乙二醇溶液作用下丙烷水合物分解实验研究

通过可视化天然气水合物开采模拟系统进行了模拟抑制剂法分解天然气水合物实验,研究了恒流量注入不同质量分数(60.1%,69.8%,80.2%,99.5%)乙二醇(Ethylene glycol)溶液定容分解丙烷水合物实验,研究了抑制剂分解丙烷水合物过程中的温度、压力变化等,同时进行了热量衡算及能效分析.计算得平均分解速率介于3.59-7.67mol·min-1·m-3,平均分解反应速率随浓度变化近似呈线性增长;能效介于61.8%～81.5%;能量产出比介于4.89～6.49;随乙二醇浓度的增加,能量效率和能量产出比也随之增大,但增加的梯度中会出现拐点.与注纯水相比注乙二醇可减少水合物分解时所需要的热量,加速水合物分解,提高分解的能量效率和能量产出比;与低浓度抑制剂相比能效和能量产出比也有明显的提高.     

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.     

抑制剂对甲烷水合物生成规律影响的研究

天然气水合物储量巨大，是未来替代煤和石油等传统化石能源的新型清洁能源之一。天然气水合物生成、抑制与分解受多种因素的影响，在研究化学抑制剂对水合物分解抑制与加速效果时需要考虑多重因素的影响，如纯水或海水、反应釜内不同气液比、压力等。利用自行研制的可视化水合物生成、抑制和分解模拟装置进行了水合物相关模拟实验研究。在气液体积比为150∶350时，采用实验室自配的动力学抑制剂KHI3和不同质量分数的NaCl进行复配分析，选出最佳复配方案。结果表明，在3%NaCl+1%KHI3（质量分数）复配方案下，水合物不易生成；KHI3质量分数为2%时，水合物成核速率反而增快，对水合物生成起到促进作用。在实际应用中，应该严格控制抑制剂质量分数，避免出现水合物大量生成而导致的管道堵塞。     

水合物合成电容特性与降压开采二维实验研究

在天然气水合物二维开采模拟系统基础上,进行了水合物原位生成及分解过程的实验研究,探讨了温度、压力及电容的变化特性;开展了天然气水合物降压开采二维实验研究,得到了二维开采过程中各参数的动态变化规律,并对敏感因素进行了评价.在水合物合成过程中,随水合物饱和度的增加,水量的不断减少,电容量总体减小趋势明显.降压开采表明在二维平面上存在一定的压差与温差,其中温降随与开采井的距离增大而减小.产气过程分为流动阻力控制、分解速率控制以及残余气体采出三个部分,主要受分解速率和流动阻力共同影响.     

甲醇与CO2/CH4混合气开采天然气水合物研究

针对CO2置换法开采CH4水合物的过程中CO2水合物在井底过早生成、高压下CO2发生液化导致渗流过程驱替阻力过大等问题,同时为了获得高压且富含CH4的产物气,选择CO2/CH4混合物作注入气,在岩芯驱替装置上研究了“抑制剂⁃气体置换法”分解CH4水合物的过程。结果表明,当混合气中CH4体积分数为57.4%时,可在7.5 MPa下获得体积分数为72.9%的CH4产物气,并且获得的CH4产物气的量要显著大于所注入的CH4的量。另外,还评估了在地层深部低体积分数的甲醇溶液（20%）和高体积分数CH4混合气（77.9%）对天然气水合物的分解效果,结果显示,随着“抑制剂⁃气体置换法”分解天然气水合物过程的进行,地层深部的CH4水合物基本不发生分解,但CO2水合物生成过程依然十分显著。     

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。     

海洋水合物钻井用甲酸盐钻井液体系研究

通过实验测试,对甲酸盐钻井液体系的低温稳定性、水合物抑制剂对体系的影响以及钻井液体系的水合物抑制性进行了初步评价.结果表明,以海水+3.0%HCOONa+3.0%SK-2+0.2%KPAM+0.1%LV-PAC+2.0%SMP-2+0.3%改性淀粉为基本体系(基液)的甲酸盐钻井液低温(-5～20℃)稳定性比较好,热力学抑制剂NaCl和KCl对体系流变性能没有太大影响,而动力学抑制剂PVP(K30)虽然加量很少,但对体系黏度和切力影响比较大.甲酸盐钻井液如果不添加水合物抑制剂,在水深超过1400m后,混入大量天然气,会很容易形成水合物.低剂量的动力学抑制剂PVP(K30)能有效提高甲酸盐钻井液的水合物抑制性,其加量在0.5%左右较为合适.因此,添加较高含量无机盐和较低含量动力学抑制剂的甲酸盐钻井液体系可以较好地满足水合物钻井需求.     

