低剂量抑制剂Inhibex501存在下的甲烷水合物相平衡研究

含动力学抑制剂的天然气水合物相平衡研究对新型低剂量抑制剂的开发具有指导作用。在283.6 ~ 290.9 K和7.51 MPa ~ 15.97 MPa的温压范围内研究了抑制剂Inhibex501及其溶剂2-乙二醇单丁醚对甲烷水合物相平衡条件的影响。实验结果显示，0.5wt%和2.0wt%浓度的Inhibex501对甲烷水合物形成的热力学条件具有促进作用，能使甲烷水合物形成移向更高的温度或者更低的压力，而2-乙二醇单丁醚在浓度0.2wt% ~ 1.0wt%范围几乎不改变甲烷水合物形成的热力学条件，N-乙烯基己内酰胺与N-乙烯基吡咯烷酮的共聚物对水合物形成热力学条件的改变起主要作用。     

聚乙烯吡咯烷酮对甲烷水合物形成热力学条件的影响

低剂量抑制剂对天然气水合物形成条件的影响对组合抑制剂的开发和选用具有重要意义。本文采用定容压力搜索法,在282.6 K ~ 290.3 K范围内测定了纯水和含低剂量抑制剂聚乙烯吡咯烷酮水溶液的甲烷水合物形成相平衡条件。测量结果显示0.5wt%、5wt%和15wt%的聚乙烯吡咯烷酮对水合物形成条件有促进作用,但促进作用不大,分析认为高分子的加入降低了溶液的活度,但是增加了溶液对甲烷的溶解度,而活度降低和甲烷溶解度增加对甲烷水合物形成相平衡条件影响相反。     

聚胺水基钻井液中天然气水合物生成过程实验研究

实验采用定容压力搜索法测量了聚胺钻井液在3℃ ~ 13℃范围内甲烷水合物的三相平衡条件。定容条件下考察了在初始压力分别为8 MPa、10 MPa、12 MPa条件下聚胺钻井液中甲烷水合物的生成过程。结果表明,聚胺钻井液对甲烷水合物生成的热力学抑制作用并不明显。同时,提高反应的初始压力会显著缩短水合物的生成时间、增加水合物的生成总量、增大反应初期生长速率以及水合物生长的不均匀性。强化聚胺钻井液的传热传质速率并降低钻探时的井下压力有利于抑制钻井液中水合物的生成。     

一种低油水比低成本油基钻井液性能研究

油基钻井液具有抗高温、抗盐钙侵、润滑性好、利于井壁稳定以及对油气层损害程度小等突出优点,已成为钻探高难度水平井、大斜度定向井、高温深井和复杂地层的首选体系。目前国内现场使用的油基钻井液的油水比普遍较高、处理剂加量大,成本难以有效降低。针对油田开发降低成本的迫切需求,研制了一套低油水比、低成本的油基钻井液体系。通过对乳化剂、有机土和降滤失剂进行评价,确定了其加量,并通过优化,最终确定了低油水比钻井液配方:0号柴油+1.0%~2.5%有机土+2.0%~3.5%乳化剂+3.0%~4.0%降滤失剂+Ca Cl2水溶液(25%的Ca Cl2)+2.0%的Ca O+重晶石,油水比为70∶30~60∶40,乳化剂加量仅为2.0%~3.5%,抗温能力可达170℃,密度可控制在1.0~2.0g/cm3之间。该低油水比钻井液体系具有较好的抗污染能力、流变性能和极低的滤失量,不仅可满足现场钻井施工的技术要求,而且大幅度降低了油基钻井液的成本,应用前景良好。     

钯碳催化木质素模型化合物制备烷烃的试验研究

针对木质素的转化,以木质素模型化合物愈创木酚催化加氢脱氧制备烷烃为模型反应,研究酸溶液中,活性炭负载Pd、Pt、Ru、Rh金属催化剂的催化性能。研究发现:在测试的催化剂中,Pd/C催化剂显示出较高催化加氢脱氧性能,烃类产物收率达到80%。随后,考查反应条件对催化性能的影响,发现在适中反应温度(200~250℃)、酸浓度(0.5wt%~1.0wt%)和较高氢气压力(5MPa)下,反应有利于烃类产物的生成。最后,探讨愈创木酚加氢脱氧的反应历程。     

