡对油页岩干馏炼油的影响

以吉林桦甸油页岩为研究对象。通过用有机溶剂单级萃取的方法在油页岩干馏前脱蜡。脱蜡后的油页岩样在试验初温20℃,试验终温520℃,升温速率10℃/min,终温停留时间30 min,进行油页岩干馏试验研究。为了研究脱蜡对页岩油品质的影响规律,对桦甸页岩油性质进行了测试,包括馏程、元素分析等,并进行深入分析。研究结果表明,脱蜡对页岩油的各项品质是有一定影响的,油页岩干馏前脱蜡对油页岩含油率影响不大且用苯溶剂萃取后的油页岩还比未萃取的页岩含油率略高;而且脱蜡能提升页岩油中的轻馏分组分。通过元素分析的数据变化也可以看出预脱蜡有利于提高页岩油的质量。     

乐安油田注汽后火烧油层开发参数敏感性研究

火烧油层开发效果的影响因素很多 ,但在油藏条件一定的情况下 ,可通过分析开发参数的敏感性并设计其合理值来提高火驱的经济效益。以乐安油田火烧试验区为例 ,在注蒸汽热采历史拟合及蒸汽驱预测的基础上 ,利用工程计算及数值模拟方法 ,研究了射孔层位、射开厚度、注气速度、燃烧方式、转湿烧时机、湿烧水气比等参数对火烧效果的影响 ,分析了火烧前缘推进速度 ,优选了开发参数。结果表明 ,底层射孔可减轻火线超覆 ,射开厚度大可提高地层吸气能力。由空气油比和采收率来确定分阶段变速率注气开采效果较好 ,最大注气速度为 80 0 0 0m3 /d。湿式燃烧能提高采收率 ,降低空气油比 ,其合理的转湿时机为燃烧距离达到 2 5 % ,水气比为 2 .0kg/m3 。预测结果与实际结果吻合较好 ,为火驱试验的现场实施提供了理论依据。