基于马尔科夫修正的潜油泵灰色振动预测模型

针对潜油泵振动状态数据具有波动性的问题,建立了基于马尔科夫方法对灰色预测结果修正的预测模型。首先利用灰色等维新息GM(1,1)模型对样本数据进行灰色预测,然后根据状态实测数据与其灰色预测结果之间的误差百分比划分马尔科夫状态区间,建立马尔科夫状态转移概率矩阵。用马尔科夫状态转移概率矩阵和当前状态的误差百分比状态向量计算得到马尔科夫修正值,对灰色预测结果进行修正,实现对设备波动状态参数的预测。潜油泵振动状态数据的预测结果表明,基于马尔科夫修正的灰色预测模型不仅比马尔科夫预测模型和灰色预测模型具有更高的预测精度,而且对波动数据的变化趋势具有更高的灵敏度,能够及时反映波动的变化,从而提高了预测精度。     

咸水层CO2地质封存典型案例分析及对比

咸水层封存是CO2地质封存方式中潜力最大的。目前全球比较成功的典型咸水层CO2地质封存示范工程有挪威的Sleipner和Sn?hvit、阿尔及利亚的In Salah、中国鄂尔多斯盆地神华,这些工程提供了长期CCS的经验,对于未来CO2地质封存项目实施具有借鉴意义。从构造、储层、盖层等地质特征出发,结合各示范工程的注入方案和监测方案将各案例进行了剖析,提取了地质及工程参数,分析了各地质特征对CO2地质封存的影响,明确了背斜、断块、裂缝等不同构造特征CO2地质封存的可行性,对比了咸水层CO2地质封存注入方案和监测方案。Sleipner CO2地质封存项目成功的原因在于构造简单、面积大、储层物性好,盖层厚度大且稳定;Sn?hvit发育的断层和In Salah的裂缝也验证了不同构造特征CO2地质封存的可能性,CO2羽流分布受地质特征的控制。咸水层CO2地质封存注入井相对比较少,但是注入量比较大,多以水平井为主。高质量的监测数据可有效降低潜在泄漏风险,多种监测组合有助于CO2长期安全地质封存。     

珠江口盆地CO2地质封存适宜性GCA评价

珠江三角洲地区CO₂大量集中排放,利用毗邻的珠江口盆地进行CO₂地质封存是破解区域经济发展与降碳需求矛盾的重要途径。本文以珠江口盆地7个二级构造单元,即北部隆起、珠一坳陷、珠三坳陷、中央隆起、珠二坳陷、南部隆起、潮汕坳陷为研究对象,基于构造、沉积、储盖组合、地温、热流等条件,采用灰色关联分析法对7个评价单元的CO₂封存适宜性进行综合评价,同时结合层次分析法计算评价因子权重。研究建立了3个准则层、8个指标的评价指标体系,该指标体系的建立对珠江口盆地筛选CO₂封存有利靶区具有借鉴意义;珠一坳陷关联度最大,具有较好的封存适宜性,是开展CO₂地质封存的首选区域。本文研究成果为珠江三角洲地区开展CO₂地质封存指明了方向。     

咸水层CO2地质封存测井资料评价研究进展

利用深部咸水层进行CO₂封存是缓解全球气候变暖的有效手段之一,作为获取地层信息最直接的手段,测井资料的应用对深部咸水层的评价至关重要。通过对咸水层评价的文献进行调研,得出咸水层矿化度、电阻率、纵波速度、孔隙度、渗透率以及渗透率各向异性是影响咸水层CO₂溶解机制、储存容量和储存时限的重要因素。其中,咸水层矿化度对咸水层的CO₂溶解机制和储存容量有直接的影响。在调研总结的基础上,重点讨论了咸水层矿化度测井评价方法,针对CO₂地质封存,对比了各种矿化度测井评价方法的优缺点,利用测井方法评价咸水层矿化度可为CO₂在咸水层中的地质封存提供重要的理论指导。     

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...     

盐水层CO2溶解埋存潜力确定方法

盐水层CO2埋存是一种较为普遍的缓解温室效应的对策之一,而溶解埋存是埋存过程中较为稳定的埋存方式,因此亟需建立一种准确计算溶解埋存潜力的方法。首先利用DUAN等提出的模型计算CO2在水中的溶解系数,进而求得理论溶解埋存量;然后建立有效埋存系数表征指标,并考虑溶解埋存的主控因素,基于数值模拟与回归分析的方法,建立溶解埋存有效埋存系数的预测模型。研究发现：当水平渗透率和地层倾角一定时,溶解埋存有效埋存系数随着初始压力的增大而增大;当初始压力一定时,溶解埋存有效埋存系数随着水平渗透率的增大而增大,随着地层倾角的增大而减小。预测模型预测结果与数值模拟计算结果吻合程度较高。利用孤东油田七区实际参数计算得到理论溶解埋存量为65.382 Mt,溶解埋存有效埋存系数为0.079,溶解埋存有效埋存量为5.178 Mt。     

