1-氨丙基-3-甲基咪唑溴水溶液中二氧化碳水合物的生成特性

在可视化高压低温测试系统中,研究了吸收CO2的功能型离子液体1-氨丙基-3-甲基咪唑溴([APMim][Br])水溶液中CO2水合物的生成特性,在273.15~283.15 K、1.0~4.5 MPa下,获得了不同含量的[APMim][Br]水溶液中CO2水合物-[APMim][Br]水溶液-CO2气体三相和CO2水合物-[APMim][Br]水溶液-CO2气体-液态CO2四相相平衡数据。实验结果表明,当[APMim][Br]水溶液中[APMim][Br]含量达35%(w)时,CO2水合物仍可生成,形成[APMim][Br]吸收CO2和气体水合物固定CO2的双重体系。与纯水相比,[APMim][Br]水溶液中CO2水合物生成的温度较低、生成压力较高,说明[APMim][Br]对CO2水合物的生成有一定抑制作用。基于离子液体水溶液缔合特性的活度系数模型理论,对[APMim][Br]水溶液中CO2水合物的相平衡特性进行了计算,实验值和计算值有很好的一致性,平均相对误差为1.6%。     

乙酸乙酯-乙醇-1-辛基-3-甲基咪唑四氟硼酸盐物系汽液平衡数据的测定

在101.32 kPa下,用改进的Othmer汽液平衡釜测定了乙酸乙酯-乙醇-1-辛基-3-甲基咪唑四氟硼酸盐([omim]BF_4)三组分物系的等压汽液相平衡数据。采用NRTL方程对实验数据进行了关联,得到方程参数,活度系数的计算值与实验值的偏差为3.12%。实验结果表明,加入[omim]BF_4使汽液平衡线偏离乙酸乙酯-乙醇二组分物系的汽液平衡线,[omim]BF_4含量越大,偏离程度越大;[omim]BF_4具有明显的盐析效应,能够增大乙酸乙酯对乙醇的相对挥发度;当x([omim]BF_4)为10%时,乙酸乙酯-乙醇物系的共沸点消失,随[omim]BF_4含量的增加,乙酸乙酯对乙醇的相对挥发度增加。     

酸性离子液体催化合成7-羟基-3,4-二氢-2(1H)-喹啉酮

制备了Br?nsted-Lewis酸性离子液体1-(3-磺酸)丙基-3-甲基咪唑氯铟酸盐([HO_3S-pmim]Cl-InCl_3),并用于无溶剂条件下催化间氨基苯酚与丙烯酸甲酯反应合成7-羟基-3,4-二氢-2(1H)-喹啉酮。结果表明:InCl_3与[HO_3S-pmim]Cl的摩尔比为2.0:1.0时,[HO_3S-pmim]Cl-InCl_3可以较好地催化间氨基苯酚与丙烯酸甲酯发生串联的酰化和分子内Friedel-Crafts烷基化反应,且对水不敏感,可以回收利用。在间氨基苯酚20mmol,丙烯酸甲酯20mmol,离子液体1.84g,110℃反应3h条件下,7-羟基-3,4-二氢-2(1H)-喹啉酮收率96.0%,离子液体重复使用10次催化活性无明显下降。     

高温高压下离子液体对原油中沥青质沉淀的抑制效果评价

离子液体在油藏开发中防止沥青质沉淀的潜力较大,但高温高压条件下离子液体的抑制效果尚不明确。在对2种离子液体氯化1-丁基-3-甲基咪唑([bmim]Cl)和溴化1-丁基-3-甲基咪唑([bmim]Br)以及2种商业抑制剂对原油中沥青质沉淀抑制效果评价的基础上,采用其中的最佳抑制剂及浓度开展了高温高压沥青质沉淀测定实验,研究了离子液体对地层原油及CO₂ 注入后地层原油中沥青质沉淀起始压力(AOP)及沥青质聚集体尺寸的影响。结果表明,[bmim]Br对沥青质沉淀的抑制效果远高于[bmim]Cl和另外2种商业抑制剂,最佳加量为600mg/L。纯地层原油的AOP为28.7 MPa;当加入[bmim]Br后,AOP降幅为21.6%;当在离子液体中添加异丙醇后,AOP降幅达到29.6%。饱和30%CO₂ 地层原油的AOP为31.6 MPa;当加入异丙醇与[bmim]Br的混合溶剂时,AOP降幅达44.3%。异丙醇能与[bmim]Br及CO₂ 产生三元相互作用,提高[bmim]Br的活性,大幅降低饱和CO₂ 原油的...     

