甲烷水合物在冰粉石英砂混合物中的生成过程

在自行搭建的实验台上利用恒压预冷法研究了不同压力（5．3MPa、6．8MPa、7．9MPa）、恒定温度（273K）下甲烷水合物在冰粉（154～300μm）与石英砂（154～3μm）混合物中的生成过程。结果表明：甲烷水合物在此混合物中聚集生长；压力对反应中期冰粉的转化速度有影响，其随压力的升高而呈指数级加快，但压力对最终的冰粉转化率影响不大。与甲烷水合物在冰粉中的生成过程进行比较发现：石英砂的存在提高了冰粉转化速率和最终冰粉转化率（约80％）；基于冰粉中水合物生成的敛核模型或原位偏离模型，不能很好地解释本实验条件下的实验现象。     

陕北某气田天然气水合物形成条件实验研究

利用可视化高压流体测试装置对陕北某气田天然气在-11～20℃的温度范围内水合物的形成条件进行了测定。实验结果表明压力的对数lgP与温度t呈线性关系，在-11～-1．8℃和1．8～20℃范围其斜率不同。另外还比较了气田试产井采出水和纯水2个体系的天然气水合物生成条件，结果显示含盐溶液水舍物生成的温度降可用冰点降来确定，同时给出了该气田天然气水合物形成条件的计算方法。     

表面活性剂促进乙烯水合物的实验研究

选取绿色、 环保的生物型表面活性剂辛基葡糖苷作为乙烯水合物的生成促进剂进行实验研究, 并简 要探究了其促进机理。首先考察了辛基葡糖苷对乙烯水合物生成条件的影响; 其次考察了辛基葡糖苷对乙烯水合 物生成速率及储气量的影响; 最后利用 H y s y s考察了相平衡条件下乙烯的溶解性。结果表明, 与去离子水体系相 比, 辛基葡糖苷的加入在热力学上对乙烯水合物的影响不大; 在动力学上可显著降低乙烯水合物诱导时间, 生成速 率提升在3倍以上, 储气量的提升在5 0%左右, 其中2 8 3. 1 5K、 2. 2 0MP a下储气量达1 6 4. 7 1, 接近理论储气量; 相平 衡条件下, 乙烯在辛基葡糖苷溶液中的溶解量显著高于去离子水体系, 但远低于水合反应的消耗量。     

浅层气储气库油管尺寸分析及水合物防治

利用大庆油田储气库的地质资料, 结合不同尺寸油管流体压力损失、 携液能力、 抗冲蚀能力等因素, 优选出了合理的油管直径。预测了储气库天然气水合物的生成, 给出了最优的水合物抑制剂加入配方及用量。研 究结果表明, 天然气注采能力随着油管直径和井口压力的增大而增大, 5 0. 8mm 及以上尺寸油管能满足储气库注采 气量要求。压力损失随着注采气量的增大而增大, 但随着油管内径的增大而减小。6 3. 5mm及以上尺寸油管的压力 损失较小。综合分析选用6 3. 5mm油管较为合理, 同时可避免冲蚀和井底积液产生。在储气库运行条件下, 油管内 会生成天然气水合物, 推荐采用加入抑制剂方法防止水合物生成, 抑制剂采用甲醇和乙二醇体积比2∶3的复配体 系, 用量为0. 0 3m3/ d。     

LAD⁃40对甲烷水合物生成影响研究

甲烷水合物可以作为载体储存、运输天然气,但在自然条件下生成缓慢,需要提高甲烷水合物的生成速率。为此,考察了双性表面活性剂LAD⁃40（月桂酰两性基二乙酸二钠）质量分数（10～500 μg/g）对甲烷水合物生成的影响。结果表明,在压力一定的条件下,LAD⁃40质量分数为0～500 μg/g时,甲烷水合物成核温度变化微小,LAD⁃40未改善甲烷水合物生成热力学条件;LAD⁃40增大了气液接触面积,缩短了成核诱导时间,随着LAD⁃40质量分数的增加,甲烷水合物生成速率线性增加,而气体消耗量变化不大,但与纯水条件下的气体消耗量相比提高显著。     