CO2在地层水中溶解对驱油过程的影响

利用CO₂-烃-地层水相平衡热力学模型模拟计算了CO₂在地层水中的溶解规律。建立了考虑CO₂在地层水中溶解的一维长岩心数值模拟模型,模拟计算了注CO₂驱替过程中原油采出程度、气油比、油气水饱和度剖面、CO₂在地层油和地层水中摩尔分数剖面的变化规律。研究表明：CO₂在地层水中的溶解量随着压力的升高而增加,随着温度的升高而降低;当温度达到100℃以上或压力达到20 MPa以上时,压力和温度对CO₂在水中溶解量影响变小。注气初期,考虑CO₂溶解时采出程度比不考虑溶解时低,注气突破时间更迟,油墙向生产井端推进速度更慢。含水饱和度越高,影响程度越大。当含水饱和度为0.67、注入1.0倍烃孔隙体积CO₂时,考虑CO₂溶解采出程度比不考虑CO₂溶解低约6%。CO₂在地层水中溶解可导致CO₂的损失,使得CO₂驱油见效时间滞后。     

油田不同趋势产油量的灰色拓扑预测

针对常规预测方法难于描述产油量波动细节的难题,应用灰色系统理论,建立了不同趋势产油量的灰色拓扑预测模型,介绍了中国东部某油田不同趋势产油量的灰色拓扑预测过程,准确预测了未来产油量变化的曲线形态.研究结果表明,灰色拓扑预测模型适用于波动型油田的产油量预测,具有很高的预测精度.建立模型之前须确定产油量的变化趋势、在某些周期时间点上的特殊取值方式、连续增长或递减的时限等基本规律.建立模型选用数据的生产时间长度一般应为预测时间长度的2倍左右为宜.     

一种实用的CO2溶解气驱岩心洗油方法

为了提高岩心的洗油效率,开发了一种实用的CO₂溶解气驱岩心洗油方法。该方法在Stewart设计的CO₂溶解气驱方法的基础上,增加了洗油室抽真空、CO₂预清洗、溶剂回收3个步骤。使用自行研制的DGO-1型CO₂溶解气驱洗油装置,实验考察了新方法的洗油效果。6块不同孔隙度、渗透率的岩心的洗油结果表明,经过6~10次CO₂溶解气驱后,岩心荧光级别均小于3级,孔隙度和渗透率趋于稳定,可满足石油天然气行业标准SY/T 5336-2006的要求,且洗油时间(2~3天)较常规脂肪抽提洗油(2~3周或更长)有大幅度减少。该方法洗油原理清楚,洗油装置简单,易于操作,洗油效率高,清洁环保,推荐作为一种实用方法在岩石物理实验室推广使用。     

天然气管道CO2腐蚀机理及预测模型研究进展

天然气管道的CO₂腐蚀是一个普遍现象,但对于其腐蚀机理目前仍然缺乏深入的理解和认识,因而难以解释CO₂的腐蚀行为并建立有效的腐蚀速率预测模型。为此,从均相化学反应、电化学反应和传质过程3个方面,讨论了CO₂腐蚀机理,分析了影响CO₂腐蚀的关键因素,总结了相应的CO₂腐蚀速率预测模型的最新研究进展情况;在对CO₂腐蚀机理最新理解的基础上,比较了各种模型的机理性和拓展性,总结了现行研究的缺陷和不足,并基于现存的问题对今后的研究方向进行了展望。研究结果表明:(1)目前对于CO₂腐蚀机理的研究主要以理想溶液环境体系为主,未来需要对非理想溶液体系的CO₂腐蚀机理进行研究;(2)关于CO₂腐蚀反应机理的认识还不清楚,对于CO₂能否直接参与阳极反应以及H₂CO₃能否直接被还原还存在着争议,需要进一步研究;(3)目前的腐蚀速率预测模型都只考虑...     

