半经验模型对分散橙25在超临界CO2中溶解度的拟合

为获得最佳的溶解度试验数据并得到溶解度与工艺测量条件之间的关系，探究分散染料在超临界CO₂流体中的溶解规律。在温度343.15～393.15 K、压力10～22 MPa的条件下，使用超临界流体试验装置测量分散橙25在超临界CO₂流体中的溶解度，并对染料的溶解性进行分析。利用Kumar-Johnston(K-J)、Sung-Shim(SS)和Mendez-Santiago-Teja(MST)等3种半经验模型对染料的溶解度进行拟合。结果表明：染料的溶解度随压力和温度的升高而增加；K-J、SS和MST模型的平均相对偏差分别为7.55%、8.20%和11.92%,其中K-J模型拟合下的试验值和计算值的相关性最高，关联效果优于其他两种半经验模型。     

高CO2含量气藏物质平衡方程及其动储量评价

针对高CO₂含量天然气在气藏衰竭式开发过程中存在的溶解气释放效应导致动储量无法得到有效评价的问题,建立了考虑水侵、应力敏感效应、水蒸气含量以及溶解气释放效应的物质平衡方程。采用PVT实验研究了CO₂含量分别为3.18%~53.90%的天然气混合物在压力由53.01 MPa降低至3.01 MPa的溶解度变化情况,回归得到了溶解度的预测模型。为了研究高CO₂含量对气藏的动储量评价方面的影响,分别利用压降法、考虑应力敏感储量计算模型、考虑应力敏感、水蒸气含量及水蒸气膨胀量的储量计算模型,以及针对高CO₂含量提出的计算模型对A气藏动储量进行计算。研究结果表明,不考虑高CO₂含量天然气的释放效应计算得到的动储量结果普遍偏高,误差范围在（0.69~2.55）×10⁸ m³,因此,高CO₂含量天然气的释放效应在气藏的动储量评价过程中不能被忽略。     

椰壳活性炭低温变压吸附天然气中CO2/CH4实验

结合天然气液化储运过程中低温与常规变压吸附（PSA）工艺,提出低温变压吸附净化天然气工艺.用椰壳活性炭对CO₂和CH₄单组份气体进行静态吸附,以及CO₂/CH₄二元混合气体动态模拟吸附分离.利用静态体积法研究-30~25 ℃,1.2~2.5 MPa下CO2和0~4 MPa下CH₄在椰壳活性炭上的吸附行为,椰壳活性炭对两者的吸附量均随温度降低而增大.动态吸附分离实验压力为0.45,0.85,1.85 MPa,随温度或压力的降低,椰壳活性炭对CO₂/CH₄二元混合气体的分离因子不断增大,温度对其影响效果大于压力的影响,且在实验温度范围内CH₄的动态吸附量呈先增大后减小的变化趋势.研究表明,椰壳活性炭对天然气脱碳具有广阔的应用前景.     

纳米CeO2催化CO2和CH3OH合成碳酸二甲酯

在常压条件下,采用化学沉淀法制备了纳米二氧化铈(CeO₂)材料,应用其催化CO₂和甲醇(CH₃OH)直接合成碳酸二甲酯(DMC).考察了反应温度、CO₂压力和CeO₂用量对合成DMC收率的影响,结果表明CH₃OH用量为15 mL时,在反应温度140 ℃、CO₂压力4.0 MPa、催化剂用量0.15 g的最优条件下,合成收率可达47.9%.     

CO2/HCs混合物宽区域黏度模型的热力学研究

 基于Vesovic-Wakeham理论,建立CO₂/HCs二元混合物黏度预测模型,对CO₂/CH₄,CO₂/C₂H₆,CO₂/C₃H₈,CO₂/n-C₄H₁₀和CO₂/iso-C₄H₁₀这5种重要CO₂/HCs二元体系的黏度进行了预测,温度范围为273.15～973.15 K,压力范围为0.1～200 MPa,最大黏度预测值达140 μPa·s。与大量文献实验数据的比较表明,所预测的黏度计算值具有较高的精度,可以满足工程应用的实际要求。     

二烷基磷酸酯离子液体对NH3的高效吸收

该文测定了不同温度（303.15～333.15 K）和不同压力（约0.1～0.6 MPa）下NH₃在5种二烷基磷酸酯离子液体中的溶解度[压力—温度—组分（pTx）数据].结果表明,NH₃的溶解度随温度的降低和压力的增加而增加.在离子液体中,咪唑阳离子环侧链长度越长,阴离子侧链长度越短,NH₃溶解度越高.根据NH₃的溶解度数据,利用Peng-Robinson （P-R）状态方程计算得到了亨利定律常数,并由此计算出了溶解焓Δ_solH,溶解熵Δ_solS和溶液吉布斯自由能Δ_solG等热力学性质.结果显示：Δ_solH绝对值越高,对应的亨利定律常数越小,NH₃在离子液体中的溶解度越高.     