离子液体中K_2CO_3/CH_3I直接催化合成碳酸二甲酯

利用高压间歇反应釜,考察了K2CO3/CH3I催化CO2与甲醇直接合成碳酸二甲酯(DMC)的反应规律,得到最佳的反应条件:反应温度363K、反应压力3.6M Pa、反应时间8h、m(甲醇)∶m(CH3I)∶m(K2CO3)=12∶2.3∶1。液相产物中DMC含量随K2CO3用量的增加几乎呈直线增加,因此可以在较低的反应压力下获得较高的DMC收率。另外,利用离子液体溴代1-乙基-3-甲基咪唑盐[Em im]B r对CO2的溶解特性,研究了离子液体[Em im]B r对K2CO3/CH3I催化CO2与甲醇直接合成DMC反应规律的影响。实验结果表明,在反应温度低于393K、反应压力高于4.0MPa的条件下,离子液体[Em im]B r可以加快反应速率,对反应具有一定的促进作用,但不能改变反应的最佳条件和整体规律性。甲醇、CH3I、[Em im]B r、K2CO3的最佳质量比为12∶2.3∶1.6∶1。     

1,2,3-三甲氧基苯的绿色合成

采用一步法用溴代正丁烷和N-甲基咪唑制备了离子液体1-丁基-3-甲基咪唑溴化物([Bmim]Br),行用FTIR和~1H NMR方法对其结构进行了表征。在[Bmim]Br催化作用下,以碳酸二甲酯(DMC)为甲基化试剂、焦性没食子酸(PA)为原料合成了连1,2,3-三甲氧基苯(TMB),并通过正交实验考察了反应温度、反应时间、原料配比及[Bmim]Br用量等因素对合成反应的影响。实验结果表明,合成TMB的适宜反应条件为:反应温度160℃、n(PA):n(DMC)=1:6、反应时间7h、n([Bmim]Br):n(PA)=1:1。在此条件下,PA转化率为100.0%,TMB收率为92.60%。用GC-MS和~1H NMR方法对产物进行了分析和表征。     

甲醇-苯-l-辛基-3-甲基咪唑四氟硼酸盐物系汽液平衡的测定

在101.32 kPa下,用改进的Othmer釜测定了甲醇-苯-1-辛基-3-甲基咪唑四氟硼酸盐([OMIM]BF4)物系的等压汽液平衡数据;采用UNIFAC方程对实验数据进行了关联。实验结果表明,加入离子液体[OMIM]BF4使汽液平衡线偏离甲醇-苯二组分物系的汽液平衡线,[OMIM]BF4含量越大,偏离程度越大。[OMIM]BF4具有明显的盐析效应,能增大甲醇与苯的相对挥发度,随[OMIM]BF4含量的增加,甲醇与苯的相对挥发度增加,当x([OMIM]BF4)=30%时,甲醇-苯物系的共沸点消失。[OMIM]BF4可作为甲醇-苯物系萃取精馏的溶剂。     

一步法合成1-(2-氨乙基)-2-咪唑烷酮

以乙二胺、乙醇胺和CO2为原料,Ru/Al2O3为催化剂,水为溶剂一步法合成1-(2-氨乙基)-2-咪唑烷酮(AEI)。通过单因素实验和正交实验考察了反应温度、反应时间、CO2压力、溶剂水用量和催化剂负载量等反应条件对乙二胺转化率和AEI收率的影响,分析了CO2在AEI合成过程中的作用机理。实验结果表明,在反应温度220℃、CO2压力8 MPa、反应时间10 h、负载1%(w)Ru/Al2O3催化剂和溶剂水7 m L条件下,AEI收率可达70.25%;增加CO2压力有利于提高乙二胺转化率和中间产物2-咪唑烷酮的生成,但CO2压力的增加增强了CO2与2-咪唑烷酮上氨基的作用,阻碍了氨基和乙醇胺上羟基脱水生成AEI,降低了AEI收率。     

