本实用新型涉及一种太阳能热利用技术，尤其涉及一种利用太阳能的页岩气开采技术。
背景技术：
页岩是一种沉积岩，成分复杂，主要是由黏土沉积经压力和温度形成的岩石。页岩气是一种储存于页岩的纳米孔径中主要由甲烷所构成的气体。页岩气多以游离态和吸附态储存于页岩中，在不同地质条件下这两种形态的页岩气所占比例存在显著的差别。页岩的孔径越大，就能储存越多的游离态页岩气，页岩的有机质含量越高，就能储存越多的吸附态页岩气。现有的页岩气大多储存于地下1-2千米深处（压力大约为10-20MPa，温度大约为338-378K）。
页岩气主要由甲烷构成，是一种重要的清洁环保的新能源，其是否能改变现有的能源格局取决于它的开采成本的高低。在过去的几十年里，受益于包括液压钻井技术在内的多种技术的进步和发展，页岩气的产量取得了巨大的飞跃。由于页岩气储藏于页岩的纳米孔径之中，导致了其渗透率非常的低，且开采页岩气比起开采常规气体能源要困难得多。另外，一般的开采页岩气的油井产量会在三年后有一个显著的下降。因此，需要开发新的技术去开采页岩气。
美国是现在页岩气工业最先进发达的国家，他们将混有化学物质的水注入油井中，化学物质会和地下的页岩发生化学反应并产生新的裂缝，页岩气会沿着产生的裂缝进入油井之中。美国能源信息署（EIA）预测，美国的页岩气总储量在18.8万亿立方米左右，占世界总储量的13%。截止至2009年，现在美国已经有50000口以上的液压油井来开采页岩气。截止至2010年，页岩气的产量已经达到了，年增长率达到了47.7%。在2000年，页岩气产量只占美国气体总产量的1%，现在，页岩气已经占据了美国每年气体总产量的34%。
据估计，中国的页岩气总储量大约有26万亿立方米，远高于美国。然而，中国缺乏先进的页岩气开采技术。而且液压钻井技术需要消耗大量的水资源。在美国，由于页岩气矿藏大多分布于密西西比河和五大湖附近，所以美国不需要担心水资源问题。然而中国的页岩气矿藏大多分布于新疆，内蒙，四川等缺水地区，所以大规模使用液压钻井技术并不现实。此外，液压钻井技术还存在污染地下水和土壤资源的安全隐患。
现有技术中，例如CN106884637A公开了一种利用热管进行页岩气开采的方法，该方法利用热管将干热岩层的热量传递给页岩气储层进行加热，促进页岩气的开采，但是该方法中的热管吸热能力存在不足的情况，而且该情况下仅仅采用单根重力热管上下布置，导致热管的吸热面不足，吸热能力收到限制。
由于中国的页岩气矿藏大多分布于新疆，内蒙，四川等缺水地区，但是这些区域的太阳能光照时间长，而且风能也很充沛，因此考虑到区域的自然环境，可以充分利用太阳能和风能进行页岩气的开采。
针对上述问题，本实用新型在前面实用新型的基础上进行了改进，提供了一种新的太阳能开采页岩气的系统，充分利用区域的太阳能的热源，降低能耗，提高开采效果。
技术实现要素：
本实用新型提供了一种利用太阳能加热的页岩气开采系统，利用热管和蓄热器的共同作用，充分利用干页岩层的热源来开采页岩气，提高开采效果，节约能源。
为了实现上述目的，本实用新型的技术方案如下：
一种利用太阳能加热的页岩气开采系统，所述系统包括蒸汽发生器、内管和套管，所述内管套设在套管内，所述套管设置在页岩气储气层中，所述蒸汽发生器产生的蒸汽通过内管进入套管内，所述套管壁面设置射裂孔，其特征在于，所述的蒸汽发生器为太阳能蒸汽发生器，包括太阳能集热器、换热器，所述换热器连接太阳能集热器，所述给水罐将水输入到换热器，在换热器中加热成蒸汽后，进入内管。
作为优选，所述太阳能集热器与换热器之间分别设置高温熔盐罐和低温熔盐罐，所述高温熔盐罐设置在换热器的上游，低温熔盐罐设置在换热器的下游。
作为优选，所述套管内设置热管，所述热管的蒸发端位于干热岩层中，热管的冷凝段位于套管内。
作为优选，所述热管为多根，所述热管蒸发端环形分布。
作为优选，还包括蓄热器，所述蓄热器设置在套管下部的干热岩层中，所述热管的蒸发端设置在蓄热器内。
