高压天然气水合物生长动力学及浆体黏度特性

为探究油气混输管道中天然气水合物的生成及流动特性,得到实际混输管道天然气水合物浆液的安全运行规律。运用高压天然气水合物实验环路,进行了油水乳液体系天然气水合物浆液流动实验。通过控制变量法研究了不同初始压力、初始质量流量与加剂量对天然气水合物生成诱导时间、管内浆液表观黏度、密度以及水合物体积分数等的影响,结果表明：初始压力越高,水合物生成诱导时间越短,由初始压力5.3 MPa下的1.47 h缩短至6 MPa下的0.71 h,缩短了约51.7%,水合物在生成过程中反应越剧烈,不利于运输的安全;初始质量流量越大,水合物生成诱导时间越长,由初始流量895.3 kg/h下的0.76 h增加到1 414.6 kg/h下的0.90 h,增加了约18.4%,表观黏度波动幅度越小,运输过程越平稳安全;增大阻聚剂的加剂量对水合物诱导时间影响较小,但水合物大量生成阶段现象越平稳,水合物生成后管内水合物体积分数越小,浆液输送性越好;在流动过程中若流速下降,压降反而增加,则说明水合物体积分数的聚并很明显且管内浆液表观黏度很大,管道堵塞风险较大。     

纳米石墨颗粒与SDS复配对CO2水合物生成诱导时间的影响

为得到有效降低气体水合物生成诱导时间的工艺方法,在277.15 K、不同压力(2.5~6.5 MPa)条件下,利用釜式水合物实验装置,开展了0.5%纳米石墨颗粒与表面活性剂SDS复配对水合物生成诱导时间影响的实验研究。结果表明,随压力的升高,水合物生成的诱导时间呈现降低趋势,平均降幅达5.8 min/MPa。277.15 K、4.5 MPa时,纳米石墨颗粒与SDS的引入使得体系较纯水体系中水合物生成的诱导期均呈不同程度的缩短趋势,降幅达20%左右。而二者复配体系的诱导时间较纯水体系显著缩短,如0.5%纳米石墨与0.03%SDS复配体系与相同条件下的纯水体系相比降幅高达61.8%。纳米石墨颗粒与SDS的复配有效加快了水合物成核速率,显著缩短了水合物生成的诱导时间;且其在对水合物生成的诱导时间上的作用效果较对应浓度的单一添加剂体系更好,二者复配型水合物生成促进剂的开发是今后重点研究的方向。     

利用氧化石墨烯促进CO2水合物的生成

气体水合物高效快速生成是实现水合物技术工业应用的关键问题。为解决水合物生成速率慢、储气能力低等难题,利用高压反应釜实验装置,研究了质量浓度为20、35、50、100、200、300 mg/L的氧化石墨烯对CO_2水合物生成过程温压变化规律、生成时间和诱导时间及气体消耗量的影响,并与纯水体系中水合物生成实验进行了对比和分析。结果表明,氧化石墨烯促进CO_2水合物生成的最佳浓度为50 mg/L,在该浓度下反应体系的终态压力最低,压力降低的幅度达1.731 MPa;且与纯水体系相比,水合物生成诱导时间缩短了77.14%,反应周期缩短了1/2,气体消耗量提高了15.89%。从微观角度分析了氧化石墨烯促进CO_2水合物生成的作用机理,其独特的单层分子结构及表面丰富的氧基功能团使其具有纳米颗粒级别的高比表面积、具有优良的传热传质及亲水特性;能够促进气体溶解、增加水合物成核点、提高成核速率;加快体系热量传递、平衡系统温度;能够加快传质速率、增加气体消耗,提高储气能力。     