非烃气体置换CH4水合物的实验研究

在自行设计的反应装置中,以石英砂和质量分数3.5%的NaCl溶液模拟海底环境,选取南海北部高含N2和高含CO2天然气藏两组气样组成,分别在温度277.15K、初始压强6.37 MPa和温度275.15K、初始压强4.30MPa条件下进行了混合气置换CH4水合物实验,模拟高含非烃组成天然气渗漏对CH4水合物矿藏的影响。结果表明,CO2量变化最大,在置换CH4水合物过程中起主导作用,N2量变化较小。两种气样在不同实验条件下,反应时间140h时的置换效率分别达到8.64%和20.71%。基于实验结果,简单分析了多孔介质体系CO2置换甲烷水合物中CH4的机理。     

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。     

金纳米颗粒对染料敏化太阳能电池性能的优化

采用球磨法制备一系列掺杂有不同含量立方形金纳米颗粒的复合光阳极薄膜,并组装成染料敏化太阳能电池,研究立方形金纳米颗粒对光阳极薄膜以及染料敏化太阳能电池性能的影响。研究表明,当掺入立方形金纳米颗粒的质量分数为0.8%时,太阳能电池呈现出最优性能,其短路电流密度为15.32mA/cm~2,光电转换效率为6.708%,相比基于纯TiO_2光阳极分别提高14.47%和12%。太阳能电池性能的显著提高主要归因于立方形金纳米颗粒独特的局域表面等离子体共振效应,其能有效改善染料分子的光吸收性能,进而提高电池的光电转换效率。     

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。     

多级液力透平效率理论分析及数值计算

为预测多级离心泵作透平的水力效率,以DG85-80多级离心泵为模型,对多级离心泵作透平的性能进行理论分析,提出多级离心泵透平工况下最优效率与泵工况下最优水力效率的关系,得到多级离心泵作透平时的最优效率,并应用CFD软件,对多级离心泵作透平时内部流场的水力性能进行数值分析,所得到的结果与理论分析的结果进行比较,发现在最优效率点的效率能够较好地吻合,误差为2.74%。为了获得多级离心泵的内部流场特性,对不同流量与同一流量下不同位置的相对速度和静压力进行分析,得出叶轮内低速区域随着流量增大而减小,在第1级到第4级压降基本相等,第5级的压降最小。       

基于组分追踪的水合物抑制剂注入量计算

在高压低温的输送条件下,湿气集输管道中会有天然气水合物生成,而生成的水合物可能会导致管道堵塞或关键控制设备失灵等诸多风险。加注醇类水合物热力学抑制剂（THI）,是预防湿气管道生成水合物的方法之一。若THI注入量过大,则不仅会增加采购、运输和储存成本,而且还会增加水处理成本。因此,在一定安全裕度的基础上,确定THI的最小注入量至关重要。基于经验公式法和相平衡软件的THI注入量的计算,不考虑流动的影响。为优化THI注入量,采用相平衡与流动耦合计算法,基于OLGA组分跟踪模型,对沿线的温度、压力以及THI质量分数进行了跟踪,以期较为准确地预测THI注入量。以陆地气田气和海底油田伴生气集输管道为例,对不同计算方法进行了对比。结果表明,相平衡与流动耦合计算法可减少THI注入量10%以上。     

杏南油田含聚污水表面活性剂降压增注研究

杏十三区含聚污水回注区块受残余聚合物影响,导致区块吸水效果下降,影响油田开发效果。因此,开展了含聚污水区块降压增注表面活性剂配方及配套工艺参数研究。首先对注入水进行了全水质分析;以石油磺酸盐为基础药剂,通过测量界面张力进行复配药剂及添加剂的筛选;对体系进行性能评价后,开展了室内岩心驱替实验,从而优化了注入参数。结果表明,降压增注表面活性剂的最佳配方（质量分数）为：0.7%石油磺酸盐+2.0%重烷基苯磺酸盐+0.5%无水乙醇+1.0%NaCl,与原油之间的界面张力为6×10-3 mN/m;在岩心驱替实验中,最佳注入速度为0.15 mL/min,最佳注入量为1 PV,最优段塞组合为0.5 PV+0.3 PV+0.2 PV,在不同渗透率的条件下,降压率均超过24%。     