作为优选，所述热管第一竖直段、第二竖直段和水平段，其中水平段的两端分别连接第一竖直段、第二竖直段，第一竖直段位于套管内，水平段和第二竖直段设置在干热岩层中，第一竖直段设置在套管内；所述第一竖直段底部连接水平段，所述水平段沿着第一竖直段底部向外延伸，所述热管的第二竖直段设置在蓄热器内。
作为优选，蓄热器是圆管结构，所述第二竖直段围绕蓄热器的中心轴线环形分布。
作为优选，中心轴线设置热管，沿着中心轴线设置多层热管，每层热管的轴线与中心轴线的距离相同，从而形成以蓄热器中心轴线为圆心的圆；所述的蓄热器的内径为D，热管的外径为d，同一层的相邻的热管中心轴线的圆弧为A，所述圆弧的圆心是蓄热器的中心轴线，同一层所在圆的直径D2，相邻内层的圆的直径D1，则满足下面要求：
Sin（A）=a-b*Ln(S),其中Ln是对数函数，S= d/(D2-D1)，a,b是参数，满足如下要求：
D2/D<=0.3，0.1525<a<0.1550, 0.283<=b<0.303；
0.3<D2/D<=0.7，0.1473<a<=0.1525, 0.265<=b<0.283；
0.7<D2/D<=1，0.1450<a<=0.1473, 0.248<b<0.265。
作为优选，所述换热器是板式换热器。
作为优选，所述热管为多根，所述第二竖直段环形分布。
作为优选，所述第二竖直段围绕套管的中心轴线环形分布。
作为优选，同一个第一竖直段连接多个水平段。
作为优选，随着D2/D的逐渐变小，a越来越大,b越来越大。
作为优选，0°<A<120°。
作为优选，10°<A<70°。
与现有技术相比较，本实用新型具有如下的优点：
1）充分利用太阳能来加热产生蒸汽，将太阳能应用到页岩气的开采，节约了能源，同时节约水资源，这使得缺水区域页岩气的开发成本大大降低。
2）采用新式的适用页岩气开采的热管结构，将热管分为水平段和垂直段，利用水平段扩大热管的吸热范围，进一步提高热量的利用，节约能源。
3）采用蓄热器，充分利用蓄热器来对地热热源进行蓄热，然后热管利用蓄热器存储的热能加热蒸汽，提高热源的利用，进一步节约能源。
4）进行了大量的数值模拟和实验的研究，对热管在蓄热器中的分布结构进行了最优的结构，而且通过研究得出热管分布的最优关系式，进一步提高热管的分布，达到最佳的热吸收，降低成本。
附图说明
图1为本实用新型太阳能光热系统产生高温高压水蒸气结构示意图。
图2为本实用新型埋藏井内水蒸气再加热系统示意图。
图3为本实用新型蓄热器内热管分布结构示意图。
图4为本实用新型埋藏井布置示意图。
图5为本实用新型页岩气脱附温度对应温度图。
图6是图2中进一步改进的实施例。
图7是图6中热管蓄热器细化结构示意图。
图8是图3的尺寸标注示意图。
图中： 1 太阳能集热器 2 高温熔盐罐 3换热器 4 低温熔盐罐 5给水罐 6 覆岩层 7 页岩气储层 8 干热岩层 9内管 10 套管 11 射裂孔 12 重力热管 13蓄热器 14水平井入口 15埋藏井16埋藏井 17埋藏井 18埋藏井 19水平井出口20水平井 21埋藏井 22埋藏井23埋藏井24埋藏井 121第一竖直段 122第二竖直段 123水平段
具体实施方式
下面结合附图对本实用新型的具体实施方式做详细的说明。
本文中，如果没有特殊说明，涉及公式的，“/”表示除法，“×”、“*”表示乘法。
下面结合附图对本实用新型的具体实施方式做详细的说明。
如图2所示，一种利用太阳能加热的页岩气开采系统，所述系统包括蒸汽发生器3、内管9和套管10，所述内管9套设在套管10内，所述套管10设置在页岩气储气层7中，所述蒸汽发生器产生的蒸汽通过内管9进入套管10内，所述套管10内设置热管12，所述套管10壁面设置射裂孔11，所述蒸汽通过射裂孔11喷入页岩气储气层7中，通过蒸汽来提高页岩气的解吸。通过研究发现，当温度升高时，由于甲烷分子动能的升高，甲烷分子在管道内的脱附率有一个显著的提升。当温度升到548K时，继续升高系统温度对甲烷的脱附并没有太大的帮助。因此，为了提高页岩气的解吸，节约水资源同时解决污染问题，可以用温度在548K以上(约275℃，6MPa左右)的高压水蒸气来代替传统的高压压裂液采集技术。