1-苄基-4-甲基吡啶盐离子液体的合成及其电导性能的研究

以4-甲基吡啶和苄基溴为原料,采用直接合成法和阴离子交换法分别合成了溴化1-苄基-4-甲基吡啶([BMPy].Br)、1-苄基-4-甲基吡啶四氟硼酸盐([BMPy]BF4)和1-苄基-4-甲基吡啶六氟磷酸盐([BMPy]PF6)3种吡啶盐离子液体;分别对3种离子液体进行了元素分析、DSC分析、溶解性能和电导性能的测定。实验结果表明,3种离子液体的熔点较高且具有较高的热稳定性,热稳定性由高到低的顺序为:[BMPy]PF6≈[BMPy]BF4>[BMPy]Br。3种离子液体在极性不同的溶剂中具有不同的溶解性能;在10-5～10-4mol/L的浓度范围内其电导率均随温度的升高和浓度的增加而增大;溶剂不同,离子液体的解离-缔合状态不同,电导性能有很大差别;[BMPy]Br在二甲基甲酰胺(DMF)溶液中的极限电导率最大,表明其在DMF溶液中离解成阴、阳离子的能力最强;3种离子液体的电导率随温度的变化均符合Arrhenius公式。     

乙酸乙酯-乙醇-1-乙基-3-甲基四氟硼酸咪唑盐物系等压汽液平衡数据的测定

在101.32 kPa 下,用改进的 Othmer 釜测定了含离子液体1-乙基-3-甲基咪唑四氟硼酸盐([EMIM]BF_4)的乙酸乙酯-乙醇物系的等压汽液平衡数据。实验结果表明,加入[EMIM]BF_4使汽液平衡线偏离乙酸乙酯-乙醇二组分物系的汽液平衡线,[EMIM]BF_4含量越高,偏离程度越大;[EMIM]BF_4表现出盐效应,使乙酸乙酯对乙醇的相对挥发度发生改变,消除了乙酸乙酯-乙醇物系的共沸点;[EMIM]BF_4含量越高,盐效应越明显,随[EMIM]BF_4含量的增加,乙酸乙酯对乙醇的相对挥发度增加。[EMIM]BF_4可以作为乙酸乙酯-乙醇物系萃取精馏的溶剂,适宜的[EMIM]BF_4摩尔分数约为20%。     

阿姆河右岸酸性气田井口冲蚀及对策

中亚土库曼斯坦阿姆河右岸气田群为高含H_2S和CO_2的碳酸盐岩气藏,单井产量高,井口设备均出现了不同程度的腐蚀。初步分析认为其原因是生产过程中仅考虑酸性介质对气井井口的化学腐蚀,而没有考虑气体流速对井口的冲蚀作用,极大地影响了气田的安全生产。为此,通过对节流阀上下游阀道、法兰面均出现明显坑状腐蚀的进一步分析,明确了化学腐蚀和气体冲蚀的交互作用是井口磨损的主要影响因素,气流冲刷腐蚀坑的化学腐蚀产物会加速冲蚀损害;进而借鉴冲蚀与腐蚀运行环境下的多相管流管道的磨损计算理论,计算了该运行环境下的冲蚀极限速度,得到了不同生产工况下节流阀的抗冲蚀流量;最后,根据气田生产情况,针对性地提出了按气井配产要求来选择采气树类型、节流阀通径及类型冲蚀的技术控制策略。此举为气田安全生产提供了工程技术保障。     

微裂缝—孔隙型碳酸盐岩气藏改建地下储气库的渗流规律

微裂缝—孔隙型碳酸盐岩气藏储层非均质性强,边底水选择性水侵,渗流规律复杂,为了提高地下储气库的建库效率,需要研究储层在改建地下储气库多周期强注强采过程中的多相流体渗流规律。在获取有代表性的裂缝发育碳酸盐岩岩心较为困难的条件下,通过对天然岩心进行剪切造缝和多轮次气水互驱实验,研究了地下储气库气水过渡带在注采过程中的多相渗流规律,分析了裂缝合气空间贡献率以及储气库含气空间动用效果。结果表明:裂缝模型的相渗曲线近似于"X"形,多次气水互驱后相渗曲线基本没有变化,基质岩心模型相渗曲线经多次气水互驱后气水两相共渗区间变窄,共渗点降低;微裂缝对储层含气空间贡献率较高,微裂缝发育储层的含气空间利用率保持在较高水平,徽裂缝不发育储层的含气空间利用率逐渐降低并趋向稳定。因此,在微裂缝—孔隙型碳酸盐岩气藏改建地下储气库过程中可以在徽裂缝不发育储层布置生产井,同时通过控制边底水运移范围降低注入气损失,从而提高地下储气库的建库效率。     

