煤层气窜流–扩散过程及其对开发效果的影响

基于煤层气的赋存和运移规律,综合考虑煤层气从煤基质中解吸,并以扩散和窜流方式进入煤层割理,通过渗透和扩散方式从割理流入生产井筒的过程,将煤层气在微孔中的非平衡吸附模型与气水两相渗流模型耦合,建立了双重介质煤层气藏拟稳态渗流数学模型。采用该模型研究了窜流和扩散机理对开发效果的影响。结果表明:窜流和扩散对开发后期产气量的影响较明显,窜流因子或扩散系数越大,后期产气量越多。     

气动激光器非平衡喷管流的数值模拟

利用两步ＭａｃＣｏｒｍａｃｋ显示格式对气动激光器喷管内的平衡、非平衡流动进行了研究．算例表明，该差分格式具有高效、简易、易收敛的特点，适用于拟一维喷管内平衡、非平衡流计算．在二振型二温度弛豫模型及典型ＣＯ２－Ｎ２－Ｈ２Ｏ组分条件下，对弛豫时间的实验数据进行了综合整理及分析，在此基础上，研究了弛豫时间对计算结果的影响     

离心泵自吸过程的气液两相流非稳态数值模拟

 选取一种常用的立式外混式自吸离心泵作为研究对象,运用非稳态数值模拟手段,探索自吸离心泵起动后气液两相流动的瞬态过程.研究采用了接近真实自吸情形的设置,选取一段吸入管路充满空气作为模拟计算的初始条件.计算得到了自吸泵内气液两相分布、压力分布和速度分布与时间的关系,叶轮入口和泵出口处气液相流量随时间的变化规律,由此可估算自吸时间.计算发现泵吸入和排出气量的时间主要集中在泵起动的初期,叶轮入口和泵出口处的瞬时含气率分别可达到30.9%和20.2%.此外,蜗壳开孔起到分流排气的显著作用,孔口排气量占整个蜗壳排气量的20%～25%.本文所采用的模拟方法和结果对于研究自吸泵自吸过程和自吸性能,具有一定的理论和工程价值.     

镍钛形状记忆合金线坯连续定向凝固温度场的数值模拟

连续定向凝固过程中结晶器的温度分布对固-液界面位置和形状具有重要影响.在建立三维物理模型以及确定材料热物性参数、边界条件与冷却水对流换热系数计算方法的基础上,采用ANSYS有限元软件对不同参数组合条件下镍钛形状记忆合金线坯连续定向凝固的稳态温度场进行了数值模拟.研究结果表明,在所给定的模型及各种参数条件下,镍钛形状记忆合金在结晶器内可以完成凝固过程,且固-液界面呈平直状,具备了进行连续定向凝固制备的基本条件.     

基于Maxwell-Stefan双扩散模型的煤层气注气数值模拟

目前煤层气注气数值模拟软件中均以扩展Langmuir模型模拟多组分气体吸附/解吸,以拟稳态单孔扩散模型和Fick定律描述煤层基质中气体扩散,虽然简单,便于应用,但存在较大局限性。以试验数据为依据,评价扩展Langmuir、IAS和2D PR-EOS多组分气体吸附模型可靠性,并建立Maxwell-Stefan双扩散模型模拟气体扩散过程。最后,将双扩散模型与煤储层气水两相多组分渗流模型耦合,利用IMPES方法求解研究煤层气注气过程。研究表明:2D PR-EOS模型预测结果优于扩展Langmuir和IAS模型;注气初期基质中多组分气体吸附和甲烷解吸速率较快,之后逐渐变缓;该模拟方法可以较为准确地模拟煤层气衰竭和注气开发过程,预测煤基质中气体各组分浓度分布,为煤层气注气开发的研究及现场应用提供有效的技术手段。     

