甲烷水合物分解动力学模型

将甲烷水合物的分解过程看作球形颗粒消融问题，采用宏观气固反应动力学方法，建立了恒温减压条件下水合物的分解动力学模型，推导了甲烷水合物的分解速率方程。采用实验数据进行动力学分析，认为在℃以下，水合物分解速率由气体在冰层的扩散过程控制。通过对比甲烷气体在冰层内有效扩散系数的模型计算值和实验值，对模型进行验证，误差分析表明，所提出的甲烷水合物分解动力学模型计算结果与实验值吻合良好。     

甲烷水合物分解的缩粒动力学模型

将温度在零度以上的甲烷水合物的分解过程看作是无固态产物层生成的气固反应,从晶体溶解的角度研究了水合物颗粒的消融问题,推导了颗粒半径随反应时间变化的微分方程,从理论上建立了甲烷水合物分解的缩粒动力学模型。利用前人的实验数据,进行了水合物分解的动力学分析,认为温度在零度以上时,水合物分解反应由界面化学反应过程控制。将实验数据代入模型拟合了甲烷水合物分解反应的活化能E a和表观分解速率常数kr与文献值误差较小。     

微波强化分解甲烷水合物的研究

通过2.45GHz微波辐射实验,研究了甲烷水合物在微波电磁场中的稳定性和加热分解规律。实验结果表明,利用微波强化分解甲烷水合物主要依靠热效应,甲烷水合物自身的动力学非稳定条件及液态水协同增强热效应是微波热激法的作用条件。对于未冷冻且未降压的甲烷水合物/水体系微波作用效果最佳,应先微波加热后再结合降压分解。冷冻后未降压的甲烷水合物/冰体系的分解造成介电损耗的急剧变化,分解速率和微波加热速率显著改善。冷冻后降压的甲烷水合物/冰体系在微波场中仍处于极低分解速率的自保护区域,不适宜微波分解。     

块状甲烷水合物分解动力学特征及其影响因素

与冷泉相关的块状甲烷水合物是非常规天然气资源开发的重点目标之一。为了了解其分解动力学特征以便于制订合理的开发方案,利用高压差示扫描量热仪实验测试了块状甲烷水合物的生成与分解过程,将分解的吸热效应与分解速度相关联,分析不同环境下块状甲烷水合物分解瞬时速度和平均速度的变化特征,然后,基于实验结果采用经典的甲烷水合物分解动力学模型计算得到不同压力下甲烷水合物分解活化能,进而评价分解表面积、温度、压力和矿化度等因素对甲烷水合物分解速度的影响。研究结果表明:①随着压力升高,甲烷水合物分解活化能逐渐增大,在此次实验测试条件下其数值介于27.5～28.5 kJ/mol;②在去离子水溶液中,甲烷水合物的分解瞬时速度呈现先增加后减小的趋势,在分解早中期其累计分解物质的量随时间的变化关系呈指数函数形式增长,后期则呈缓慢线性增长;③在孔隙水溶液中,甲烷水合物的分解瞬时速度也呈现先增加后减小的变化趋势,但较之于去离子水溶液,孔隙水溶液中甲烷水合物的分解瞬时速度峰值出现的时间较晚,孔隙水溶液矿化度对水合物分解速度的促进作用弱于温度的影响;④对影响去离子水溶液中块状甲烷水合物分解速度的因素按照影响程度由大到小排序...     

天然气水合物分解动力学研究进展

人们对气体水合物的实质性研究始于对天然气管道运输中遇到的天然气水合物堵塞问题。由于在油气生产与运输及未来能源产业中的重大价值,近年来有关天然气水合物的性质及其生成和分解过程成了人们关注和研究的热点。目前,关于水合物的相平衡理论、热力学性质、生成预测方法及其结构的研究已经相当深入;而关于其分解过程的研究相对来说起步较晚。国内天然气水合物分解动力学的研究基本上还处于空白状态,国外也是在1987年才开始。但是从实际生产的角度考虑,天然气水合物分解动力学的研究是很有实际意义的。本文试图对近年来国外在天然气水合物分解动力学研究方面取得的进展做出分析和评价,并提出今后的发展方向。     