山前地区深井超深井套管防磨与减磨技术研究

针对山前地区深井超深井钻井过程中套管磨损严重的问题,在分析套管磨损机理的基础上,开展了山前地区套管防磨与减磨技术研究,基于技术研究成果及应用实践,得到如下结论:1应用Power V等垂直钻井系统控制井眼轨迹,特别是上部井段的狗腿度和井斜,可明显减小侧向力和磨损量,缩短套管磨损时间;2应综合考虑套管磨损率、磨损系数以及钻杆耐磨带本身的磨损量,优选出效果最优的耐磨带;在狗腿度严重的位置,可考虑采用一定数量的橡胶钻杆卡箍来减轻对套管的磨损;3山前地区钻井液采用CX-300减磨剂能够显著降低磨损速率,减轻套管磨损程度,但在不同钻井液体系使用之前应进行优化分析以确定最佳使用量;4在迪那204井使用高密度钻井液体系,全部采用优选的高密度重晶石粉代替铁矿粉作为加重剂,整个钻进过程中未出现钻具及套管磨损,迪那204井易损件消耗量仅为邻井迪那203井的左右,防磨减磨效果非常显著。     

Biodiesel Projects Helpful to Ease Energy Shortage

Nearly 7,000 hectares of biodiesel forest will take shape in the northern province of Hebei in 2008, part of a national campaign to fuel the fast growing economy in a green way. In no more than five years, the Pistacia chinensis Bunge, whose seeds have an oil content of up to 40 percent, will yield five tons of fruit and contribute about two tons of high-quality biological diesel oil, according to the provincial forestry administration.     

State Energy Base Proposed in Inner Mongolia

Experts recently suggested China set up a state energy base in lnner Mongolia Autonomous Region to ease its energy thirst. The survey was co-conducted by senior researchers from the National Development and Reform Commission, Development Research Center of the State Council, Chinese Academy of Sciences and the Ministry of Finance. To plan and establish strategic energy bases at state level is in line with the principle of ＂giving priority to energy saving and diversifying energy consumption with the utility of coal at the core.＂     

烷烃在ZSM-5分子筛上吸附扩散的气相色谱研究

利用气相色谱法测定了不同色谱柱温度和不同载气流速下,C1~12烷烃在ZSM-5分子筛上的保留时间,并利用相关公式对测试结果进行了线性回归分析,测得了吸附热力学参数和扩散系数;考察了色谱柱温度、烷烃碳链长度和载气流速对烷烃在ZSM-5分子筛上吸附扩散的影响。实验结果表明,回归分析的线性相关性良好,色谱柱温度越高,孔道对吸附质的吸附能力越弱;在不同载气流速下,轴向扩散系数不同;随烷烃碳链长度的增加,吸附焓变呈先增大后减小的趋势,轴向扩散系数呈线性增长;C1~12烷烃在ZSM-5分子筛上的吸附焓变在-1.264~-42.975 k J/mol之间;当载气流速为2.654~4.246 cm/s时,C1~4烷烃的轴向扩散系数在0.328 8~0.551 7 cm2/s之间;当载气流速为5.308~13.270 cm/s时,C1~4烷烃的轴向扩散系数在0.430 2~1.456 4 cm2/s之间。     