利用灰色理论预测杏六联油区开发指标

利用灰色理论建立GM(1,1)模型,选择具有单调性的数据段,并用适当方法进行预处理后.预测年产油量、年产水量两项开发指标。将该方法应用于杏六联油区,经预测未来四年杏六联油区的累积产油量达22.37×10~4t,产水量这166.43×10~4t,至2011年,其含水率为88.61%。     

咸水层CO2地质封存泄漏监测的示踪剂优选

碳捕集与封存(CCS)是大规模减少温室气体排放最经济、可行的方法。在CO₂地质封存过程中,由于地质原因造成的封存泄漏会对人体健康、生态环境带来巨大的危害和影响,因此亟需寻求一种对CO₂封存的安全性进行持续监测的方法。本文针对我国第一个咸水层CO₂封存全流程CCS项目—神华10×10⁴t/a CCS,基于鄂尔多斯盆地CO₂封存的地质条件,通过对各示踪剂的稳定性、安全性和经济可行性的比较分析,建立了一种用于监测咸水层CO₂地质封存泄漏的气体示踪剂优选标准,优选出化学性质稳定、环境背景值低的六氟化硫(SF6)作为鄂尔多斯盆地CO₂地质封存的气体示踪剂,并考察了SF₆-CO₂体系在咸水层和空气中的吸附扩散行为。结果表明,SF₆具有咸水层吸附量少,示踪配伍性好的特点,可作为神华CCS项目的CO₂封存泄漏监测的一种气体示踪剂。     

CH4- CO2体系固体CO2形成条件的预测模型

采用膨胀机制冷工艺回收天然气中的乙烷时,膨胀机出口与脱甲烷塔顶部的温度较低,容易发生CO₂冻堵,影响装置的正常运行。准确预测固体CO₂的形成条件,有助于及时采取相应的措施调整凝液回收装置的操作工况,避免CO₂冻堵。为此,分析了CO₂固体的形成条件,根据相平衡原理,采用标准形式的Peng Robinson状态方程建立了液固平衡模型（LSE）和气固平衡模型（VSE）,据此分别对CH₄-CO₂2气相体系和CH₄-CO₂2液相体系中的固体CO₂形成温度进行了计算,并与用HYSYS软件预测的固体CO₂形成温度进行了比较。结果表明：该计算模型的准确度较高,与实验数据的误差在2 ℃以内;而HYSYS软件预测的CH₄-CO₂气相体系的固体CO₂形成温度较实验数据偏高1～5 ℃,预测的CH₄-CO₂液相体系的固体CO₂形成温度较实验数据偏低1～6 ℃。     

基于流场计算的天然气集输管线CO2腐蚀预测模型

为了更准确地反映含CO₂天然气管线典型管件（弯头及T形管）的腐蚀情况,在根据deWaard腐蚀模型预测管段平均腐蚀速率的基础上,应用计算流体动力学（CFD）方法计算了管道内的流场,分析了流场参数对管段腐蚀速率的影响,进而结合颗粒冲蚀模型,对已有的de Waard腐蚀模型进行了改进,并提出了流场作用下的CO₂腐蚀模型。应用该改进的CO₂腐蚀模型研究现场实际工况表明：影响管线腐蚀的主要流场参数为介质流速、湍动能和相分布;弯头腐蚀最大位置位于弯头部位迎流侧偏向流场下游位置;T形管腐蚀最大位置位于沿内部斜向合流部位。改进模型计算出的管线重点腐蚀位置和腐蚀速率,与现场工况的壁厚检测结果吻合良好,从而验证了该改进腐蚀模型的正确性。这种基于流场作用下改进的CO₂腐蚀模型为天然气管线腐蚀预测体系的建立提供一种新思路。     

超临界CO2中烷基聚醚的溶解规律研究

通过浊点压力实验考察了温度、聚合度、烷基链长度以及烷基聚醚含量对烷基聚醚在超临界CO₂中溶解度的影响,采用分子动力学模拟计算分析了烷基聚醚分子间相互作用、烷基聚醚和CO₂之间的相互作用,并探索了烷基聚醚与CO₂的微观相溶规律。实验结果表明,温度升高,烷基聚醚在超临界CO₂中的溶解度减小,烷基聚醚与CO₂之间的亲和性降低;在分子中引入聚氧丙烯基团有利于提高烷基聚醚在超临界CO₂中的溶解度,但存在最佳聚合度范围。十二烷基聚氧丙烯醚比十二烷基聚氧乙烯醚的溶解度参数小,分子间相互作用更弱,且在超临界CO₂中更分散,与CO₂的相互作用能更大,使其与CO₂亲和性更强,浊点压力更低,溶解度更好。     

一种基于组分闪蒸运算的CO2驱动态埋存潜力计算方法

CO₂驱油与埋存具有经济效应和环保作用,计算CO₂埋存潜力对油藏开发方案设计和安全封存意义重大。已有的潜力计算方法主要针对CO₂的静态埋存潜力进行粗略估算,不能考虑油田的生产实际。为此,提出了一种基于组分闪蒸运算的CO₂驱动态埋存潜力计算方法, 方法基于组分闪蒸运算,考虑了油田的生产实际和CO₂驱的埋存机理,可以计算溶解CO₂、束缚CO₂、自由CO₂和总的CO₂埋存潜力。研究表明:随着埋存时间的增加,会有自由CO₂转变成束缚CO₂和溶解CO₂;经历过水驱开发的油藏,地层水含量高,不能忽略CO₂在地层水中的溶解。基于组分闪蒸运算的CO₂驱动态埋存潜力计算方法可以计算不同种类油藏不同开发方式的动态埋存潜力,方法简单实用且符合生产实际。     