高压流动体系CO2水合物生长动力学特性

为探明CO_2水合物在流动体系的生长过程及特性,借助高压循环可视环路装置,开展了一系列不同初始压力、载液量、流量下,CO_2水合物生成及浆液流动实验,得到了不同因素对水合物诱导时间及耗气量的影响规律。实验结果表明:在水合物大量生成阶段,管内温度突升、压力骤降,体系流量迅速下降直至稳定、压差呈先上升后下降的趋势; CO_2水合物诱导期随初始压力的增大而缩短,耗气量则随初始压力的升高而增加。在9 L-30 L/min的实验体系下,初始压力从2. 5 MPa增加到2. 8 MPa,诱导期缩短13. 2%,而初始压力为3 MPa时,诱导期仅为17. 4 min,缩短了36. 03%;诱导时间随载液量增加呈现先减小后增大的趋势,耗气量随着管路载液量的增加而降低;流量与诱导时间、耗气量呈负相关关系,随着体系流量增大,诱导时间缩短、耗气量减小。在2. 8 MPa-7 L的实验体系下,质量流量从20 kg/min增加到28 kg/min,诱导期从25 min缩短到18. 4 min,缩短26. 4%,而流量为20 kg/min时的耗气量是28 kg/min的2. 7倍。研究结论可在一定程度上为CO_2水合物的工业应用提供参考。     

LN2/CO2复合制干冰对松散煤体降温特性

为研究LN₂/CO₂复合制备干冰对松散煤体的降温特性并实现最优复配,利用自主设计搭建的可视化凝华试验台,系统分析LN₂和CO₂在不同注输比下对管道内温度、压力及干冰成核效果的影响;以可视化凝华试验为基础,设计搭建松散煤体降温试验台,系统分析不同注输比下LN₂和CO₂在注输停注过程的传热特征及对松散煤体温度场的抑温效果。结果表明：CO₂凝华需要LN₂提供足够过冷度,当CO₂注输量不变,增大LN₂/CO₂注输比,管路内制冷温度降低,压力升高,LN₂和CO₂的混合流体换热效率增加,凝华发生时间提前;相变潜热引起的冷却能量具有时间-空间特征,压注阶段,箱体内各测点温度随时间持续下降,平面一降温速率明显快于平面二,低温区域逐渐呈锥形扩大;回温阶段干冰颗粒在煤层堆积,持续发挥降温惰化作用,注入口附近煤体与高温煤体之间...     

多变量极值搜索控制在跨临界CO2中间过冷补气热泵系统中的应用

为了将跨临界CO₂中间补气过冷热泵热水器的实时能耗控制在最低水平,将多变量极值搜索算法运用到跨临界CO₂中间补气过冷系统的控制方案,将系统功耗设定为目标优化量,跨临界CO₂系统的排气压力和中间压力设定为控制量。采用仿真软件Dymola(Modelica 3.2.3)和模型库ThermalSystems(TLK-thermo、GmbH)搭建了跨临界CO₂中间过冷补气热泵热水器和相应控制系统的动态模型,在环境温度-12℃,进、出水温度为45℃、65℃工况下,给定系统初始状态点为排气压力12MPa、中间压力7MPa,经过极值搜索控制器作用后,排气压力与中间压力稳定控制在能够实现系统最低能耗的最优参数下,验证了该控制方案的有效性。为了验证该系统的可靠性,模拟过程中极值搜索系统在排气压力和中间压力的运行初值分别为10、6 MPa,10、8 MPa,14、6MPa,14、8MPa的情况下,系统均能到达并收敛到最低能耗点。     

沼气水洗技术中解吸工艺对提纯性能的影响分析与优化

以中试规模的25 Nm³/h沼气压力水洗提纯实验系统为基础,耦合填料吸收塔/填料解吸塔和填料吸收塔/旋转解吸床两种工艺,研究解吸工艺对提纯性能的影响以及强化解吸的优化对比。塔/塔系统实验结果表明,当鼓风量Q_a从0增至20 Nm³/h时,吸收塔的分离效率快速上升(产品气CO₂体积分数y₂至3%以下)而后趋向稳定,权衡效率与能耗下Q_a与进气流量G的优化比值在3～4之间。在压力为0.85～1.15 MPa、温度为10～25℃、液气比1∶8～1∶5、进气CO₂体积分数为35%～50%及进气流量为15～30 Nm³/h条件下,分析了解吸对分离性能的影响程度及机理,发现当进水CO₂摩尔分数达0.000 1时相对纯贫液的传质单元数N_OG上升幅度在15.7%～42.8%之间。通过塔/床系统实验得出当转速增至840 r/min时,y₂快速下降至2.02%而后趋向稳定...     

