CO2超临界态输送技术研究

为了提高CO₂管道输送效率,一般采用超临界密相输送。为此,利用组分热力学模型以及水力学模型,分别对CO₂液化管道输送、超临界输送和密相输送进行分析研究,对不同相态条件下的管道输送规律进行了模拟计算,得到了压力、温度等在输送过程的变化规律,并就压降-长度关系、压降-二氧化碳摩尔流量关系和压降-内径关系对3种输送方式进行了对比,得到如下结论：在相同的情况下,超临界输送时的压降比液化输送和密相输送的压降值要大,而液化输送的压降比密相输送大;超临界输送和密相输送的压力都很高,输送过程中基本不会发生气化,而液化输送随着输送过程中压力的降低、温度的升高,CO₂很容易气化;不同的输送方式无论从经济性还是能耗上都有很大的差别,输送状态的选择要根据整个系统的具体情况进行综合分析和评价。     

输送工艺参数对密相/超临界CO2管道止裂韧性的影响

为了研究密相/超临界CO₂输送管道的止裂性能,以密相/超临界CO₂长输管道断裂控制为研究目标,针对实际工况,基于GERG-2008状态方程、BTC双曲线模型和X65管道,计算分析了燃烧后捕获、燃烧前捕获和富氧燃烧捕获三种捕获方式下CO₂气质组分、初始温度、初始压力、管径和设计系数等对压力温度(P-T)状态、减压波曲线、止裂韧性的影响。结果发现,杂质组分的增加以及提高初始温度、增大管径、增大设计系数会导致密相/超临界CO₂输送管道止裂韧性增加;而提高初始压力会导致密相/超临界CO₂输送管道止裂韧性降低;燃烧后捕获产生的CO₂混合物输送管道所需的止裂韧性最小,富氧燃烧捕获产生的CO₂混合物输送管道所需的止裂韧性最高。该结果可为CO₂管道设计和工程应用提供理论依据。     

含杂质CO2管道输送水合物形成规律研究

在延长油田产生的CO₂气体输送过程中,管线会发生水合物冰堵,影响气体输送流量,为了探究CO₂水合物在管道输送过程中的形成规律,利用PVTSIM软件生成了CO₂水合物的相平衡曲线,并通过OLGA软件对水平管和弯管输送的水合物形成规律进行了模拟分析。结果表明:在低温高压条件下,水平管和弯管输送过程中均会有水合物形成,其生成过程是一种类似于盐类的结晶过程,通常包括成核和生长两个阶段,然后依靠流体颗粒之间的黏附力致使水合物聚集,与直管段相比,弯管段更容易产生水合物;水合物生成速率均由小到大,然后快速进入稳定阶段,最后趋于0。现场管线的水合物也多发生在弯管处,从而进一步验证了CO₂水合物的形成规律。因此,在管道输送过程中应避免高压出口和低温入口条件,保证管道安全运营。      

含杂质CO2管道泄漏扩散模拟分析

管道输送是CCUS技术中最为重要的一环,CO_2泄漏扩散的高浓度窒息性和少量毒性气体杂质是最重要的潜在危害,安全性是其重要指标。利用PHAST软件对CO_2及其杂质H_2S在多因素耦合作用下对管道泄漏扩散进行了模拟计算分析,得出最危险工况。并对CO_2管道输送的危险工况进行模拟计算分析,得出CO_2及H_2S气体扩散的最大安全距离,选定合适的截止阀间距。定量分析评价了CO_2管道输送的安全性,对CO_2输送管线标准的制定具有借鉴意义。     

密相/超临界CO2管道全尺寸爆破试验综述

密相/超临界CO₂管道止裂韧性预测是世界范围内研究的热点和难点问题,目前已有的止裂韧性预测模型尚不能准确预测密相/超临界CO₂管道的止裂韧性。超临界CO₂管道全尺寸爆破试验是确定超临界CO₂管道止裂韧性的最佳方法,目前全球范围内仅有11次超临界CO₂管道全尺寸爆破试验,国内尚属空白。从基本情况、试验工况和参数、试验目的和结果等几个主要方向细致分析、总结和对比现有CO₂管道全尺寸爆破试验,为后续国内CO₂管道全尺寸爆破试验的开展提供理论指导和数据支撑,为CO₂管道设计和工程应用提供有力的参考依据。     