进气压力对发动机性能的影响研究

在一台3.8L涡轮增压中冷4缸柴油机上通过试验和仿真研究了进气压力对柴油机燃烧和性能的影响。试验中拆除了原机增压器及中冷器,通过自制压力调节装置直接控制柴油机进、排气压力。试验及仿真结果表明:在排气压力维持不变的条件下,最高燃烧压力与进气压力具有明显的线性关系,进气压力每增加100kPa,最高燃烧压力增加约4.8MPa~7.0MPa;进气压力对最高燃烧压力相位的影响不明显;空气质量流量与进气压力具有明显的线性关系,进气压力每增加10kPa,空气质量流量增加约13~37kg/h;柴油机排气温度与空燃比具有明显的线性关系,空燃比每增加1,柴油机排气温度降低约4.2℃;随进气压力增加,柴油机缸内燃烧滞燃期缩短,燃烧始点提前,但进气压力对燃烧持续期没有明显影响;进气压力每增加10kPa,发动机转矩增加约0.8~2.5N·m。     

含CaCl2的深水油基钻井液中甲烷水合物的生成规律研究

深水钻井常采用含有CaCl₂的油基钻井液,施工时气体侵入钻井液可能会导致水合物的生成,增加钻井风险。因此,明确钻井液中水合物的生成规律对水合物的防治工作具有指导意义。采用高压水合物搅拌釜,实验研究了含水率为10%、20%、40%的油基钻井液分别在273.15 K、275.15 K、278.15 K和CaCl₂质量浓度为3.5%、10%条件下的水合物生成规律,分析了水合物生成过程中钻井液的相对电流变化。实验结果表明,油基钻井液中水合物的生成可分为诱导、快速生成和缓慢生成三个阶段,在快速生成阶段,温度和盐度对水合物生成速率影响较小,随含水率增大,水合物生成速率增大;低含水率（10%、20%）时,水合物生成时钻井液的相对电流几乎不增大;高含水率（40%）且水合物体积分数小于15%时,钻井液的相对电流增大不明显,水合物体积分数为15% ~ 28%时,钻井液的相对电流随水合物体积分数的增大而增大,增幅为10% ~ 50%。     

加压水洗沼气脱碳的实验研究

利用加压水洗提纯沼气小试实验装置,研究了进水流量、进气流量、吸收压力和吸收温度对沼气加压水洗脱碳过程中CO2去除率、CH4回收率和CO2饱和度等参数的影响。结果表明:增大吸收压力和降低吸收温度可显著提升加压水洗脱碳效果,增大进水流量和减小进气流量可以提高CO2去除率和产品气的纯度;CO2去除率越高,CH4回收率和产气率越低;当进水流量为100 m L/min、进气流量为800 m L/min、吸收温度为10℃、吸收压力为0.8~1.0 MPa时,产品气中的CO2含量可控制在3%以下,能够满足车用压缩天然气技术标准的要求。     

基于水合物技术的沼气配送工艺研究

以十二烷基硫酸钠(SDS)作为促进剂,开展水合物技术配送沼气的工艺研究,考察了沼气水合物的制备、存储稳定性及分解释放等。结果表明,以浓度为0.03%(v/v)的SDS溶液为工作液,沼气水合物具有接近理论值的储气效果,单位储气量可达170 V/V,制备水合物的最优条件为温度1~3℃,压力3.0~3.5 MPa。沼气水合物在略低于0℃的条件下显示出良好的稳定性。温度越低,压力越高,越有利于沼气水合物的存储,但储运成本增加;在短距离配送中,温度略低于0℃的封闭体系即可满足储运要求。常压敞开条件下,沼气水合物可迅速分解释放,25℃时的释放时间为12 min。沼气水合物分解后的工作液可以回用,且对水合物的制备有促进作用。     

羧甲基纤维素钠对CH4水合物形成过程的影响

羧甲基纤维素钠（CMC-Na）是水基钻井液中的重要组分,为研究CMC-Na对天然气水合物热力学和动力学的影响,实验测量了质量浓度介于0.5% ~ 1.5%的CMC-Na溶液中甲烷水合物的相平衡条件,以及275.2 K、6 MPa的初始条件下CMC-Na溶液中甲烷水合物的形成过程。研究结果表明,CMC-Na对甲烷水合物的热力学稳定性具有微弱的抑制作用,相同压力下相平衡温度降低了0.1 ~ 0.2 K。CMC-Na溶液中形成的甲烷水合物为I型,水合物数为5.84 ~ 5.90。在CMC-Na溶液中,甲烷水合物形成所需的诱导时间大大缩短,表明CMC-Na对甲烷水合物的形成过程具有促进作用。在CMC-Na溶液中水合物生成所需气体消耗量呈阶段式增长。水合物转化率低于35%的情况下,已经生成的水合物没有对搅拌器叶片形成持续附着进而卡住搅拌器。因此,CMC-Na对甲烷水合物的热力学稳定性具有一定的负面影响,对水合物的形成具有一定的促进作用。另外,CMC-Na能够降低水合物生成过程中搅拌扭矩的波动,对维持搅拌的正常运行具有重要作用。     

