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。     

制冷系统TBAB水合物浆的安全流动研究

利用实验环道,进行了TBAB水合物浆在管道中的流动特性、沉积特性等实验,结果表明在管道中TBAB的初始浓度比较小(小于20%)的情况下,管道中生成少量的水合物,形成比较均匀的水合物浆,不会出现严重的黏附现象。当TBAB的初始浓度达到20%以上同时温度达到4~5℃时,会在管道中形成大量的水合物,而且水合物很容易在管壁上黏附沉积,造成管道内流通面积显著减少,甚至堵塞管道,给生产带来危险,而添加浓度大于3%的Span80可以有效的减缓颗粒的聚集。通过分析认为造成TBAB水合物颗粒在管道中沉积主要作用力是分子扩散。     

H_2-THF水合物形成过程研究

利用定容恒温法研究了H2-5.56 mol%THF-水在2℃,不同压力下的水合物形成特性,比较2种不同的氢气水合物形成方法:1)氢气-THF水溶液体系;2)氢气-THF水合物颗粒体系,考察形成过程,并计算储氢量。实验结果表明,在上述条件下,不同的方法氢气水合物的形成速率不同,第2种方法下氢气水合物的形成速率相对较快,且储氢量也高,约为质量分数0.33%,2种体系下的储氢量均随着压力的增高而增加。最后对2个体系下的氢气水合物的形成机理进行分析。     

天然气水合物储层渗透率研究进展

天然气水合物是清洁、高效、储量巨大的未来最具潜力资源之一,而储层的渗透率是影响水合物资源开采时产气效率的重要参数。目前,国内外对天然气水合物储层的渗透率进行了大量的研究并取得一定进展,本文从数值模拟、储层现场探井、实验研究等方面全面回溯,分析总结了孔隙度、饱和度、应力应变情况等对储层渗透率的影响,讨论目前储层渗透率研究存在人工合成水合物沉积物与自然储层存在差异,不同多孔介质形成的水合物沉积物应力敏感性不同,多相渗流研究不够充分,储层渗透率改造研究不足等问题,对未来的研究方向提出了展望。     

含水合物沉积物的渗透率实验研究

天然气水合物储层的渗透率是影响水合物开采时气、水运移的关键,也是水合物开采潜力评价、资源评价、开采工艺选择等需要了解的关键参数。目前,国内外学者对天然气水合物储层的渗透率进行了一定的研究并有了初步认识。但是,对于围压、轴向压力、水合物饱和度、赋存模式等对水合物沉积物渗透率的影响机制和机理还不清楚。本文在自主设计的水合物储层三轴渗透率测试平台上,实验研究了粒径、围压、轴向压力、水合物饱和度等对沉积物渗透率的影响。结果表明,采用不同围压测得的水合物沉积物渗透率存在较大差异：多孔介质粒径的减小会降低沉积物渗透率;甲烷水合物沉积物渗透率随着饱和度升高呈指数型下降;轴向压力的升高会降低甲烷水合物沉积物渗透率,沉积物水合物饱和度越高,轴向压力对沉积物渗透率的影响越小;轴压加载条件下甲烷水合物沉积物相对渗透率随饱和度变化与Masuda沉积物渗透下降模型拟合良好。     

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。     

天然气水合物矿藏最低经济储量初探

提出了以净现值法为基础的天然气水合物矿藏开发最低经济储量的模型,并对世界一些地区的资源进行了评估。分析了影响最低经济储量的关键因素。     

水合物浆在管道中的流动安全

摘要：搭建了环境温度控制室,将直径为42mm,长为30m的不锈钢环道安置在其中。借助于实验环道分别进行了固相体积浓度为0～70％、平均流速为0.5～3.6m.s^-1的四氢呋喃水合物浆和HCFC-141b水合物浆的流动实验。发现管道中两种水合物浆的压降梯度随流速的增加而增加;而与水合物体积浓度的关系都存在一个临界值,分别为50.6％和37.5％,当体积浓度小于临界值时,水合物浆压降梯度随体积浓度的增加而很缓慢的增大;当体积浓度大于临界值时,压降梯度随体积浓度的增加而急剧增大。通过与其他研究的比较,以临界水合物体积浓度为判断标准定义了一个流动安全区,当管道中的水合物体积浓度小于临界值,可以认为是安全的,相反则认为管道存在水合物堵塞的威胁。     

二氧化碳水合物导热和热扩散特性

热导率和热扩散率是天然气水合物资源开采关键性基础热物性数据,采用反应釜内壁衬有氟塑料材料,低过冷度,让水合物在反应釜内逐层生成的合成方法,获得可直接用于导热测试的二氧化碳水合物样品。采用瞬变平面热源法原位测试了温度264.68～282.04 K、压力1.5～3 MPa二氧化碳水合物热导率、热扩散率,并测试了二氧化碳水合物在268.05 K、0.6 MPa左右发生自保护效应过程中热导率、热扩散率,获得了晶态下和自保护效应过程中的二氧化碳水合物热导率、热扩散率变化特性。测试结果将为天然气水合物资源的开发利用提供基础数据和理论依据。     

HCFC141b气体水合物快速生成实验研究

制冷剂气体水合物快速均匀生成是气体水合物蓄冷技术实用化的关键.1~7℃内,实验中首次发现与试管壁面接触的铁丝对表面活性剂(十二烷基苯磺酸钠)水溶液与HCFC141b(CH3CC l2F,R141b)液体静态生成气体水合物有巨大影响:铁丝与壁面的接触位置改变了R141b气体水合物的成核点和生成区域,明显缩短了气体水合物的引导时间,大大加快了水合反应,相同条件下,穿过两相界面(十二烷基苯磺酸钠水溶液和R141b液体界面)与试管侧壁面接触的铁丝对R141b气体水合物生成的诱导作用最强;气体水合物不但可以在水和制冷剂液体两相界面上或水相中首先生成,而且也可以在制冷剂相中独立完成;水分子贴着玻璃壁面要比直接通过R141b液体容易扩散;水合率随恒温槽温度的变化表明环境温度仍然是决定水合反应快慢的基本因素之一.