本实用新型通过设置热管，对于进入套管10内的蒸汽进行二次加热，进一步提高蒸汽的温度和压力，达到满意的页岩气解吸效果。
所述系统还包括蓄热器13，所述蓄热器13设置在套管下部的干热岩层8中，所述热管12的蒸发端设置在蓄热器13内，所述热管12的冷凝段设置在套管10内。
作为优选，所述蓄热器13中蓄热材料的熔点是58-70摄氏度，进一步优选62℃。
作为优选，所述蓄热器13中的蓄热材料是石蜡。
本实用新型通过设置蓄热器13，可以将干热岩层8中储存起来，而且因为蓄热器的热熔比较大，因此可以储存更多的热量，因此热管可以更加充分的利用干热岩层8的热量，而且因为设置蓄热器，蓄热器与干热岩层8接触面积更大，可以大大的减小热管和热岩层8之间的接触热阻，吸热效果要远好于热管单独的放置在热岩层8中。因此通过设置蓄热器可以大大提高页岩气的解吸效果和效率。通过实验发现，通过设置蓄热器，可以提高15-20%的加热效率，可以进一步节约能源。
作为优选，所述热管12为多根，所述热管12在套管10中环形分布。
作为优选，如图6所示，所述蓄热器13的横截面为圆管结构，所述蓄热器13的内径大于套管10的外径。通过蓄热器13的外径大于套管10的外径，可以进一步的增加蓄热器与干热岩层8的换热面积，而且可以储存更多的热量，进一步满足加热蒸汽的要求。
作为优选，所述蓄热器13的内径是套管外径的2-3倍。
作为优选，从蓄热器13的中心轴线向蓄热器的外壁的径向方向，蓄热器13中的蓄热材料的蓄热能力逐渐变弱。
采取蓄热材料的蓄热能力的逐渐变化，可以进一步提高蓄热能力，能够实现热管的均匀加热。因为越到蓄热器外壁，则因为和干页岩层直接接触，因此此处的温度最高，蓄热材料可以直接被加热，在蓄热材料被充分蓄热后，热量会向蓄热器的内部传递。通过蓄热器蓄热材料的蓄热能力的变化，可以保证外部蓄热材料达到蓄热饱和后，会立刻将热量向内部传递，保证内部也存储热量。这样，热管在蓄热器中的不同位置都能充分吸热，避免有的热管过热，有的热管吸热不够，保证整体热管的吸热均匀，避免部分过热蒸汽损坏，造成产品的维护困难。通过这样设置，可以是热管整体的使用寿命达到相同。同时使得套管10的蒸汽也整体加热均匀。
作为优选，从蓄热器13的中心轴线向蓄热器13的外壁方向，蓄热材料的蓄热能力逐渐减弱的幅度逐渐增加。通过实验和数值模拟发现，采取这种设置，可以进一步提高热管的吸热均匀度。
通入内管内的高压水蒸气经由重力热管再次加热，达到所需要的温度。内管底部位于干热岩层内，温度较高，因此可以通过蓄热材料将热量进行收集。在蓄热器内装满了蓄热用石蜡。石蜡类相变蓄热材料具有相变潜热高、几乎没有过冷现象、融化时蒸汽压力低、不易发生化学反应且化学稳定性较好、没有相分离和腐蚀性，以及价格低等优点，成为蓄热材料的首选。石蜡内嵌重力热管。重力热管吸收来自蓄热器内石蜡的热量，在顶端放热段放热，实现对高压水蒸气的再次加热。为了便于准确控制水蒸气的温度和压力，也可采用电加热和蓄热协同加热的方式。
作为优选，所述的蒸汽发生器为太阳能蒸汽发生器，如图1所示，包括太阳能集热器1、换热器3和给水罐5，所述换热器3连接太阳能集热器1，所述给水罐5将水输入到换热器3，在换热器3中加热成蒸汽后，进入内管9。
进一步优选，所述太阳能集热器1与换热器3之间分别设置高温熔盐罐2和低温熔盐罐4，所述高温熔盐罐2设置在换热器3的上游，低温熔盐罐4设置在换热器3的下游。通过设置高温熔盐罐2和低温熔盐罐4，来存储太阳能的高温余热热能和低温余热热能，以满足在天气不好或者晚上进行热量利用。
参照图1，利用成熟的太阳能光热技术，产生可控的高温高压水蒸气，用于替代页岩气采集过程中的高压水。产生的高温高压蒸汽通到埋藏井中的内管。鉴于高温高压水蒸气的引入能够大量减少高压水裂法中的水资源的消耗，因此该方式在缺水地区应用前景广阔。
