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。     

氧化⁃萃取法脱除减黏裂化柴油中硫化物

采用氧化⁃萃取法对减黏裂化柴油进行脱硫研究。使用O₃为氧化剂,甲酸为催化剂,并用极性有机溶剂萃取分离柴油中含硫化合物氧化反应生成的亚砜、砜类等极性氧化物。考察了反应体系中氧化时间、氧化温度、萃取剂油体积比以及甲酸质量分数对柴油脱硫率的影响,并确定了最佳工艺条件。结果表明,在氧化⁃萃取工艺条件下,减黏裂化柴油的硫质量分数由4 980 μg/g降低至490 μg/g,脱硫率为90%。通过对减黏裂化柴油氧化前后的性质对比可知,氧化⁃萃取法可以改善减黏裂化柴油的色度和酸值等性能。     

基于吸附⁃水合法MIL⁃101(Cr)中甲烷储存特性研究

为了在温和条件下提高多孔介质中甲烷的储量,基于吸附⁃水合法研究了MIL⁃101(Cr)中甲烷的储存特性。首先制备了MIL⁃101(Cr)材料,然后对材料进行了表征,最后在271.15 K、0～7.0 MPa及不同含水量下进行了甲烷吸附实验。合成的材料颗粒大小均一,晶粒尺寸为100～150 nm,几乎不含杂质,孔径主要分布在1.7～3.6 nm。吸附实验结果表明,MIL⁃101(Cr)在含水情况下对甲烷的吸附量更高,且随着含水量的增加,甲烷的吸附量增大;多孔介质中水合物成核所需压力比自由体系水合物成核所需压力高,且含水量越大,临界压力越高;实验所用的MOF材料在多次再生后仍具有较好的吸附能力。研究结果对提高天然气的储量具有一定的意义。     

磁场对Fe3O4⁃水纳米流体传热特性的影响

对电加热器中纳米流体的传热效果进行了实验研究,采用两步法制备Fe3O4⁃水纳米流体。此外,还研究了质量分数为0.1%~2.0%的Fe3O4⁃水纳米流体在有/无磁场作用下对电加热器换热效率的影响,探讨了磁场作用下纳米流体的强化换热机理。结果表明,与基液（去离子水）相比,无磁场时质量分数为1.0%的Fe3O4⁃水纳米流体可使环境温度提升18.2%;在外磁场作用下,质量分数为1.0%的Fe3O4⁃水纳米流体可使环境温度提升35.1%。研究结果可为纳米流体在电加热器中的强化传热研究提供重要参考。     

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。     

抚顺油页岩热解动力学模型的对比研究

利用热重分析（TG）研究了抚顺油页岩在氩气氛围中不同升温速率的热失重行为,对比分析了DAEM模型、Coats⁃Redfern法、FWO法和Doyle法4种热动力学模型。结果表明,不同的动力学模型分析结果不同,Coats⁃Redfern法的活化能（E）变化不大,且E属于某一温度范围内的平均值,其整体上随着升温速率的增加而增大,当升温速率为20 ℃/min时,E为109.40 kJ/mol;DAEM模型、Doyle法和FWO法的E都随着转化率的增加而增大。此外,DAEM模型和FWO法得到的E较为接近,且DAEM 模型的决定系数最高。因此,DAEM 模型在4种热动力学分析方法中更适合抚顺油页岩热解的动力学分析。     

碳酸钙和SDS协同体系对甲烷水合物生成影响的特性研究

天然气水合物的储量决定其潜在的商业开发价值。结合海底沉积物成分及海底环境，在2 ℃和6.08 MPa的条件下研究碳酸钙作为多孔介质与十二烷基硫酸钠（SDS）的协同体系对甲烷水合物生成情况的影响，并对其进行机理分析。结果表明，二者协同体系的储气效果和储气速率均优于纯SDS溶液。碳酸钙的粒径变化会改变水合物的生成量和储气效果，其中1 mm碳酸钙的储气效果最优。协同体系极大地缩短了水合物的诱导期，加快了水合物成核速率。协同体系的促进效果体现在SDS的促进效果和碳酸钙表面特性和粒径改变的促进效果及吸附特性，打破了SDS的胶束作用和水合物的“固封”效应，增大了水合物在异相非均质环境中的生成速率，进而促进水合物的生成。因此，多孔介质与表面活性剂的协同体系可以明显地改善水合物生成速率和储气效果，为水合物快速生成技术提供了理论依据和研究方向。     

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。     

Bi、Cu助剂对SnCl4/AC催化乙炔氢氯化反应的影响

以活性炭（AC）为载体制备了负载型SnCl4催化剂,并添加了不同质量分数BiCl₃以及CuCl₂,以此研究助剂对催化乙炔氢氯化反应性能的影响。结果表明,5%BiCl3⁃10%CuCl2⁃10%SnCl4的催化剂配比对乙炔氢氯化反应活性最高。在乙炔/氯化氢体积比1∶1.1、反应温度170 ℃、乙炔空速60 h-1的反应条件下,乙炔转化率最高可达94%。通过对催化剂的表征发现,助剂的引入抑制了反应过程中S的流失,从而提高了催化剂的稳定性和Sn基催化剂的活性。     