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.      

深层低渗透砂砾岩油藏注CO2吞吐提高采收率实验研究

深层低渗透砂砾岩油藏地层天然能量较低，压裂后产能递减较快，并且由于地层水敏性以及非均质性较强，采取注水开发的效果较差，采出程度较低。为进一步提高此类油藏的开发效率，开展了注CO₂吞吐提高采收率实验研究，分析了生产压力、焖井时间、吞吐周期以及岩心渗透率对吞吐采收率的影响，并结合核磁共振分析实验研究了CO₂吞吐微观孔隙动用特征。结果表明：生产压力越低、焖井时间越长，吞吐采收率越高；随着吞吐周期的增加，周期吞吐采收率和换油率均逐渐降低；岩心的渗透率越大，不同周期的吞吐采收率就越高；注CO₂吞吐的最佳生产压力为26 MPa,最佳焖井时间为8 h,最佳吞吐周期为5次。岩心的孔隙结构对CO₂吞吐过程中原油的微观动用特征影响较为明显，大孔隙发育较少、物性较差的岩心，吞吐初期主要动用大孔隙中的原油，而吞吐后期采收率的贡献主要来自小孔隙，此类岩心整体采出程度较低；而对于大孔隙发育较多、物性较好的岩心，大孔隙中原油的动用程度一直高于小孔隙，并且总体采出程度较高。S-1Y井实施注CO₂吞吐措施后，日...     

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置换CH4水合物技术中主、客体分子间作用的DFT研究

天然气水合物是新型清洁能源,围绕CO₂置换CH₄水合物技术的研究对天然气水合物的资源开采和减少全球碳排放具有重要意义。其中,置换机理的解析是CO₂置换CH₄水合物技术的关键问题,对提升置换效率具有重要作用。为深入阐述置换机理的本质,采用量子力学（QM）方法对水合物中主、客体双分子聚体间的相互作用进行模拟。利用不同的密度泛函理论（DFT）方法对双分子聚体的结构及单点能进行计算分析,在对CO₂置换CH₄水合物过程的研究中,获得QM方法下进行几何结构优化和单点能计算的较优的计算参数。采用对称性匹配微扰理论（SAPT）进行能量分析,解析主、客体相互作用中各分子的贡献,并通过计算波函数信息分析约化密度梯度函数（RDG）、独立梯度模型（IGM）和静电势,定向研究主、客体分子间最主要的相互作用。研究结果表明CO₂置换CH₄水合物过程中主、客体分子间的作用主要由静电作用贡献,色散和诱导作用占比较小;在置换过程中,客体分子由CH₄转变为CO₂时色散作用影响减弱,静电作用影响加强。因此,静电作用是置换过程的关键,提高与H₂O的静电作用是提升置换效率的有效方法。所得结果为CO₂置换CH₄水合物技术的发展提供了理论指导。     

水基钻井液中天然气水合物形成实验研究

在钻探过程中,当温压条件合适,钻井液易形成天然气水合物,造成管线堵塞、钻井液性能变化。研究2种水基钻井液对绿峡谷气水合物形成过程中的影响。结果表明实验条件下该2种水基钻井液很易形成水合物,受钻井液组分的影响,两种钻井液中天然气水合物形成速率具有明显差异。在相同的温度下,实验压力越高,天然气水合物越易于形成,反应越剧烈。采用定容压力搜索法,测定了在13~18 MPa时此2种水基钻井液与绿峡谷气形成水合物的相平衡数据,显示一种钻井液能够促进水合物的形成,另外一种钻井液对水合物形成有抑制作用。     

基于支持向量机的矿浆管道堵塞信号识别方法

针对传统统计学理论的局限性,提出一种基于支持向量机的矿浆管道堵塞信号识别方法.该方法可以有效地识别矿浆管道中压力信号、流量信号的异常,通过分析压力信号、流量信号的异常从而准确识别堵塞信号.对于矿浆管道堵塞发生的早期发现起到一个很好的预警效果.研究结果表明,该方法分类效果好,泛化能力强,在识别正确率上优于径向基核函数人工神经网络方法,为矿浆管道安全生产监测提供了可靠的理论支持.     