高温高压条件下甲烷和二氧化碳溶解度试验

根据不同温度和压力条件下测得的甲烷和二氧化碳两种气体在碳酸氢钠型水中的溶解度数据,对两种气体的溶解度与温度、压力及地层水矿化度之间的关系进行研究。结果表明:在地层水中的溶解机制不同,导致两种气体的溶解度值随温度、压力条件的变化具有不同的演变特征;综合前人低温(小于90℃)测试的溶解度数据,可将甲烷溶解度与温度之间的演变关系划分为缓慢递减(0~80℃)、快速递增(80~150℃)和缓慢递增(大于150℃)3个阶段;二氧化碳溶解度随温度的升高而逐渐降低,随压力升高而逐渐增大,其溶解与析离能力受压力影响更为明显;实际地层中,两种气体间溶解度的差异演变影响了天然气的空间分布。     

低渗透油藏CO2非混相驱前缘移动规律研究

低渗透油藏CO₂非混相驱不同流体间相互作用复杂,前缘描述困难。为此,基于改进的CO₂驱相对渗透率模型,并考虑CO₂在原油中溶解及油相启动压力梯度的影响,推导出低渗透油藏CO₂驱分流量方程;引入渗流阻滞系数,对B-L方程进行修正,确立CO₂驱替前缘移动速度及饱和度剖面计算方法。通过与CO₂驱实验数据获取的含气饱和度剖面相对比,验证了计算方法的准确性。分析CO₂溶解作用、不同原油黏度及注入压力对CO₂驱前缘移动规律的影响,结果表明,考虑CO₂在原油中的溶解,前缘移动速度降低幅度超过50%;原油黏度越高,前缘移动速度越大;前缘移动速度随注入压力的增大而减小,并在最小混相压力处出现拐点。针对吉林、胜利与延长油田典型CO₂驱试验区,通过对比3者含气饱和度剖面分布,对3个区块CO₂驱的适应性进行了评价。     

基于响应面分析的辉光等离子体解离CO2的工艺参数优化

采用辉光等离子体设备开展了CO₂解离及工艺参数优化试验。分别探究CO₂,CO₂/N₂,CO₂/N₂/He 3种试验气体中4种因素(时间、电流、体积及温度)对CO₂解离效果的影响,采用响应面分析法(RSM)优化并确定了最佳工艺参数,同时研究了3种气体最佳工艺下CO₂的解离效果。结果表明：纯CO₂解离时间85 min,电流16 mA,温度21℃,体积250 mL;CO₂/N₂解离时间87 min,电流24 mA,体积54 mL,温度20℃;CO₂/N₂/He解离时间51 min,电流32 mA,体积288 mL,温度20℃。CO₂/N₂/He混合气体CO₂解离效果最佳,CO₂/N₂混合气体CO     

高温高压下N2和CO2对CH4/C2H6/C3H8混合气抑爆效果研究

油田伴生气经常会发生燃爆事故,为提升采油过程的安全性,需研究N₂与CO₂在井筒高温高压条件下的抑爆效果. 目前对于高温高压条件下固定可燃气体积分数,不同体积分数N₂和CO₂对爆炸特性影响的研究较少. 对40 °C,初始压力0.5、1.0、2.0 MPa,不同N₂和CO₂体积分数下CH₄/C₂H₆/C₃H₈混合气到达最大爆炸超压的时间、最大爆炸超压和爆燃指数K_G进行了相关研究,分析了不同初始压力和2种惰性气体对爆炸特性参数的影响. 试验结果表明:不同初始压力下N₂和CO₂各自的惰化机理相同;CO₂的惰化效果优于N₂且存在最优点,该点之前CO₂的惰化效果与N₂相比优势逐渐增强,由化学作用占主导地位,该点之后化学作用已达到最大效果,因此CO₂的惰化效果虽仍强于N₂,优势却逐渐减小.      

注CO2采油井油管柱腐蚀速率预测

针对注CO₂采油井生产中油管柱存在的腐蚀现象，开展了注CO₂采油井不同阶段的油管腐蚀规律研究。对油管柱CO₂腐蚀进展进行了概述，基于动力学原理与金属的电化学腐蚀理论，考虑油气生产过程的产液量、含水率、井口温度、生产压差、流体流速等因素，得到油管内温度压力分布，研究了CO₂采油井油管腐蚀速率预测方法。对实例井的油管柱腐蚀速率做出了预测，并开展主控因素下油管柱腐蚀速率随时间、井深的变化规律研究。结果表明，在整个吞吐周期中，油管腐蚀主要发生在生产阶段。腐蚀情况预测结果与现场实测腐蚀情况吻合较好。     