不可采煤层CO2封存的数值模拟

将CO2注入不可采煤层进行封存(CO2-ECBM)能在封存CO2的同时回收甲烷,因而是一项具有良好前景的CO2处置技术。CO2或者CO2/N2混合气注入煤层后在煤层中运移涉及到多组分气体在煤中的吸附、多组分气体以及气、水两相在煤层中的扩散渗流等过程。基于上述过程,建立了考虑煤基质吸附气体后的膨胀效应、能够描述多组分气体在煤层中吸附/解吸扩散渗流过程的数学模型,并采用数值解法对模型进行了求解,与已有的模拟结果比较表明建立的模型是可靠的;利用该模型研究了煤层渗透率、不同气体差异性吸附膨胀系数、煤对CO2/CH4的吸附比、以及注入气体组成对于CO2封存以及煤层气生产的影响,研究结果可以为CO2-ECBM项目的场地条件选择以及工艺参数的优化提供依据。     

多场耦合作用下煤层气的渗流特性与数值模拟

根据实验研究煤样在轴向应力、围压、气压、温度单一因素作用下的渗流规律.利用Ansys12.0数值模拟了单场与多场耦合作用下煤层气的渗流规律,煤体的变形、孔隙压力、渗流场的分布规律.数值模拟得出:单场作用下煤层气在煤体中的渗流规律实验与数值模拟结果基本相同;多场耦合作用下煤的渗透率与平均有效应力曲线呈负指数关系;对试件变形的影响应力场大于渗流场,轴向应力对试件的变形大于围压;围压对渗流场的影响大于轴向应力,轴向应力对孔隙压力的影响大于围压,多场作用下孔隙压力大于单场作用.多场作用下数值模拟的结果与实验研究是一致的,因此研究煤层气的渗流规律必须考虑气-固-热的同时作用.     

沁水盆地FZ煤层气井网三维数值模拟

在建立山西省沁水盆地FZ煤层气井网煤层气运移产出地质概念模型的基础上,采用Langmuir等温吸附定律,Fick第一定律和多相渗流理论建立了与之相适应的三维数学模型,并根据2000年11月1日至2002年3月16日的气、水排采资料,通过历史拟合计算,校正、识别了模型中的有关重要参数,验证了模型的计算精度,预测了各煤层气井未来20年的气、水产量动态变化特征.     

煤层气井气体对有杆泵排采的影响

依据气液两相流理论,建立煤层气井气水两相井液进泵运动规律的数学模型,给出适应于煤层气井泵充满度的算法,通过求解井液进泵的数值模型及仿真分析,得到煤层气井不同工况下抽油泵内液面和泵充满度的瞬时动态变化规律,以及泵充满度与冲次、泵入口气液比、泵入口压力等参数间的相互关系。利用余隙容积系数与泵内压强的关系和气体压缩膨胀的多变特性,分析出低沉没度下泵发生气锁的条件并给出预防措施。结果表明:降低冲次、减小余隙容积和泵入口气液比以及增大沉没压力可以有效提高泵的充满度,而且泵入口气液比对泵效的影响尤为显著;考虑抽油泵余隙内自由气体的作用后,随着余隙容积系数的增加,泵的充满度逐渐降低。     

浅层低煤阶煤层气成藏条件分析

针对我国煤层气勘探开发的难题,从煤层气藏的气源和保存条件入手,深入分析了生物气作为气源在浅层低煤阶煤层气藏形成中的重要性,并研究了盖层条件、水文地质条件及甲烷菌的生气条件在浅层低煤阶煤层气藏的形成和保存过程中所起的作用.认为中国煤层气的勘探开发不应受氧化带的限制,在煤层上覆封盖条件较好的浅层寻找浅层低煤阶煤层气藏可能获得良好的经济效益.     