二氧化碳在地层水中的溶解度测定及预测模型

考察H2 S、CO2等酸性气体在液体介质中的溶解度对同区块不同井或同井不同井段油套管腐蚀、开裂及氢脆等环境断裂情况的影响,基于模拟油气井环境下CO2溶解度的测试装置,开展CO2在不同温度、压力及矿化度下的溶解度试验,采用灰色关联度法从温度、压力及矿化度3个方面对CO2溶解度进行敏感性分析,得到CO2溶解度与温度、压力及...     

含杂质CO2的管道输送

 作为CO₂捕集与封存的中间过程,管道输送是目前比较经济有效的CO₂输送方式。捕集到的CO₂通常含有氮气、氧气、甲烷、氩气、水蒸气等杂质,其对CO₂性质有不同程度的影响,进而影响CO₂的管输特性。采用Matlab 编程计算,利用Span Wag-ner 状态方程计算和分析了纯CO₂的物性参数(密度、黏度、比热等),对比了PR、SRK、BWRS 状态方程应用于CO₂物性计算的平均偏差,并以精度最高的PR 状态方程为基础,建立了一维可压缩流体管道模型,对含杂质CO₂管道在不同输送状态(超临界、密相、液态、气态)、不同杂质类型与含量、不同管道参数等条件下的管道稳态特性进行了研究。研究结果表明,PR 状态方程对于含杂质CO₂物性参数计算的偏差较小,在临界点附近也能有较高的精确度,可用于含杂质CO₂物性参数的计算;在相同输送条件下,CO₂管道密相输送的压降值最小、超临界状态输送的压降值次之、气态输送的压降值最大;杂质的存在使气液两相区的范围扩大,更容易出现两相流,增大摩阻。通过流动仿真,并与天然气管道对比,揭示了含杂质CO₂管道在多种稳态流动条件下的管道沿线参数变化规律。     

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。     

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。     

氯化钠和酪氨酸增强PVP抑制水合物的性能

油气输送管道在一定条件下会形成水合物,可能导致灾难性的后果,通过注入动力学抑制剂,可以延迟水合物的形成。在11.7 MPa和293.1 K条件下,向高压反应釜内注入混合气体(甲烷、乙烷和丙烷),实验研究NaCl和酪氨酸(L-tyrosine)对聚乙烯吡咯烷酮(PVP)抑制水合物性能的影响。通过测量水合物的成核温度、诱导时间和耗气量,评判NaCl和L-tyrosine对PVP抑制水合物的效果。实验结果表明:添加1%(质量分数,下同)的PVP后,水合物的成核温度为282.7 K,诱导时间为45 min,耗气量为5.96×10~(-2)mol;然而,添加0.25%NaCl、0.25%L-tyrosine与0.5%PVP组合抑制剂后,水合物的成核温度为281.7 K,诱导时间为65 min,耗气量为5.19×10~(-2)mol,比蒸馏水系统的气体消耗量减少了约27%。因此,NaCl和L-tyrosine能明显提高PVP抑制水合物的效果。     

基于Fluent的分级尾砂料浆满管流输送技术

 针对某矿山分级尾砂充填料浆自由下落对管道产生严重磨损的现状,引入分级尾砂料浆满管流输送技术。基于Fluent软件,并结合运用工程流体力学和深井管道输送相关理论,对不同充填倍线条件下的分级尾砂料浆满管流输送的工作特性进行了数值分析。结果表明,满管流输送相对于自由下落系统可以大大降低料浆对管道的冲击磨损和管道所受的压力,且分级尾砂满管流输送系统的管道出口压力随充填倍线的增大而减小,系统总压力基本保持不变;管径的变化对充填料浆的水力坡度具有很大影响,变径管措施有助于深井充填中实现满管流输送;当充填倍线N=6.0时,该矿山分级尾砂在实现满管流输送的同时,弯管处压力损失达到最小值0.247 MPa。