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在获取大量地质地化资料的基础上，重点对CO₂成因及运聚成藏的主要控制因素进行了深入的剖析与探讨。研究表明，莺歌海盆地壳源型及壳幔混合型CO₂形成及富集成藏，主要受控于泥底辟热流体晚期分层分块多期的局部上侵活动与沉积巨厚的上新统—中新统海相含钙砂泥岩的物理化学综合作用，且其运聚分布规律亦具多期和分层分区的特点；琼东南盆地东部及珠江口盆地火山幔源型成因CO₂则主要受控于幔源型火山活动与沟通深部气源的基底深大断裂的发育展布程度,其运聚富集规律与幔源型火山活动及深大断裂的发育展布密切相关，CO₂气源主要来自地壳深部幔源火山活动所伴生的大量CO₂。因此,根据壳源型岩化成因CO₂与火山幔源型成因CO₂不同成因及成藏条件，可以追踪其气源,分析和预测天然气尤其是CO₂运聚分布规律,为天然气勘探部署及决策提供依据，减少和降低勘探风险。     

超临界CO2萃取废弃油基钻屑的实验研究

采用超临界CO_2为萃取剂,以萃取后油基钻屑的残油率为主要评价指标,研究了不同萃取条件(萃取压力、萃取温度、萃取时间)对废弃油基钻屑萃取的影响。实验结果表明,当萃取温度为50℃、萃取时间为100min、萃取压力为25 MPa时,残油率为0.748%,此萃取工艺展现出了良好的处理效果。     

氨基改性吸附剂在低CO2分压下吸附CO2的热力学研究

为了减少温室效应,应采取有效措施减少温室气体CO2的排放。氨基改性吸附剂是捕获烟道气中CO2的重要吸附材料。建立了描述氨基改性MCM-41吸附剂在低CO2压力下吸附等温线的平衡模型,并计算了吸附热力学参数。该模型基于Dual-site Langmuir模型,同时假设CO2吸附具有两种独立的吸附机理,分别是氨基基团的化学吸附和吸附剂表面的物理吸附,提出了一种基于未改性介孔材料吸附容量和比表面积计算改性材料的物理吸附量方法。结果表明,该模型能较好地拟合吸附等温线,计算得到的物理化学吸附热分别为-25.4kJ/mol和-41.9kJ/mol,总吸附热为-67.3kJ/mol,与实验数据一致,且氨基改性MCM-41-TEPA饱和吸附容量可达到7.79mmol/g。     

CO2气体非常规储存方法

随着《京都议定书》的实施，如何经济有效地控制CO₂的排放量，减缓温室效应对我国已显得越来越迫切。非常规储存是将排放到大气中的CO₂，通过采集回注到地下煤气层、废油气储层或深海盐水储层中储存的方法，主要有CO₂水合物法、煤层气置换法、CO₂驱替甲烷水合物、注CO₂提高原油或凝析油的采收率、深海盐水储层储存法等。从储存的机理方面介绍了各种非常规储存CO₂的方法，并从技术和经济的角度对各种方法进行了评价。指出对于具有相同烃类孔隙体积的油气藏来说，由于气体更容易压缩，地质构造封闭性好，气藏、凝析气藏在储存CO₂方面具有更大的优势。     

超临界 CO2对普通稠油和超稠油物性的影响规律

超临界CO_2可溶于稠油中改善原油物性,进而提高其动用程度。为了研究注入CO_2对普通稠油和超稠油的作用机制的异同,本文通过物理模拟实验,深入探讨了超临界CO_2对稠油物性和沥青质沉积的影响,并采用微观手段分析了注超临界CO_2前后普通稠油和超稠油沥青质的结构。研究结果表明,注入超临界CO_2可有效降低普通稠油和超稠油的黏度,普通稠油的溶解气油比随着压力升高而增加,而超稠油中超临界CO_2很快达到饱和状态,溶解气油比仅有30 m3/m3左右。注入超临界CO_2会导致原油中沥青质絮凝沉积,在普通稠油中这种现象尤其明显,沥青质相对沉积量要比超稠油中沥青质的相对沉积量多大约30%。注入超临界CO_2后普通稠油沥青质的微观结构变化较大,由粗糙不平(胶质包覆在沥青质表面)变得平整光滑;而超稠油沥青质的微观结构变化不大,均为稳定的块状结构,这主要因为超稠油中沥青质含量较胶质高,沥青质间结构紧密,CO_2分子离散困难。     

