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。      

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。     

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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。     

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。     

莺歌海盆地CO2成因及与国内外典型CO2气藏的类比

本文重点阐述了莺歌海盆地浅层CO₂气藏的成因及地质地化特征,并与中国东部、东南亚地区和其它地区典型CO₂气藏进行了类比,找出了其差异性和相同点。在此基础上,指出了本区烃类天然气的勘探方向。     

浅层油藏稠油热水/CO2驱油效率实验模拟研究

新疆油田九_6区齐古组浅层稠油油藏已进入蒸汽开采中后期,油藏开采经历了蒸汽吞吐、加密调整、蒸汽驱过程,采出程度为37%。现阶段单一蒸汽驱效果明显下降,地层亏空严重,蒸汽热利用效率低,吸汽不均,波及程度差异大,油水流度比大,采收率低。热水复合CO_2驱油充分利用热水热效应和发挥CO_2溶解降黏等作用,是提高原油采收率的有效方法。因此,针对九_6区稠油开展不同混合方式热水/CO_2驱油模拟实验,分别研究了纯热水驱、热水与CO_2混注、热水与CO_2段塞的驱油效率。结果表明,纯热水驱累积驱油效率为49.19%,热水/CO_2混注累积驱油效率最大为71.25%,段塞驱累积驱油效率高达85.96%。同时,分析了驱出原油及岩心残余油组分变化。     

液态CO2干法加砂压裂增稠剂技术现状及展望

CO_2干法加砂压裂是低压、低渗透、强水敏等非常规储层高效开发的有效措施之一。系统分析了目前国内外液态CO_2干法加砂压裂技术中增稠剂现状,对现有增稠剂分子结构进行分析归类,指出了增稠剂存在的主要技术问题和开发的难点。通过对目前国内液态CO_2干法压裂技术现状和现场试验情况梳理发现:国内液态CO_2增稠剂技术滞后于现场应用,压裂液携砂效率低,影响了压裂施工效果;分析国内外液态CO_2增稠剂研究存在的问题,借鉴现有研究成果,依据CO_2分子结构特征和理化特性,构建能使液态CO_2高效增黏的新型增稠剂分子结构,合成高质量的液态CO_2增稠剂,是实现液态CO_2干法加砂压裂的技术关键。在现有技术条件下,建议将液态CO_2干法压裂技术与常规无水压裂技术结合,既发挥了液态CO_2干法压裂技术优势,又实现了高砂比对压裂施工技术要求,满足非常规储层压裂开发需要。     

水平井CO2吞吐增油机理及影响因素

为了探究底水稠油油藏水平井注CO_2吞吐机理及影响因素,针对M油田G104-5油藏,开展了注CO_2膨胀实验并建立了单井注CO_2吞吐数值模拟模型,研究了G104-5油藏稠油注CO_2膨胀后的相态变化和注气工艺参数、油藏参数对水平井注CO_2吞吐的影响,并在此基础上进行了G104-5油藏7口水平井的注CO_2吞吐效果试验。结果表明,注入35 mol%CO_2后,M油田G104-5油藏稠油的黏度降低了45%,体积膨胀系数为1.13,饱和压力升高了200%,原油中C_9~C_(22)的摩尔分数下降了14.4 mol%。薄层底水油藏注CO_2吞吐增油时,效果最好的直井(射开1~3层)措施后平均含水率降至87%,累计增油313.17 t,水平井措施后平均含水率降至75%,累计增油679.91 t,水平井增油控水效果较好;在所有的影响参数中,注气量、油层厚度、含油饱和度、孔隙度是影响水平井注CO_2吞吐效果的主控因素,注入速度、焖井时间、采液速度、地层压力和渗透率对水平井CO_2吞吐效果的影响不大。M油田G104-5油藏7口吞吐井中G104-5P101井孔隙度最大(45%),注气量最大(412 t),累计增油量最多(1412.27 t)。     

液态CO2原位置换整形天然气水合物的形态研究

CO_2置换法在开采天然气(CH_4)水合物资源的同时,能将温室气体(CO_2)以稳定的水合物形式永久封存并保持海底地质结构的稳定。探究液态CO_2原位置换整形天然气水合物的过程形态,验证水合物的形态结构是否会破坏,对实际开采技术的研发具有关键意义。利用自行设计的可视化反应釜对液态CO_2置换整形天然气水合物进行实验观测研究。结果表明:①在置换过程中,原位CH_4水合物分解的同时生成CO_2水合物,并保持过程中水合物的整形结构稳定的第二类原位置换过程是可以实现的;②在实际工程应用中,采用液态CO_2在相应的相平衡压力条件下,对大规模的天然气水合物藏进行第二类原位置换,可望获得较高的水合物藏置换开采效率。实验结果为进一步研究液态CO_2置换天然气水合物开采工艺提供了直观的过程现象。     

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。     

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.     

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...     

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。      

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。     

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。     

超声速喷管内CO2气体凝结特性研究

基于欧拉———欧拉双流体模型,建立气相及液相流动控制方程组,结合凝结成核与液滴生长理论,对喷管内CO_2气体的凝结特性进行了数值模拟研究。结果表明,采用的数学模型和数值计算方法可较准确地反映喷管内气体的凝结流动过程。CO_2气体凝结潜热较小,凝结冲波现象不明显;气体进入喷管特别是在经过喉部之后,在马赫数增大的同时,压力和温度降低,过冷度增加,最大可至30K左右,并于凝结发生后快速下降至约5K;CO_2气体成核过程在时间和空间上表现出急剧性。凝结起始位置距喉部约2.21mm,成核率由0激增至2.04×10~(21)m~(-3)·s~(-1),液滴数目达到10~(15)的数量级;凝结核心形成后,气体分子在一定的过冷度下在液滴表面团聚、液化,液滴半径和湿度迅速增加。成核过程结束后,已有凝结核心仍能不断生长,至喷管出口处液滴半径增至1.46×10~(-7 )m,湿度可达0.093 5。     

CO_2用作低渗透裂缝性气藏储气库垫层气的扩容分析

低渗透碳酸盐岩气藏在开发后期为了提高气井产量,经常采用加压开采和水力压裂等技术,导致储层被水侵且含有大量微裂缝。因此,当CO_2用作低渗透裂缝性气藏储气库垫层气时,如何快速有效地注气驱水扩容和制定气水边界稳定运移的控制策略就成为低渗透气藏改建地下储气库扩容的关键问题之一。为此,建立了双重孔隙介质储层中注CO_2驱水的气水两相渗流的数学模型,以国内某裂缝性气藏改建的地下储气库为研究对象,主要分析了边缘气井注CO_2驱水扩容的气水界面的运移规律,并讨论了CO_2溶解、井底流压、注气流量、微裂缝参数等因素对储气库扩容时气水界面稳定性的影响。结果表明:(1)储气库采用"多注少采"的方式扩容时,扩容速度在第5周期达到最大值,随后逐渐降低;(2)CO_2在水中溶解度随储层压力而变化的特性有利于储气库扩容时气水边界的稳定;(3)定井底流压和定流量扩容时,适当地增大井底流压和中心区域气井的注气流量能有效提高储气库的扩容速度;(4)在高渗透率区域和裂缝—基质渗透率比值较大的储层区域,应适当地降低注气流量,防止因渗流过快造成气水界面的指进现象,同时应通过观察井严密监控气水界面的运移,以防止气体从边水突破逃逸或高渗透带见水或水淹。该研究成果为我国应用CO_2作为低渗透裂缝性气藏储气库垫层气的驱水扩容提供了技术和理论支持。