马更些三角洲冻土区天然气水合物成藏的地质控制因素

本文系统归纳了马更些三角洲冻土区天然气水合物赋存的稳定条件、分布特征和水合物成藏特征,指出构造条件、沉积条件和水动力场在天然气水合物富集过程中起到的重要作用。马更些冻土区天然气水合物主要气体来源为热成因气,空间非均质分布特征明显,且与传统油气资源共生成藏。在冻土带底部温度和压力视为均一条件下,可为深部气源提供运移通道的区域主断层等构造条件是天然气水合物聚集成藏的控制因素。储层非均质性影响天然气水合物的空间分布,粗粒沉积是高饱和度水合物富集的有利场所;同时,冻土层在水合物成藏中起到“封盖作用”,良好的“储盖组合”有利于水合物富集成藏。此外,深部超压流体系统和浅层重力流系统两大水动力场也是影响该地区天然气运移和水合物赋存与分布的重要地质因素。     

深水钻井密闭环空圈闭压力预测及释放技术

深水油气资源勘探开发中,由于水深的影响,海底及浅部地层温度低,而储层流体的温度相对较高,在钻井以及生产阶段,井筒内的钻井液或油流的温度明显高于浅部地层的温度,这样就导致套管柱各层套管之间环空的流体温度升高,如果各层套管之间的环空是一个密闭空间,必将导致压力的升高,压力升高到一定程度就存在挤毁套管的风险.因此,密闭环空的圈闭压力是深水开发钻井套管柱设计中需要考虑的必要因素.分析了环空圈闭压力升高的影响因素及计算方法,敏感性分析表明,油藏的初始静态温度、流体类型和生产流速、流体的特性、水泥浆封固位置对环空圈闭压力的影响较为明显.结合西非某油田实例,介绍了常用的释放环空圈闭压力的方法和现场应用效果,确定提高套管强度、套管设计中使用破裂盘、使用尾管代替套管和可压缩性泡沫材料,能有效释放密闭环空压力.     

国内超高温钻井液研究与应用进展

20世纪80年代以来,世界各国钻深井、超深井、复杂井的数量增加,对钻井液高温下的稳定性、滤失量和润滑性提出了更高要求,为满足超深井钻井技术发展需要,世界各国都在努力研制超高温钻井液处理剂和钻井液体系。国内超高温钻井液体系主要集中在水基钻井液方面,在油基钻井液和合成基钻井液方面开展的工作相对较少。油基钻井液和合成基钻井液是国外公认的解决高温问题的有效途径,可以有效解决深井高温井段钻井液稳定性问题,但油基钻井液和合成基钻井液成本高,并存在环境污染等突出问题,因此其推广受到限制。相对于油基钻井液,水基钻井液成本低,易于维护处理,通过采用抗高温处理剂,可满足井底温度超过220℃以上高温钻井的需要,从而得到广泛重视。从需求考虑,在重视水基钻井液研究的同时,也要重视油基钻井液和合成基钻井液。介绍了近期国内在超高温钻井液处理剂及钻井液体系研究与应用方面取得的进展。     

末次冰期以来珠江口盆地深水区天然气水合物稳定带演化

珠江口盆地深水区具备优良的天然气水合物成藏条件,是南海重要的天然气水合物资源勘探区。利用CSMHYD软件模拟预测了天然气水合物相平衡条件下,现今珠江口盆地的天然气水合物稳定带厚度分布和末次冰期以来水合物稳定带厚度的演化特征,同时讨论了晚更新世冰期以来海平面、底水温度对该区天然气水合物稳定带变化的影响,以及水合物分解对环境的影响。结果表明：（1）水深超过600 m的海域具备形成天然气水合物的温压条件;水合物稳定带平均厚度245 m,其中南部稳定带的最大厚度超过330 m,是有利的水合物勘探区;（2）中层水团温度上升很可能是新仙女木末期珠江口盆地深水区天然气水合物分解的主要诱发因素;（3）B/A暖期到YD冷期结束时水合物稳定带面积减少约0.65×10⁴ km²,分解释放的甲烷量约0.38×10¹³ m³,折算成总碳量约为1.9 Gt。     

关于加快发展我国油基钻井液体系的几点看法

油基钻井液具有抗高温、抗盐钙侵、有利于井壁稳定、润滑性好和对油气层损害程度小等优点.国外早在20世纪60年代,就十分重视油基钻井液技术的开发与应用,现已广泛作为钻深井、超深井、海上钻井、大斜度定向井、水平井和水敏性复杂地层及储层保护的重要手段.国外油基钻井液体系及配套技术比较成熟,国内在油基钻井液方面尽管开展了一些工作,但应用较少,还没有形成体系.目前,国内非常规油气资源的开发已经启动,对油基钻井液有了迫切需求.我国应在油基钻井液应用方面尽快行动起来,在借鉴国外经验和国内初步实践的基础上,首先开展油基钻井液的应用,在应用中积累经验、完善体系,并通过油基钻井液处理剂(降滤失剂、提黏切剂、封堵剂及润湿剂)的研制,逐渐形成具有国内特点,能够满足现场需要的油基钻井液体系,以及钻井液回收处理循环再利用的配套设备与方法.同时,开展油基钻井液高温下流变性、稳定性研究,以形成系统的流变性控制方法,为油基钻井液体系的应用提供理论支撑,促进国内页岩气等非常规油气资源的开发.     