杏南油田基于石油磺酸盐的降压增注体系配方研究

杏南油田太北区块为典型的低渗透砂岩储层,其具有低孔低渗、非均质严重、储层敏感性强等特性,在生产过程中出现了注水压力上升快、生产井压力和产量下降快等问题。为了缓解这些问题,进行表面活性剂降压增注技术研究,以石油磺酸盐为主剂,通过添加各种助剂,依据测定油水界面张力和岩心模拟降压实验,研究了降压增注表面活性剂体系配方,优化了注入参数,达到了降压增注的效果。结果表明,所研制的配方体系(质量分数)为0.7% XPS+0.9%椰子油二乙醇酰胺+1.2%Na₂CO₃ +0.5% NBA,与太北区块原油间的界面张力为8.61×10-3mN/m;在室内岩心驱替中,降压增注表面活性剂溶液的最佳注入质量分数为0.5%,最佳注入量为0.5PV,降压率 为18.37%。     

海底水合物混合浆体除泥砂水力旋流器

根据海底天然气水合物基本特征和多相流理论,完成了水力旋流器结构参数初步设计,并对原汉考克综合效率计算公式中各参数的含义进行了修正,得到了符合海底水合物混合浆体的改进汉考克综合效率计算公式.然后,建立了水力旋流器的有限元模型,基于雷诺应力模型开发了一种适合液-固-固三相流的流场模拟分析方法,通过数值模拟分析,得到了水力旋流器内部的速度、压力和密度等参数的分布规律.最后,通过结构参数的正交试验优化,得到了水力旋流器的最优结构参数组合,使其分离效率提升到初始方案分离效率的1.36倍.进一步对操作参数进行了正交试验优化,得到了水力旋流器的最优操作参数组合,使水力旋流器的分离效率又提高了5.15%.     

超重力因子对CO2水合物生成过程的影响

围绕静态超重力水合反应器构建了一套气体水合物连续生产工艺,考察了该反应器内超重力因子对CO2水合物生成过程中一些重要参数的影响.实验发现,CO2水合物生产速率与超重力因子成指数增长关系,超重力因子为390.285时,CO2水合物生产速率达到最大值36.85 kg/h.在实验范围内CO2气体转化率与超重力因子的关系曲线类似抛物线,超重力因子大约为250左右时CO2气体转化率达到峰值,但总体上转化率不大于27%.同时,对新型水合反应器内CO2水合物生产过程的热量进行分析发现,实验范围内水合反应器热量利用的效率与超重力因子成线性增长关系,其最大值为87.39%.     

磺酸盐表面活性剂助剂体系优化及抗性研究——以太北SⅡ组磺酸盐表面活性剂为例

为实现降压增注效果,太北SⅡ组采用磺酸盐表面活性剂降低油水界面张力(IFT),需要对表面活性剂配方进行优化调整。通过对醇类和盐类助剂种类和浓度的筛选降低油水界面张力(IFT),并对表面活性剂抗性及最佳应用条件进行考察。结果表明,质量分数为0.1%~0.8%乙醇和正丁醇与磺酸盐混合试剂对IFT的作用效果优于甲醇、正丙醇和丙三醇;随着盐类质量分数升高,IFT先降后升,曲线呈现斜L型;表面活性剂在50℃地层中15d内活性较好;矿化度对油与表面活性剂之间的IFT影响趋势近似"Ω"型,偏碱性条件对表面活性剂作用是有利的。岩心驱替试验表明,优化后的表面活性剂可实现降压18.7%,效果较好。     

石墨/聚乙烯醇复合纳米纤维的制备及性能表征

应用静电纺丝技术制备石墨/聚乙烯醇(PVA)纳米纤维,并将该复合纤维收集成无纺布薄膜;采用扫描电子显微镜(SEM)观察了复合纤维的微观形貌和结构,利用宽频质谱仪测试了纤维的导电性,利用万能强力机测试了不同纳米石墨含量纤维薄膜的拉伸力学性能,并利用X射线衍射仪(XRD)和热重分析仪(TG)测试了复合纤维的物相及热力学行为.结果表明:在聚乙烯醇质量分数为8%、石墨质量分数为4%时,所制备的纳米纤维膜导电性最高,且力学性能最好,与纯PVA相比,电导率和断裂强度分别提高1个数量级和127.33%;XRD测试结果表明,纳米石墨成功附着在PVA中;TG结果表明,石墨/PVA复合纤维初始分解温度相对于纯PVA变化不大,当样品质量保持率为40%时,4%石墨/PVA复合纤维较纯PVA相比,其分解温度提高了35℃.