水合物法回收丁辛醇弛放气中的C_3

利用水合物法对丁辛醇弛放气中的C3组分进行分离回收,分别考察了不同温度(274.15,275.15K)及压力(1.11~1.72 MPa)下对C3组分的提浓效果。加入动力学促进剂十二烷基磺酸钠(SDS)缩短反应时间,改善分离效果,并且考察了不同条件对回收率、储气量和气液比3个方面的影响。结果表明,高压低温更有利于水合物的生成。通过一级分离,C3组分含量与原料气中相比提高至少十个百分点,加入SDS后回收率可达到76%,储气量达47.42。这说明水合物法可以有效分离回收丁辛醇,具有广阔的工业应用前景。     

瓦斯水合物相平衡测定及分解热计算

为探究瓦斯水合物相平衡条件及其分解热特征,利用瓦斯水合物相平衡实验装置结合图形法研究了CH_4—N_2—O_2瓦斯混合气在纯水体系及TBAB(四丁基溴化铵,0.2mol/L)添加剂体系的水合物相平衡条件,将纯水体系下瓦斯水合物相平衡压强实验值与Chen-Guo模型计算值进行对比,基于Clausius-Clapeyron方程计算了瓦斯水合物分解热.结果表明:瓦斯水合物相平衡条件随着CH_4浓度的升高变得更加温和,TBAB可显著改善瓦斯水合物相平衡条件,使水合物相-气相边界向高温低压区域转移;相同温度下,2种瓦斯混合气在纯水体系生成水合物的相平衡压强实验值均低于Chen-Guo模型计算值,相对误差分别为0.18,0.23;水合物分解热随着瓦斯中CH_4浓度的升高而增大,TBAB体系瓦斯水合物分解热远大于纯水体系.     

CO2-N2-TBAB-H2O体系水合物生成实验和模型研究

四丁基溴化铵(TBAB)可以作为热力学促进剂用于从烟道气中分离CO₂。研究CO₂-N₂-TBAB-H₂O体系水合物生成条件的热力学模型,为水合分离CO₂ 提供热力学相平衡数据,具有一定实际意义。将Chen-Guo水合物热力学模型用于计算CO₂+N₂ 在TBAB溶液中的水合物生成压力,将计算结果与实验值、文献值进行比较,误差分别为15.96%、5.45%,并对误差进行分析。     

高含CO2水合物生成条件模拟与预测研究

利用"油气藏地质及开发工程"国家重点实验室(西南石油大学)专用水合物测试装置,测定了不同二氧化碳含量的烃类气样在不同给定压力下生成水合物的温度,同时基于分子热力学理论建立了高含二氧化碳气体的水合物生成条件预测模型.将模型的预测结果与测试结果进行对比分析验证,结果表明:建立的模型对高含二氧化碳气体水合物预测结果较准确,最大相对误差仅为0.91%,能满足工程设计与计算的要求,为高含二氧化碳体系水合物研究提供了一定的理论依据.     

THF对低浓度瓦斯水合化分离热力学条件促进作用

利用可视化分离实验装置,测定了3种浓度(1,0.1和0.01 mol/L)四氢呋喃(THF)溶液中低浓度瓦斯水合化分离热力学参数,色谱分析了分离产物中CH4提纯浓度.对CH4-N2-O2-H2O体系水合物生成相平衡参数Chen-Guo模型计算值和本文实验值进行比较.结果表明:THF的添加有效改善了水合物形成热力学条件,例如17.70℃时,添加促进剂THF后水合物生成压力值降低了7.973 MPa;不同浓度THF溶液对瓦斯水合化分离熟力学条件的改善效果不同,所研究的3个浓度体系中,1 mol/L浓度的THF溶液促进效果最好.     

含1,1,1,2-四氟乙烷混合气体体系Lw-H-V相平衡实验研究

利用恒温压力搜索法在277．15～295．49K温度范围内测量了3组含R-134a混合气体生成水合物的相平衡条件，结果表明在实验温度范圊内R-134a显著降低甲烷和氢气形成水合物的压力；对其中一组数据采用Parrish-Prausnitz模型进行了相平衡预测计算，并修正了该奈件下的Langmuir经验常数，修正前后模型计算的最大压力误差分别为25．6％和4．11％，表明经验参数的修正改进了预测结果。     

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．     

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。     

表面活性剂对气体水合物生成诱导时间的作用机理

利用可视化水合物实验设备,研究了摩尔浓度均为1.0×10-3mol/L的3组溶液(T40、T40/T80(1∶1)、T40/T80(4∶1))体系中表面活性剂对气体水合物生成诱导时间的影响,运用直接观测法测定了水合物广义诱导时间,基于物质传递模型、水合物晶核生长模型及相平衡驱动力方程对实验结果进行了分析。结果表明:表面活性剂的增溶作用促使气体分子在溶液中过饱和,促进了体相-水合物晶体之间的物质传递,为气体水合物反应过程中主体分子(水)和客体分子(气体)的络合提供了驱动力;表面活性剂的自身结构特性及其水溶液的状态决定了其在超过临界胶束浓度(CMC)后胶束化,进而束缚气体分子并与水分子形成团簇,团簇的增多、胶束内空余空间的减少,使团簇互相碰撞接触的机会增多,促进了晶核形成;表面活性剂的增溶作用显著降低了被增溶物的化学势,使体系变得更加稳定,促进了水合物生成相平衡。比较表明:表面活性剂T40在促进水合物晶核生成、缩短诱导时间方面的作用显著。     