作为优选，如图7所示，所述热管12包括第一竖直段121、第二竖直段122和水平段123，其中水平段123的两端分别连接第一竖直段121、第二竖直段122，第一竖直121段位于套管10内，水平段123和第二竖直段122设置在蓄热器13中，所述第一竖直段121底部连接水平段123，所述水平段123沿着第一竖直121段底部向蓄热器13的外壁方向延伸。
本实用新型通过设置热管的水平段，将热管的蒸发端延伸到更远的方向，例如延伸到蓄热器的外壁位置，这样可以扩大热管的吸热范围，可以吸收蓄热器最远端的热量。这与现有技术CN106884637A相比，大大提高了热管的吸热效率和吸热范围，能够提高50%以上的换热效率。
当然，也可以将蓄热器去掉，仅仅将热管设置在干页岩层中，相对于现有技术，也能拓展吸热区域，提高吸热能力。
作为优选，所述的水平段123沿着蓄热器的径向方向延伸。将水平段沿着蓄热器的径向方向延伸，通过实验发现可以进一步提高吸热效率，能够提高5%左右。
作为优选，所述第二竖直段围绕套管的中心轴线环形分布。
作为优选，如图3所示，所述第二竖直段122围绕蓄热器13的中心轴线环形多层分布。
作为优选，中心轴线位置设置第二竖直段122，沿着中心轴线设置多层第二竖直段122，每层第二竖直段122的轴线与中心轴线的距离相同，从而形成以蓄热器13中心轴线为圆心的圆。
进一步优选，如图7所示，同一个第一竖直段连接多个水平段。通过这样设置，可以使得第二竖直段在蓄热器中进一步分布均匀。
通过数值模拟和实验发现，第二竖直段122之间的距离，包括同一直径位置处的距离和相邻层之间的距离不能过小，过小会导致热管分布过多，导致每根热管的吸热量不足，过大会导致热管分布太少，导致热管过热，因此本申请通过大量的数值模拟和实验，总结出来热管第二竖直段122分布的最优化的分布，使得热管既不能吸热量不足，又不能吸热量过大。
如图8所示，所述的蓄热器的内径为D，第二竖直段122的外径为d，同一层的相邻的热管中心轴线的圆弧为A，所述圆弧的圆心是蓄热器的中心轴线，同一层所在圆的直径D2，相邻内层的圆的直径D1，则满足下面要求：
Sin（A）=a-b*Ln(S),其中Ln是对数函数，S= d/(D2-D1)，a,b是参数，满足如下要求：
D2/D<=0.3，0.1525<a<0.1550, 0.283<=b<0.303；
当0.3<D2/D<=0.7时，0.1473<a<=0.1525, 0.265<=b<0.283；
当0.7<D2/D<=1时，0.1450<a<=0.1473, 0.248<b<0.265。
作为优选，随着D2/D的逐渐变小，a越来越大,b越来越大。
作为优选， 0°<A<120°。
作为优选，10°<A<70°。
上述经验公式是通过大量数值模拟和实验得到，而且经过试验验证，误差基本上在3%以内。
作为优选，热管的吸热能力900－1100W，进一步优选为1000W；
干页岩层的温度100－120摄氏度，进一步优选为110℃。
蓄热器的内径为D为900－1100毫米，进一步优选为1000毫米。
热管的外径ｄ为9－10毫米，进一步优选为9.5mm。
当然，图8仅仅展示了3层热管，实际上可以多于三层。图8的D2、D1也仅仅是一个举例，实际上可以将中心轴线的热管作为D1所在的层，即D1＝0，将目前的D1作为D2所在的层。
如图4所示，图4中的8个埋藏井就是图2的结构。8个埋藏井中产生的页岩气均经过图4中的水平井20进行收集。高压水蒸气经由套管和内管外壁的射裂孔溢出，进入页岩气储层，在对页岩气进行加热的同时，也促进了页岩气的解吸。当指定范围内的页岩气平均温度升高一定幅度后，停止内管内高压水蒸气的输入，关闭页岩井。被加热后的页岩气解吸速度增加，对应的温度和压力逐渐升高。当页岩气压力增加到某一限定值后，即可通过页岩气储层水平井位置处的压裂缝进入到水平内管，通过收集装置实施页岩气的收集。完成整个页岩气开采和收集过程。
虽然本实用新型已以较佳实施例披露如上，但本实用新型并非限定于此。任何本领域技术人员，在不脱离本实用新型的精神和范围内，均可作各种更动与修改，因此本实用新型的保护范围应当以权利要求所限定的范围为准。