井下注气强化煤层气抽采效果的工程试验与数值模拟

为提高特低渗透煤层的煤层气抽采效果,在重庆天府矿业公司850 m深井,采用注入组分为78%的N2的方法,进行了强化注抽煤层气的工业性试验.分别试验了单孔与多孔干扰情况下自然涌出、负压抽采、注气涌出、边注边抽和间歇注气试验.结果表明:在常规抽采达到极限后进行注气,甲烷抽采时间-浓度曲线呈现先上升后下降的单峰波形状态,间歇注抽的甲烷浓度高于边注边抽的甲烷浓度,但衰减较快,注气距离短,长时边注边抽的注抽效果好于间歇注抽效果.注气孔网间距4 m,渗透率1.112×10-4mD的煤层,连续注抽5 d后,抽采率由卸压后负压极限抽采的52.4%提高到58.6%.建立了空气注采甲烷的渗流理论方程,计算了合理的注气孔网间距、注气时间、压力等技术参数,讨论了注气技术方法的适用条件和辅助技术,为推广这一技术提供了工程与理论参考.同时,提出了抽采后注气的变定解条件渗流方程解算的科学问题.     

基于CFX软件的瓦斯爆炸灾害气体扩散模拟

针对水利水电洞挖工程瓦斯爆炸后灾害气体扩散危险区域的确定问题,采用基于计算流体动力学理论的CFX模拟软件,结合向家坝水利水电站隧洞施工条件,假定第四层排水廊道内两个有代表性的地点作为瓦斯爆炸发生地点,对洞挖工程瓦斯爆炸后气体扩散进行模拟,分析隧洞各时间下不同区域的动态危险性。结果表明,竖井前瓦斯爆炸主要危险区域为第三层排水廊道及第四层排水廊道端头处,而竖井后为三层灌浆廊道及第四层排水廊道端头处,但对作业人员较多的主厂房和四号施工支洞影响均较小。数值模拟结果和理论分析吻合较好,证明所采用的数值模拟方法是有效和可行的。     

Thermal simulation of the formation and evolution of coalbed gas

Thermal simulation experiment of gas generation from the peat and the coals were performed using the high temperature and pressure apparatus, at temperature ranging from 336.8-600℃, a pressure of 50MPa and two heating rates of 20℃/h and 2℃/h, and the evolution and formation of coalbed gas components were studied. Results show that for the coals, the gaseous products are mainly composed of hydrocarbon gases. However, for the peat the content of hydrocarbon gases in gaseous products is lower than that of non-hydrocarbon components. In the generated hydrocarbon gases methane is predominant and heavy hydrocarbon gases (C2-5) are present in small amount. Meanwhile, carbon dioxide (CO2) predominates the generated non-hydrocarbon gases, and hydrogen (H2) and sul-furated hydrogen (H2S) are existent in trace amount. It is also observed that temperature is the main factor controlling the evolution of coalbed gas generation. With increasing vitrinite reflectance, methane rapidly increases, CO2 sightly increases, and C2-5 hydrocarbons first increase and then decrease. The peat and Shanxi formation coal have a higher generative potential of coalbed gases than coals and Taiyuan formation coal, respectively, reflecting the effect of the property of organic matter on the characteristics of coalbed gas component generation. In this study, it is found that low heating rate is favorable for the generation of methane, H2 and CO2, and the decomposition of C2-5 hydrocarbons. This shows that heating time plays an important controlling role in the generation and evolution of coalbed gases. The results obtained from the simulation experiment in the study of coalbed gases in natural system are also discussed.     

The mechanism of the flowing ground water impacting on coalbed gas content

The hydrogeological condition affects the coal-bed gas storage dramatically. In an area of stronger hydrodynamics, the coal has a lower gas content, while a higher gas content exists in an area of weaker hydrodynamics. Obviously, the flowing groundwater is harmful to coalbed gas preservation. But few researches focus on the mechanism of how the flowing water diminishes the coalbed gas content Based on the phenomenon that the flowing groundwater not only makes coalbed gas content lower, but also fractionates the carbon isotope, this research puts forward an idea that it is the water solution that diminishes the coalbed gas content, rather than the water-driven action or the gas dissipation through cap rocks. Only water-soluble action can both fractionate the carbon isotope and lessen the coalbed gas content, and it is an efficient way to take gas away and affect the gas content.