南海北部陆坡天然气水合物成藏特征研究进展分析

南海北部陆坡区域构造地质控制着气源、流体疏导体系、富集空间及储层物性特征,因此,东沙海域、神狐海域、西沙海槽和琼东南盆地的水合物成藏条件及控制因素具有明显差异性。东沙海域深部气体可沿断层、裂缝、不整合面、砂岩疏导层和气烟囱等通道向上运移,并形成天然气水合物,具有渗漏型水合物产出特征;神狐海域水合物成藏与规模巨大的泥底辟活动相关,并与布莱克海台天然气水合物产出特征具有相似性;琼东南盆地中央坳陷带内为天然气水合物发育的重点区,底辟、泥火山或麻坑构造与天然气水合物发育密切相关。     

油包水钻井液研究与应用

与水基钻井液相比,由于油基钻井液具有抗高温、抗盐钙侵、有利于井壁稳定、润滑性好和保护油气层等优点,成为钻遇深井、大斜度定向井、水平井和各种复杂地层的首选体系。油包水钻井液具有油基钻井液的优点。针对非常规油气藏及强水敏、易坍塌地层钻井的需要,研制了油包水钻井液,优化了钻井液配方:基液(油水体积比为8∶2)+3%主乳化剂+3%辅乳化剂+3%有机土+4%降滤失剂+3%的CaO+重晶石。室内评价结果表明,该油包水钻井液具有良好的流变性、悬浮稳定性、润滑性、乳液稳定性和抗污染能力。同时,完善了现场施工工艺,并在中原、新疆、西南等现场应用了7口井。应用证明,油包水钻井液稳定性好,破乳电压大于600V,抗污染、抗温能力强,遭受20%的水和岩屑污染后,钻井液性能稳定,易于维护处理;且钻井过程中井壁稳定,定向施工顺利,减少井下复杂,平均井径扩大率小于5%。该钻井液配制工艺简单,可以回收利用,满足页岩气水平井、易塌地层钻进的需要。     

南海北部陆坡天然气水合物研究进展

综合调查已揭示了一系列显示南海北部陆坡存在天然气水合物的地质、地球物理和地球化学指标。结果表明两类天然气水合物系统即低通量扩散型水合物和高通量渗漏型水合物共存于南海北部陆坡,特别是东沙海域和神狐海域。天然气水合物钻探航次获得的资料为进一步理解神狐海域和东沙海域的天然气水合物系统提供了基础。钻探结果证明强似海底反射往往与低饱和度的含天然气水合物沉积物薄层联系在一起;高饱和度的天然气水合物一般不需要与地震剖面上识别的似海底反射对应,而与气体渗漏和断裂构造等特征相关。地球化学资料显示神狐海域和东沙海域的天然气水合物气源主要为微生物成因气。神狐海域钻探证实的天然气水合物分布区具有160亿立方米的甲烷地质储量,在目前天然气水合物开采技术和工艺条件下,开采具有较大困难,有待于开发更为先进的技术。随钻测井资料显示东沙海域浅部存在中等-高饱和度水合物,而深部水合物稳定带底界上方存在低饱和度天然气水合物。南海北部陆坡天然气水合物有待于深入探究其赋存状态、饱和度、储层特性和资源前景。     

西沙海槽晚更新世冰期以来原地微生物成因水合物储库的变化

利用基于热力学理论的CSMHYD程序,计算现今及晚更新世冰期琼东南盆地西沙海槽天然气水合物的稳定带厚度及资源量,讨论晚更新世冰期以来海平面、底水温度和沉积速率变化对西沙海槽天然气水合物储库变化的影响。结果表明：①研究区水深超过600 m的海域具备天然气水合物赋存的温压条件。天然气水合物稳定带最大厚度约300 m,位于研究区的中东部和东南部。②晚更新世冰期以来,底水温度的升高抵消了海平面上升对天然气水合物稳定性的影响。研究区冰期和间冰期旋回中沉积速率发生显著变化,沉积速率大的区域,原地微生物成因天然气水合物的浓度也相应较大;导致冰期-间冰期旋回过程中原地微生物成因水合物储库变化的关键因素是甲烷供给及沉积速率,而不是温压条件的变化。③西沙海槽天然气水合物现今的储库比晚更新世冰期的减少了0.78 × 10¹² m³的甲烷气。