MDEA/正丁醇/水相变吸收剂的CO2吸收性能及动力学特性

N-甲基二乙醇胺(MDEA)/正丁醇/水相变吸收剂具有良好的相分离性能,具有大幅降低再生能耗的潜力。由于正丁醇取代了相变吸收剂中的部分水,且相变吸收剂在吸收过程中会发生分相,会对溶液的CO₂吸收性能和反应机理造成一定影响,且贫、富相间物质的转移也会对其动力学性能产生一定的影响。为此,研究了MDEA/正丁醇/水相变吸收剂的吸收性能,并通过¹³C NMR表征测试了不同CO₂负荷下溶液的物质组成,分析了MDEA/正丁醇/水相变吸收剂的传质-反应机理,在此基础上探究了其动力学特性。结果表明,溶液中正丁醇的加入,提高了溶液前9 min的初始CO₂吸收速率,随着正丁醇含量的升高,溶液的CO₂吸收速率出现先增高后降低的趋势,CO₂吸收负荷逐渐降低。物理溶剂正丁醇不参与反应,相变吸收剂中MDEA与CO₂的反应遵循碱催化水和反应机理;分相后贫相溶液主要为MDEA、正丁醇和水,富相溶液主要为MDEA与CO₂的反应产物。在CO     

高含水油藏CO2驱油与地质封存机理研究现状及待解决的关键问题

为实现中国碳达峰、碳中和的长远目标,将化石能源燃烧生成的CO2捕集后注入到高含水油藏,不仅可提高原油采收率,而且能在油层中实现CO2地质封存,有利于实现油气增产和降低碳排放的双重目标。针对高含水油藏的特点,从CO2驱油和地质封存机理、赋存方式、埋存量计算方法以及CO2运移、泄漏风险预测与评价等方面进行了全面回顾。基于高含水油藏CO2驱油与地质封存的中外研究现状,结合与之密切相关的科学领域及其矿场面临的难题,提出了CO2与储层岩石和流体反应、驱油机理和封存方式、赋存量、封存效率、泄漏与风险防控等亟需深入研究的10个关键问题,为CO2驱油与地质封存研究方向及产业化技术储备提供参考。CO2驱油与地质封存问题的解决,对服务于“碳减排”和“碳增汇”,实现中国的碳达峰、碳中和战略目标具有重要意义。     

基于物质平衡方程的CO2理论构造埋存量计算新方法

为进一步提高盐水层中CO₂埋存潜力评价的准确性,基于物质平衡方法,建立CO₂构造埋存过程的物质平衡方程,在对CO₂可埋存地下体积准确计算的基础上,提出了一种新的CO₂理论构造埋存量计算方法。结果表明：新方法计算的CO₂理论构造埋存量,与面积法、容积法相比,误差更小,仅约为10%;新方法可同时预测CO₂增压埋存条件下和保压埋存条件下的理论构造埋存量,且随着注入时间或注采比的增加,CO₂理论构造埋存量和地层压力均呈现不断增加的趋势。该方法对CO₂构造埋存量研究及CO₂注入量实时动态控制具有重要意义。     

枯竭型酸性气藏封存CO2过程中的油管腐蚀行为及选材

为了研究不同材质油管钢在枯竭型酸性油气藏CO₂封存工况下的腐蚀行为，优选出适用性好的钢材，采用高温高压釜模拟CO₂封存工况，在不同CO₂分压(5、8、11 MPa)条件下，对N80钢、L80-13Cr钢和BG2532钢进行腐蚀失重测试，从腐蚀速率、腐蚀产物微观形貌和局部腐蚀深度进行研究，并对油管进行腐蚀寿命预测。结果表明：在模拟工况下N80钢、L80-13Cr钢和BG2532钢的腐蚀速率都随着CO₂分压的升高而增大，N80钢腐蚀速率为0.067 4～0.097 9 mm/a,L80-13Cr钢腐蚀速率为0.022 7～0.027 7 mm/a,BG2532钢腐蚀速率为0.001 3～0.002 9 mm/a;3种钢材的腐蚀产物主要为立方体状的FeCO₃和少量的FeS，且随分压的升高，腐蚀产物逐渐增多并出现融合现象；N80钢主要表现为均匀腐蚀，而L80-13Cr钢出现点蚀，穿孔年限为5 a左右；N80钢的剩余抗拉强度和抗拉安全系数随服役年限的增长而降低，安全服役年限为27 a。研...