高黏原油和石英砂复配体系中水合物生成实验研究

在油井开采原油时,会产生伴生气,而在高压和低温环境中会生成天然气水合物,进而堵塞运输管道,因此研究油砂体系（含原油的体系）和纯石英砂体系（不含原油的体系）中水合物生成情况具有重要意义。在初始压力为4.00、6.00、8.00 MPa,石英砂粒径为20、30、60、80目,温度恒定的条件下,研究了油砂体系和纯石英砂体系中甲烷水合物的生成情况以及最终耗气量。结果表明,在初始压力相同的油砂体系中,石英砂粒径越小,水合物生成诱导期越短,水合物生成速率越大。研究石英砂粒径对水合物生成最终耗气量的影响发现,随着石英砂粒径的减小,耗气量先增加后减少,当石英砂粒径为60目时,耗气量达到最大,其值为0.19 mol。同时,对油砂体系和纯石英砂体系中水合物生成情况进行了对比。结果表明,由于两种体系中都存在SDS（十二烷基硫酸钠）溶液,因此水合物生成速率相差不大;在石英砂粒径相同的条件下,油砂体系中最终耗气量小于纯石英砂体系中的最终耗气量,这说明原油对水合物生成具有抑制作用。在油砂体系中,压力越大,越有利于水合物的生成。     

天然气水合物形成条件与生长过程研究

测量并计算了合成天然气水合物的形成条件,结果表明,温度越高,水合物相平衡压力越高,而且压力的增加率越大．在水合物相平衡测量基础上利用水合物形成实验装置,在定压条件下对表面活性剂体系水合物的形成过程和水合物的储气质量进行了实验研究,实验结果表明,活性剂对水合物的形成具有显著的促进作用,提高了水合物的储气密度．在3．86MPa、274．05K条件下,天然气水合物的储气量达159．     

去离子水体系下丁辛醇弛放气水合物生成条件的实验测定及计算

利用压力搜索法测定了丁辛醇弛放气在温度为274.15～280.15K下的水合物生成压力。结果表明,丁辛醇弛放气在去离子水体系下的生成压力较低,且目标气体组分C3较其他气体组分的水合物生成压力更低,因此可以利用水合物法对弛放气进行分离。采用Chen-Guo模型对弛放气在纯水中生成水合物的数据进行了计算,得到了较为满意的计算结果,平均误差为6.43%,说明Chen-Guo模型能够较好地预测该类体系的水合物的生成条件。通过分析水合物法回收C3气体的可行性,提出了相应的工艺流程。     

DSC法测定联苯的热力学性质与纯度

利用差示扫描量热仪（DSC）对联苯的熔点、熔融焓、结晶焓进行测定,实验结果显示在不同升温／降温速率下DSC法对联苯的熔点的测定结果影响较大,而对熔融焓和结晶焓并无影响．测定联苯固体比定压热容（283．15～323．15K）、液体比定压热容（363．15～443．15K）,并将比定压热容与温度进行关联,导出计算比定压热容的方程．同时介绍利用DSC测得联苯纯度的方法．     

油基体系下天然气水合物浆液流动实验研究

在多相流管输体系下,水合物浆液在流动过程中会遇到崎岖不平的地形地貌,此时采用倾斜管道显得尤为重要。因此,研究了天然气水合物浆液在倾斜管内的流动特性对堵塞管路的影响。在低温高压可视水合物实验环路上,开展了油基体系下油＋天然气的水合物堵管实验,探究了初始压力、初始流量等因素对天然气水合物浆液流动和堵管时间的影响。同时,利用实时在线颗粒测试仪,对水合物生成、流动及堵管过程中水合物颗粒的微观变化进行了分析。结果表明,随着初始压力增大,天然气水合物的诱导时间、生成时间和浆液流动时间均缩短,天然气水合物堵管趋势增大;随着初始流量增大,天然气水合物的诱导时间、生成时间和浆液流动时间均延长,天然气水合物堵管趋势减小。对水合物生成至堵管的过程以及堵塞机理进行了分析。对油基体系下天然气水合物堵塞管路的研究结果表明,在油基体系下可以通过减小初始压力、增大初始流量来有效地减小天然气水合物堵塞管路的概率。研究结果可为维持和保证天然气水合物在管道中的安全流动提供理论参考及依据。     

一种开采天然气水合物的新方法——注高温海水法

向海洋天然气水合物中注入热海水1h后,水合物开始分解产生大量甲烷气体,系统压力呈线性增加,2h后压力缓慢上升;水合物分解率随温度升高而增加;随注入流量的加大其分解率也增加;但分解率随时间不是无限的增加,而是在10b以后趋于稳定状态;在管线和反应器里发现了固体沉淀.     