榆树林油田特低渗透扶杨油层CO_2驱油效果评价

针对特低渗透扶杨油层注水开发中存在的注入难、采出难,水驱开发效果差,采收率低的问题,在榆树林油田树101井区开展了扶杨油层CO2驱油试验。通过现场试验对CO2驱替状态、开发特征及效果进行了系统评价,结果表明,当试验区注入CO2为0.1 HCPV(烃类占据的孔隙体积)时,通过两次高压物性取样对比,轻质组分含量增加了5.7%,最小混相压力由32.2 MPa下降至28.6 MPa。试验区存在混相、半混相及非混相3种驱替状态,混相区域占2/8,半混相占1/8,非混相占5/8。通过研究和矿场实践,形成了不同注气阶段不同类井的CO2驱开发调整技术,试验区采油速度连续4年保持在1%以上,数值模拟预测最终采收率比水驱高10%以上,试验区取得了显著的开发效果。     

温度对超临界CO_2置换CH_4的影响

为研究超临界CO_2置换CH_4过程中温度对置换效果的影响,以屯留煤样为研究对象,借助ISO-300型等温吸附仪对煤样进行了不同温度(35、45、55℃)、相同注入压力(12.7 MPa)条件下的CO_2置换解吸CH_4试验。研究结果表明:置换解吸过程中,超临界CO_2吸附相体积分数随着温度升高而增加,随压力降低而增大,CH_4吸附相体积分数呈相反变化趋势;超临界状态下,试验直接测得的气体吸附量为Gibbs吸附量,气体真实吸附量与压力之间符合Langmuir吸附曲线,且与Gibbs吸附量的差值随压力的升高而增大;试验压降范围内,温度为35℃条件时,CH_4气体单位压降解吸率最高,显示出温度接近临界温度时,超临界CO_2置换效果最佳。     

注CO_2置换煤层CH_4试验研究

利用屯留矿和寺河矿圆柱体原煤试样,进行不同注入压力条件下注CO2置换CH4试验,研究分析了置换过程中气体的吸附特性及注入压力对CO2置换效果的影响,提出了低孔隙压力条件时具有更好的置换效果。研究结果表明,同等条件下,置换平衡后煤体吸附CO2气体能力远强于CH4;煤体中CH4体积比随注入压力的降低而减小,而CO2体积比则呈现相反趋势;在8MPa围压条件下,随着注入压力的升高,CH4产出率呈线性关系降低,CO2置换比呈指数关系减小,显示出在试验压力范围内,低压条件下的CO2置换效果更佳;同等条件时,相对于试验中的无烟煤,贫瘦煤置换效果更好。     

超临界CO_2中正烷烃溶解行为的多尺度计算机模拟

利用分子动力学和耗散粒子动力学相结合的多尺度计算机模拟方法研究正烷烃在超临界CO2中的溶解行为.先在微观尺度利用分子动力学模拟方法计算得到超临界CO2和正烷烃的密度及溶度等物性参数,再构造耗散粒子粗粒化模型,利用耗散粒子动力学模拟C39在超临界CO2中的溶解行为,通过直观图像及序参量对其溶解行为进行表征,并计算C39在超临界CO2中的最小混相压.     

高温高压CO2/水交替微观驱油机制及运移特征

 针对复杂的油藏环境, 利用高温高压微观可视化模拟系统, 在60℃、18 MPa 下进行CO₂/水交替驱油实验, 以便更直观、清楚地观察水、二氧化碳气体及CO₂/水交替驱的驱油现象。通过观察水、二氧化碳气体和CO₂/水交替驱油过程中多相流体的渗流过程及残余油分布状况, 详细地描述多相流体在多孔介质中的运移特征, 并应用图像处理技术和软件分析方法定量分析各阶段模型内残余油比例。结果表明, CO₂/水交替驱油既克服了水驱替过程中的绕流现象, 也降低了二氧化碳驱过程中气沿渗透性好的孔道、区窜进问题, 使水、气驱替优势互补。CO₂/水交替驱与二氧化碳驱相比提高采收率12.31%。从而为CO₂/水交替驱油提高采收率技术进一步发展提供基础。     

缝洞型油藏氮气扩散系数测定及影响因素

针对塔河缝洞型油藏注氮气提高采收率深层次机理认识有待提高的问题，开展了该类型油藏条件下注氮气扩散系数影响因素的研究，采用压力衰竭法测定了氮气在油相和填充介质中的扩散系数，分析了原油黏度、气体组成、填充类型及流体饱和度对氮气扩散系数的影响。结果表明，氮气在稠油中的溶解度、扩散系数均低于稀油，但压力敏感性高于稀油；氮气中混合二氧化碳促进注入气在原油中的扩散。氮气在垮塌、砂泥和致密等3种常规缝洞油藏填充介质的扩散结果显示，填充介质的致密程度增加，氮气向填充介质内部扩散越困难，且致密介质中氮气的扩散系数达到固体扩散系数的级别（×10^-11 m²/s）；含水饱和度的增加减缓了氮气在填充介质中的扩散。首次测量了氮气在缝洞型油藏高温高压条件（温度>100℃，压力>20 MPa）下原油及填充介质中的扩散系数，并分析了相关影响因素，深化了缝洞型油藏注气提高采收率机理认识，为现场注气应用提供相应的理论指导。