钻井过程中甲烷水合物的分解特性研究

很多国家都加大了对海底天然气水合物的勘探和研究的力度。对于海底天然气水合物的勘探除了进行BSR物理探测以外，最直接的证据就是进行海底钻探取样。但是在海洋钻探过程中，海底水合物的分解容易引起钻探事故，其勘探和开采难度大，成为科学研究的难点。为此，人工合成了甲烷水合物，并应用微型钻井系统模拟海底天然气水合物钻井过程，研究了在钻井过程中水合物的分解特性。在微型钻井过程中，对几种不同性质的钻井液对水合物分解特性的影响进行了对比分析，研究结果对海底天然气水合物钻探取样具有重要的参考价值。     

石英沙中甲烷水合物的降压分解实验研究

为了解自然赋存条件下天然气水合物的分解性质,本研究在20～40目石英砂中进行了甲烷水合物降压分解实验。实验表明,与温度及压力一样,电阻是甲烷水合物形成和分解良好的指示参数。当水合物形成,电阻快速增大;水合物分解时电阻快速减小。实验研究表明,与注热水分解相比,降压分解速率要小得多。同时当采取密闭的分解方式时,随着分解的进行分解速率逐渐变小。由形成/分解体系的物料衡算及反应速率方程可以得出分解速率常数值。     

多孔介质中甲烷水合物形成与分解实验研究

基于实际海洋水合物资源的赋存状态及温度、压力条件,在人工多孔介质中物理模拟海底水合物稳定带的水合物藏进行了水合物的形成与分解的实验研究。分析甲烷水合物在多孔介质中的形成与降压开采过程,揭示了其温度、压力和产气速率的变化规律。采用逐步降压的方法测定了多孔介质中水合物在特定温度下最小分解推动力,比较了不同降压模式下的累计产气量。结果表明,水合物形成过程中通过不断注水保持系统压力,甲烷可完全生成水合物,最终水合物藏中仅有水和水合物两相;实验条件下水合物的分解主要受压差影响,压差越大,分解速率越大,累计产气量越高;在一定温度下水合物的分解需有一个最小推动力。比较不同降压模式发现,累计产气量只与压差有关,而与降压模式无关。     

冰点以下甲烷水合物等压分解实验研究

开展了甲烷水合物在2.25MPa、2.08MPa和1.88 MPa 3种压力和不同温度条件下等压分解实验,研究温度驱动力对甲烷水合物分解过程及其自保护效应的影响。实验结果表明,在等压分解过程中,温度推动力ΔT对甲烷水合物的分解产生较大影响,当温度推动力ΔT>|T₀| 时,分解速率与ΔT具有正相关关系;当ΔT≤|T₀|时,甲烷水合物存在明显的自保护效应,分解速率与ΔT的关系不明显。     

深水井开采制度对天然气水合物分解的影响

深水井生产过程中,当地层高温流体流向井口时,由于温差的存在,会通过井筒向地层传递热量,破坏水合物地层的原始温度和压力环境,诱发水合物分解并产生大量甲烷气,导致突增的附加高压直接作用于水泥环,甚至会引发地层失稳、海底滑坡等灾害,严重威胁深水井的井筒完整性.鉴于此,基于传热学理论建立了井筒温度场模型,计算水泥环第二胶结面温...     

纳米孔隙内甲烷水合物微观分解特性

采用拉曼光谱仪测定硅胶孔隙水的拉曼结构,发现纳米孔隙水分子间的吸引力增强,OH化学键削弱,孔隙水中部分DA结构转化为DDAA结构,使得硅胶孔隙水极易形成水合物。采用拉曼光谱仪测试了常压和不同温度下(263,253,243 K)的纳米硅胶孔隙内甲烷水合物的分解过程,考察了纳米尺度受限空间内甲烷水合物的微观分解特性。实验结果表明,纳米孔隙内甲烷水合物的分解过程为分解—二次形成—继续分解,直到晶体消失的过程,温度越低二次形成出现的次数越多;纳米孔隙水的结构本身十分有利于甲烷水合物的形成,是造成二次形成的内在结构条件。     

石英砂介质中甲烷水合物生成过程和相平衡的实验研究

为研究小梯度温度范围内甲烷水合物在石英砂介质中生成过程的热力学和动力学特性,开展了定容条件下273.75K、273.85K、273.95K3种恒温水浴体系的甲烷水合物生成实验。研究结果表明:(1)反应温度越低,釜内甲烷水合物生成过程中反应热释放越快,相比于273.95K的反应体系,273.75K体系的反应釜内首次温度上升值为0.9K,约为273.95K体系的6倍;(2)随反应温度的增加,水合物的生成量和转化率逐渐下降;(3)反应温度越低,甲烷水合过程的前期反应速率越大,气液界面和石英砂表面生成的水合物薄膜阻碍了甲烷气与水之间的进一步传递,使得甲烷的单位消耗速率随反应的进行呈阶梯型递减。通过石英砂介质内甲烷水合物的生成实验,以期为工业上气体水合物的合成、储存与运输提供借鉴。     