四川盆地前震旦系勘探高含氦天然气藏的可行性

目前,我国的氦气资源主要依赖进口,寻找大中型高含氦天然气田是改变这一现状最现实的途径。为此,对四川盆地威远地区高含氦天然气藏的成藏机理和氦气来源进行了分析,以探讨在该盆地前震旦系勘探高含氦天然气藏的可行性。首先根据盆地周缘12条野外露头剖面和4口钻穿震旦系单井的资料,系统分析了前震旦系的岩石学、沉积相、烃源岩等特征,认为前震旦系发育的沉积地层为南华系,东南缘露头剖面的地层序列为南沱组、大塘坡组、古城组和莲沱组,推测盆地内部可能发育相同的地层序列;南沱组、古城组和莲沱组主要为冰川沉积,为砂砾岩夹泥岩;而大塘坡组为间冰期沉积,发育一套砂泥岩地层,其下部泥页岩的有机质含量高,为较好烃源岩。进一步的研究表明:南沱组砂砾岩储层、大塘坡组烃源岩和地层中侵入的花岗岩"氦源岩"可形成较好的高含氦天然气藏成藏组合;前震旦系沉积岩的分布主要受早期裂谷控制,在裂谷内部充填厚层的沉积岩地层。结合地震资料预测了威远—资阳地区沉积岩和花岗岩的分布,结论认为在资阳地区对震旦系—前震旦系进行高含氦天然气藏的勘探是可行的。     

水平井多级压裂管柱力学、数学模型的建立与应用

水平井多级体积压裂技术是近几年国内外为有效开发页岩气藏和低渗透油气藏而发展起来的一项新技术,但随之出现了压裂管柱力学环境更加复杂的新问题。针对该复杂的力学、数学问题,根据水平井多段压裂工艺管柱受力特点,建立了悬挂封隔器以下,多封隔器坐封、开启压差滑套和开启投球滑套3种工况的力学模型,并根据各工况的受力特征,建立了这3种工况管柱力学计算的数学模型。根据弹性力学理论中厚壁筒的Lame公式和Von Mises应力计算公式,推导出了管柱受内压力、外挤力和轴向应力共同作用下油管柱安全性评价的等效应力计算数学模型,建立了多级压裂管柱力学强度安全评价的数学模型;根据已建立的水平井多封隔器管柱力学计算的数学模型,开发了水平井多级压裂管柱力学安全评价的实用软件。该研究成果已经在新疆塔里木盆地塔河油田某气井得到了应用和验证,取得了很好的效果,为水平井多级压裂管柱安全工作参数的优化设计和安全性评价提供了理论依据和简便可靠的技术手段。     

基于洛伦茨曲线评价水驱油藏驱替均衡程度

针对水驱油藏开发过程中无法有效定量描述驱替均衡程度的问题,利用高台子油层各井动态指标和小层纵向上的注采关系占总体的比重情况,绘制相应的洛伦茨分布曲线,得到用于量化评价油藏平面、纵向驱替均衡程度的“开发均衡指数”,该值小于0.4时驱替程度相对均衡。将研究成果应用于评价二次开发前后水驱油藏的驱替均衡程度,研究结果表明：目标区采出情况均衡指数降低了0.1615,含水情况均衡指数降低了0.0950,整体驱替均衡程度达到了相对均衡的水平,但纵向上仍差异悬殊。建立的洛伦茨曲线评价驱替均衡程度的方法,充分考虑了单井产能差异所造成的驱替不均衡情况,准确度高。研究成果为二次开发水驱油藏的驱替均衡程度评价提供了定量标准。     

复杂地质条件气藏储气库库容参数的预测方法

国内复杂地质条件气藏型地下储气库经过10余周期注采后工作气量仅为建库方案设计工作气量的一半,运行效率偏低。为此,利用气藏地质、动态及建库机理,建立了地下储气库注采运行剖面模型,根据气藏开发、气藏建库及稳定注采运行过程中纵向上流体的分布特征及其变化趋势,将地下储气库剖面分成4个区带(建库前纯气带、气驱水纯气带、气水过渡带及水淹带);按区带确定了影响建库有效孔隙体积的主控因素(储层物性及非均质性、水侵和应力敏感)及其量化评价方法,进一步考虑束缚水和岩石形变的影响,并引入注气驱动相,根据注采物质平衡原理建立了气藏型地下储气库库容参数预测数学模型。该模型涵盖了地质、动态及建库机理,从微观和宏观角度综合评价了影响建库空间的主控因素,大大提高了预测结果的准确度和精度,使建库技术指标设计更趋合理,目前已广泛应用于中国石油天然气集团公司气藏型地下储气库群的建设当中。