注甲醇溶液分解丙烷水合物实验模拟

在自制的可视化水合物开采装置中进行了以恒流量注入不同质量分数（30．0％,60．1％,80．2％,99．5％）甲醇溶液定容分解丙烷水合物的模拟化学试剂法分解天然气水合物实验。结果表明,分解实验开始后,釜内液相温度缓慢降低,压力近似于线性增长,分解时间随着质量分数的增加逐渐减少但减少的程度在减弱。通过计算得到丙烷水合物的平均分解速率介于0．02059～0．04535mol／（min·L）,并随注入甲醇质量分数的增加而增大。与注入纯水分解水合物实验相比甲醇的注入可以减少水合物分解时所需要的热量、加速水合物分解,同时提高甲醇的质量分数有利于加速水合物的分解。     

天然气水合物降压分解传热特性分析

天然气水合物广泛存在于海底和冻土等极地环境中,是未来潜在的新型天然气能源.降压开采天然气水合物适合于大规模工程应用,边界传热是影响天然气水合物分解速度的重要因素.研究了天然气水合物降压开采的控制机理,建立了二维开采模型,分析了实验室小尺度下不同边界传热条件对天然气水舍物降压开采过程中温度、压力、饱和度以及产气率变化的影响.结果表明,水合物降压开采需要边界能量输入,边界绝热时产气总量为完全分解时的1/36,边界温度越高,水合物分解越快,边界温度为277.45K时分解速度为275.45K时的2.5倍,产气率越快,但对产气总量影响不大.     

天然气水合物的形成影响因素与浆体输送研究

天然气深水集输管道内极易生成水合物,研究其形成影响因素对管道的安全运行具有重要意义。采用PVTsim建立了数值模型,并基于5种实验数据对模型进行了可靠性分析。利用该模型,模拟在不同工况下天然气形成水合物的边界条件,基于实验和OLGA模拟数据得到了水合物体积分数与介质摩尔分数的定量关系。研究表明,相比压力,水合物的形成受温度的影响更大。在天然气中,加入乙烷、丙烷、二氧化碳、硫化氢,均会使水合物形成范围扩大,而加入氮气,会使水合物形成范围缩小。随着水中盐度的增大,水合物生成范围缩小。外界温度、压力对水合物生成量的影响较小,几乎可忽略不计。基于水合物浆输送技术的研究成果,得到了保障HCFC⁃141b型和THF型水合物浆流动安全的临界甲烷摩尔分数。     

氨基酸氟硼酸离子液体摩尔溶解焓的研究

以甘氨酸(Gly)、丙氨酸(Ala)和氟硼酸为原料,采用一步法合成了2种氨基酸氟硼酸离子液体,并在298.15K下利用恒温溶解热测定系统对合成的氨基酸阳离子型离子液体进行摩尔溶解热的研究。首先对不同浓度的离子液体稀水溶液进行溶解焓的测定,然后借助Pitzer电解质溶液理论计算得到各化合物的标准摩尔溶解焓及相应的Pitzer焓参数,估算了离子液体的水化焓,并且将不同类型离子液体的结果进行了比较。估算出的甘氨酸阳离子的水化焓小于咪唑类阳离子,而甘氨酸阴离子的水化焓也小于氟硼酸阴离子。     

绝热式水浴量热计对蓄能材料性能参数的测量

设计了一套绝热式水浴量热计,用于对蓄能材料的比热容和相变潜热进行测量.提出了标定量热计热容、散热量和搅拌器功率等参数的数学模型,通过实验对这些参数进行了标定.使用量热计对水和铜在3个温度下的比热容,以及冰和石蜡的相变潜热进行了测量,测量结果与这些参数的参考值很好地吻合.绝热式水浴量热计可以方便而准确地对蓄能材料的性能参数进行测量.     

Similarity theory for the physical simulation of natural gas hydrate reservoir development

In order to apply physical simulation results to natural gas hydrate reservoir parameters to provide a theoretical framework for the design of a development plan,an analytical equation method was used to obtain the similarity criteria of natural gas hydrate reservoir development by physical simulation,based on a mathematical model of natural gas hydrate development.Given the approach of numerical simulation,a sensitivity analysis for all parameters was carried out,which specifically demonstrated that initial temperature is the most important parameter.Parameters of thermal conductivity coefficients are not necessary for conducting the NGH dissociation process,which will fundamentally simplify the design and establishment of the model.The analysis provides a sound theoretical basis and design principles for particular similarity.     

MgSO4与表面活性剂复配对水合物生成的影响

在自然条件下,天然气水合物多存在于海洋环境中.因此,研究盐水条件下水合物的形成及其基本性质很有必要.研究了低浓度的MgSO4与十二烷基硫酸钠(SDS)、烷基糖苷(APG)、十二烷基三甲基氯化铵(DTAC)等不同表面活性剂复配对水合物生成的影响.在275.15 K、6 MPa的环境下,考察了水合物形成过程中压力和温度随时...