天然气水合物分解区演化数值分析

为了分析水合物试开采效率与水合物分解区时空演化过程的内在联系,对水合物沉积物中水合物降压-加热分解区演化过程进行了数值分析,获得了水合物分解区的时空演化规律和控制参数,找到了水合物分解效率的制约因素,提出了水合物分解过程的解耦分析方法。研究结果表明：水合物降压分解相变阵面和加热分解相变阵面的传播距离均与时间平方根成正比;气体渗流和热传导两者特征时间的比值为水合物分解区演化过程的控制参数;水合物分解区分为降压分解区和加热分解区,降压分解区扩展速度快,最大厚度大于水合物分解区最大厚度的90%,加热分解区扩展速度慢,最大厚度小于水合物分解区最大厚度的3%;水合物分解效率由热传导效应控制,由开采方式决定的传热效率低下是提高水合物分解效率的制约因素;砂土类等渗透性良好的沉积物中,水合物分解过程解耦分析可简化求解流程,提高计算精度。     

Numerical solution for natural gas production from methane hydrate dissociation

This paper describes a one-dimensional model for natural gas production from the dissociation of methane hydrate in a confined reservoir by a depressurizing well. The approach accounts for the heat released by hydrate dissociation and convection–conduction heat transfer in the gas and hydrate zone. The system of governing equations is solved using a finite-difference scheme. For different well pressures and reservoir temperatures, the gas flow, the pressure and temperatures conditions in the reservoir are simulated. Distributions of temperature and pressure in the hydrate and gas regions and time evolutions of natural gas output also are evaluated. It is shown that the gas production rate is a sensitive function of well pressure. In addition, both heat conduction and convection in the hydrate zone is important. The simulation results are compared with the linearization approach and the shortcomings of the earlier approach are discussed.     

Experimental and modeling study of kinetics for methane hydrate formation in a crude oil-in-water emulsion

A low-viscosity emulsion of crude oil in water can be believed to be the bulk of a flow regime in a pipeline. To differentiate which crude oil would and which would not counter the blockage of flow due to gas hydrate formation in flow channels, varying amount of crude oil in water emulsion without any other extraneous additives has undergone methane gas hydrate formation in an autoclave cell. Crude oil was able to thermodynamically inhibit the gas hydrate formation as observed from its hydrate stability zone. The normalized rate of hydrate formation in the emulsion has been calculated from an illustrative chemical affinity model, which showed a decrease in the methane consumption (decreased normalized rate constant) with an increase in the oil content in the emulsion. Fourier transform infrared spectroscopy (FTIR) of the emulsion and characteristic properties of the crude oil have been used to find the chemical component that could be pivotal in selfinhibitory characteristic of the crude oil collected from Ankleshwar, India, against a situation of clogged flow due to formation of gas hydrate and establish flow assurance.     

Analysis of natural gas hydrate formation in sodium dodecyl sulfate and quartz sand complex system under saline environment

Under natural conditions, natural gas hydrate occurs in the pores of porous media found in the sedimentary layer. Thus, the rapid formation and basic properties of the hydrate in the porous medium must be studied. Quartz sand with different particle sizes compounded with Sodium Dodecyl Sulfate solution was used to study the hydrate formation in the system at 275.15 K and 6 MPa under a saline environment. Results were as follows. 1) Methane gas uptake in a saline system with NaCl concentration of 50 mmol was higher than that in pure water. This finding indicated that although the salt is a thermodynamic inhibitor, low concentration of NaCl can promote the formation of hydrates. 2) In the initial stage of the experiment, the rate of hydrate formation in saline environment was significantly higher than that in pure water. After approximately 1 h, the formation rate of hydrate in the compound system decreased under a saltwater environment and was lower than that in the complex system under pure water. 3) The hydrogen bond network inside the high-concentration NaCl solution was seriously damaged. In this case, water molecules cannot easily form a cage structure, and the presence of chlorine ions weakens the stability of a small amount of formed hydrate cage, thereby further inhibiting the formation of hydrates. However, in the low-concentration NaCl system, mass transfer is improved, and the formation of hydrate is promoted because of the weakened hydrogen bonding at the gas–liquid interface.