颗粒属性对输气管道渐缩管冲蚀磨损的仿真预测

在输气管道中，气固两相流对管道内壁造成冲蚀磨损，渐缩管中冲蚀磨损情况尤为严重。利用计算流体动力学相关知识，通过CFD仿真软件建立模型，运用流固双向耦合方程，采用标准k⁃ε模型和DPM模型进行分析。探究入口流速、固体颗粒粒径以及颗粒质量流率对渐缩管冲蚀磨损现象的影响，预测渐缩管中易发生冲蚀磨损的位置以及天然气的最佳流速。结果表明，当入口流速从5 m/s增大到25 m/s时，渐缩管最大冲蚀速率先增加后减小再增加；当入口流速为15 m/s时，冲蚀速率降至最小，为1.76×10－6 kg/（m2•s）；当颗粒粒径从0.5 mm增大到4.5 mm时，最大冲蚀速率先由4.23×10－6 kg/（m2•s）增加至7.56×10－6 kg/（m2•s），而后又逐渐减小至2.68×10－6 kg/（m2•s）；在入口流速为15 m/s的情况下，当颗粒质量流率从0.1 kg/s增大到0.6 kg/s时，最大冲蚀速率从1.76×10－6 kg/（m2•s）增加至1.00×10－5 kg/（m2•s）。渐缩管冲蚀磨损区域主要位于渐缩管喉部下壁面、距离喉部2D区域的收缩管段下壁面及2D区域以外的收缩管段上壁面，并且上壁面冲蚀磨损区域近似呈“U”型对称分布。在输气过程中，气体流经渐缩管的最佳入口流速应为15 m/s。为预防冲蚀磨损，颗粒粒径不宜过小，质量流率需控制在合理范围内。     

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。     

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。     

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.     

促进水合物生成传质过程实验研究

研究在纯水(静态)、纯水(搅拌)、三种表面活性剂溶液(静态)和表面活性剂溶液(搅拌)体系下,水合物生成速率及储气量变化,并从传质角度进行理论分析。结果表明,纯水搅拌体系可有效提高水合物生成速率,但相比静态及搅拌表面活性剂溶液体系,对储气量改善不明显;表面活性剂能够促进水合物生成,这与其双亲性及能在金属表面发生吸附有关,随着表面活性剂HLB值增大,水合物生成速率提高,储气量降低;在表面活性剂溶液中添加搅拌可进一步提高水合物生成速率。     

甲烷水合物储气实验研究

利用甲烷水合物储气的实验装置，对高纯度甲烷（甲烷的体积分数为99.9%)气体的水合物形成过程进行了初步的实验研究，获得了水合物形成过程的耗气速度、储气密度与水合物形成条件（压力、表面活性剂种类、水量）的关系。研究结果有利于水合物储存天然气技术的推广和应用，对实现水合物技术的开发、利用和进一步研究水合物形成动力学具有重要价值。     

天然气水合物生成焓的测定(英文)

实验测定了在压力 2 0 0 0 k Pa和 670 0 k Pa条件下 ,含有甲烷、乙烷、丙烷和异丁烷等典型组成的天然气其水合物的生成焓。实验所用水合物是在微分扫描量热仪里直接生成 ,且在指定的压力下进行恒压温度扫描 ,同时测定水合物中的水气比和生成焓。其误差小于 1 .5 %。实验结果表明 ,在不同的实验压力条件下 ,水合物的生成焓与水气比变化较小     

天然气水合物多级降压+注化学剂联合开采实验研究

模拟海底高压低温条件合成较高饱和度的天然气水合物,以多级降压模式开采天然气水合物作为空白组,研究了多级降压+注醇类、多级降压+注无机盐类以及不同质量分数化学剂对天然气水合物分解和开采效率的影响。同时,根据实验结果,优选了分解效率最优的化学剂。结果表明,多级降压+注化学剂开采天然气水合物比纯多级降压模式能有效提高瞬时产气速率,且提高整体分解效率;在多级降压+注醇类模式中,多级降压+注30%乙二醇模式性能最佳,与纯多级降压模式相比,其分解效率提高51.3%,2 h内的开采效率提高67.3%;在多级降压+注无机盐类模式中,多级降压+注15%氯化钙模式性能最优,与纯多级降压模式相比,其分解效率提高47.3%,2 h内的开采效率提高60.4%。在实际开采过程中,应选择适宜的化学剂质量分数,以避免污染环境。     

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...     

表面活性剂在瓦斯水合物生成过程中动力学作用

促进水合物快速生成是利用水合物技术预防煤与瓦斯突出和进行煤层气储存运输的关键，表面活性剂作为水合物生成的促进剂，对其动力学促进作用进行研究十分必要．利用水合物实验设备，研究了4种表面活性剂（T40，T80，SDS，SDBS）溶液体系中瓦斯水合物的生成过程，结合建立的水合物诱导时间和生成速度模型对实验数据进行了计算和分析．结果表明：表面活性剂的加入降低了溶液的表面张力，促进了烷烃类气体溶解，加快了晶核形成过程，缩短了水合物生成的诱导时间，提高了生成速度，加快了水合物形成的动力学进程．