人工裂缝参数对CO2-ESGR中CO2封存和CH4开采的影响

目的 页岩储层中的裂缝系统对CH₄产量和CO₂封存量有着重要的影响,不同的储层地质特征有其对应的最优压裂方案。对鄂尔多斯盆地延长组页岩储层人工裂缝参数对CO₂封存和CH₄开采的影响进行分析。方法 基于鄂尔多斯盆地延长组页岩储层地质条件建立了页岩基质-裂缝双孔双渗均质模型,分析CO₂增强页岩气开采技术(CO₂-ESGR)中人工裂缝半长、裂缝宽度、裂缝高度、裂缝间距和裂缝数量对CO₂封存量和CH₄产量的影响。结果 CO₂封存量和CH₄产量与裂缝半长、裂缝宽度和裂缝高度呈正相关,其中裂缝宽度的影响最大,从5 mm增加到25 mm时,最多可使CO₂封存量和CH₄产量分别增加112.69%和87.11%。裂缝间距和裂缝数量增加可提高CO₂封存量和CH₄产量,但水平井长度相同时裂缝数量增加对CO...     

La-BiVO4催化剂的制备及其光催化还原CO2

为扩展广东惠州炼油厂和石油化工总厂二期工程,中国海洋石油总公司(中海油)选择了CB&I的4项技术。这是CB&I最近在中国的第一项关于电子油门气化技术的授权。电子油门气化技术可用来从煤和石油焦油中制备清洁的合成气体以供发电、制氢和炼油厂蒸汽使用,且可用于煤炭化工工业中制备从肥料到甲醇再到合成天然气的一系列产品。     

Optimal activated carbon for separation of CO2 from (H2 + CO2) gas mixture

Seven types of activated carbon were used to investigate the effect of their structure on separation of CO₂ from (H₂ + CO₂) gas mixture by the adsorption method at ambient temperature and higher pressures. The results showed that the limiting factors for separation of CO₂ from 53.6 mol% H₂ + 46.4 mol% CO₂ mixture and from 85.1 mol% H₂ + 14.9 mol% CO₂ mixture were different at 20 C and about 2 MPa. The best separation result could be achieved when the pore diameter of the activated carbon ranged from 0.77 to 1.20 nm, and the median particle size was about 2.07 lm for 53.6 mol% H₂ ? 46.4 mol% CO₂ mixture and 1.41 lm for 85.1 mol% H₂ + 14.9 mol% CO₂ mixture. The effect of specific area and pore diameter of activated carbon on separation CO₂ from 53.6 mol% H₂ ? 46.4 mol% CO₂ mixture was more significant than that from 85.1 mol% H₂ ? 14.9 mol% CO₂ mixture. CO₂ in the gas phase can be decreased from 46.4 mol% to 2.3 mol%–4.3 mol% with a two-stage separation process.     

金属有机框架膜材料用于CO2分离过程的研究进展

金属有机框架材料(MOFs)具有孔隙率高、比表面积大、孔道可调节、结构多样等特点,将其添加到高分子膜中,可显著提升膜材料对CO₂的透过性和选择性。综述了近年来MOF膜材料用于CO₂分离过程的研究进展:①介绍了MOF膜材料的CO₂分离机理和合成工艺;②总结了几种主要的MOF膜材料在CO₂分离过程中的应用研究进展;③提出了MOF膜材料在CO₂分离领域的发展方向。      

不同压力下冻土区水合物法封存CO2的实验研究

目的水合物法封存CO₂稳定性良好、储气密度高,是一种极具潜力的碳封存方式,利用冻土区的地层条件更具独特优势,将CO₂气体注入冻土区地层中,在一定的温度和压力条件下,形成固态CO₂水合物实现封存。 方法依据国内冻土地区地层深度对应的温度和压力条件,选取不同地层深度(150 m和200 m)对应温度(1.27 ℃和2.72 ℃)和有效孔隙含水率(40%),研究不同注气压力(3.5 MPa、4.5 MPa和5.5 MPa)下的封存特征。分析封存过程的温度和压力变化、封存速率、最终水转化率和最终封存率等动力学规律。 结果封存压力越高,水合物法封存所需的诱导时间越短,压力降幅越大。较高的封存压力导致初期封存速率较慢,缓慢封存期的持续时间减少,且封存压力越高,封存率、最终水转化率和水合物相饱和度越高。封存温度越高,压力对封存率的影响效果越明显。 结论在地层深度150 m(对应地层平均温度1.27 ℃)、5.5 MPa及有效孔隙含水率(40%)的条件下,CO₂封存效果最佳。      

二氧化碳在CH4-CO2二元体系中的冰点预测

采用深冷工艺回收天然气中的乙烷时,脱甲烷塔塔顶及冷箱处的温度较低,容易发生CO_2冻堵。研究固体CO_2在CH_4-CO_2二元体系中的形成规律,有助于优化深冷分离工艺,避免CO_2冻堵,同时降低冷能消耗。修正了纯组分CO_2的饱和蒸气压的通用关联式,以预测二元气相体系中固体CO_2的形成温度,并与陈赓良-朱利凯模型关联式计算、HYSYS软件计算及Aspen Plus软件计算的CO_2固体形成温度进行了比较。结果表明,修正后的计算模型准确度较高,与Agrawal的实验数据的平均偏差在2℃以内。同时,根据Kurata实验数据拟合出CH_4-CO_2二元液相体系中CO_2固体形成温度关联式,并与文献经验公式、HYSYS软件计算及Aspen Plus软件计算的CO_2固体形成温度进行了比较。结果表明,该计算模型与实验数据吻合度非常高,与Kurata的实验数据的平均偏差在1℃以内,且具有广泛的通用性。     

哌嗪类有机胺溶液捕集CO2性能研究

目的 开发合适的有机胺脱碳溶液。方法 分别以PZ、1MPZ、HEP和AEP为吸收剂,考查了哌嗪类有机胺溶液的CO₂吸收/解吸性能。结果 PZ溶液和AEP溶液的CO₂吸收性能明显优于1MPZ溶液和HEP溶液,但二者的解吸率相对较低,不利于有机胺溶液的循环使用。1MPZ溶液解吸率虽大于85.00%,但其易挥发性导致CO₂循环吸收容量大幅降低,从而使其工业应用受限。而HEP溶液的解吸率约90.00%,且经4次循环吸收/解吸实验后,其CO₂吸收容量和解吸率变化幅度低于1%。结论 HEP溶液性能稳定,更适用于工业CO₂捕集过程,具有良好的应用前景。     

Numerical simulation of enhancing coalbed methane recovery by injecting CO2 with heat injection

The technology used to enhance coalbed methane(CBM) recovery by injecting CO_2(CO_2-ECBM) with heat, combining heat injection with CO_2 injection, is still in its infancy; therefore, theoretical studies of this CO_2-ECBM technology should be perused. First, the coupling equations of the di usion–adsorption–seepage–heat transfer fields of gas are established. The displacement processes under di erent pressures and temperatures are simulated by COMSOL. Finally, the displacement effects, a comparison of the CO_2 storage capacity with the CH_4 output and the e ective influencing radius of CO_2 injection are analyzed and discussed. The results show that(1) the displacement pressure and temperature are two key factors influencing the CH_4 output and the CO_2 storage capacity, and the increase in the CO_2 storage capacity is more sensitive to temperature and pressure than the CH_4 output.(2) The gas flow direction is from the injection hole to the discharge hole during the displacement process, and the regions with high velocity are concentrated at the injection hole and the discharge hole.(3) A reduction in the CH_4 concentration and an increase in the CO_2 concentration are obvious during the displacement process.(4) The e ective influencing radius of injecting CO_2 with heat increases with the increase in time and pressure. The relationship between the e ective influencing radius and the injection time of CO_2 has a power exponential function, and there is a linear relationship between the functional coe cient and the injection pressure of CO_2. This numerical simulation study on enhancing CBM recovery by injecting CO_2 with heat can further promote the implementation of CO_2-ECBM project in deep coal seams.