H_2-THF水合物形成过程研究

利用定容恒温法研究了H2-5.56 mol%THF-水在2℃,不同压力下的水合物形成特性,比较2种不同的氢气水合物形成方法:1)氢气-THF水溶液体系;2)氢气-THF水合物颗粒体系,考察形成过程,并计算储氢量。实验结果表明,在上述条件下,不同的方法氢气水合物的形成速率不同,第2种方法下氢气水合物的形成速率相对较快,且储氢量也高,约为质量分数0.33%,2种体系下的储氢量均随着压力的增高而增加。最后对2个体系下的氢气水合物的形成机理进行分析。     

加压低温条件下H2O-H2O2-C3H8三元体系相平衡研究

为了开发低浓度过氧化氢水溶液的气体水合物浓缩新方法,在加压低温条件下,对H2O-H2O2-C3H8三元体系形成气体水合物的相平衡进行了研究.测定了不同浓度过氧化氢水溶液中添加表面活性剂时形成气体水合物的平衡温度和压力,结果表明气体水合物的平衡压力随着过氧化氢浓度增加而增大、随着温度的升高而升高.此外,还运用Chen-G...     

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。     

油基体系下天然气水合物浆液流动实验研究

在多相流管输体系下,水合物浆液在流动过程中会遇到崎岖不平的地形地貌,此时采用倾斜管道显得尤为重要。因此,研究了天然气水合物浆液在倾斜管内的流动特性对堵塞管路的影响。在低温高压可视水合物实验环路上,开展了油基体系下油＋天然气的水合物堵管实验,探究了初始压力、初始流量等因素对天然气水合物浆液流动和堵管时间的影响。同时,利用实时在线颗粒测试仪,对水合物生成、流动及堵管过程中水合物颗粒的微观变化进行了分析。结果表明,随着初始压力增大,天然气水合物的诱导时间、生成时间和浆液流动时间均缩短,天然气水合物堵管趋势增大;随着初始流量增大,天然气水合物的诱导时间、生成时间和浆液流动时间均延长,天然气水合物堵管趋势减小。对水合物生成至堵管的过程以及堵塞机理进行了分析。对油基体系下天然气水合物堵塞管路的研究结果表明,在油基体系下可以通过减小初始压力、增大初始流量来有效地减小天然气水合物堵塞管路的概率。研究结果可为维持和保证天然气水合物在管道中的安全流动提供理论参考及依据。     

天然气水合物形成条件与生长过程研究

测量并计算了合成天然气水合物的形成条件,结果表明,温度越高,水合物相平衡压力越高,而且压力的增加率越大．在水合物相平衡测量基础上利用水合物形成实验装置,在定压条件下对表面活性剂体系水合物的形成过程和水合物的储气质量进行了实验研究,实验结果表明,活性剂对水合物的形成具有显著的促进作用,提高了水合物的储气密度．在3．86MPa、274．05K条件下,天然气水合物的储气量达159．     

水合物法分离烟道气中CO2的实验及模拟研究

利用四氢呋喃（T HF）作为热力学促进剂对水合物法回收烟道气中的CO2进行了分离实验。结果表明,温度为279．15K,压力为1．6MPa时,利用摩尔分数为6．0％ THF水溶液,进行单级水合物分离,模拟烟道气中CO2的回收率可以达到48．55％,在同一温度下,随着压力的增大,平衡气相和水合物相中CO2的摩尔组成呈现下降的趋势。之后采用气-水合物闪蒸模型计算平衡气相和水合物相中CO2的摩尔组成,并与实验值进行了比较,计算结果的精度有待进一步提高。     

高吸水性聚合物对矿井瓦斯水合分离速率影响研究

为探究瓦斯快速水合分离新方法,利用高吸水性聚合物(SAP)饱和吸附四氢呋喃(THF)-十二烷基硫酸钠(SDS)复配溶液促进瓦斯水合物形成,通过高压可视化分离实验获得瓦斯水合过程压力-温度-时间曲线,结合水合物生长速率计算模型,确定出不同反应体系瓦斯水合物形成诱导时间和水合分离速率,分析SAP-瓦斯-水溶液体系的水合作用机理,建立了SAP促进水合物形成的机理假说模型,探讨了瓦斯与水分子在分离载体中的物质传递作用.结果表明:SAP使瓦斯气体与液体的接触面积由7.065cm2增到79.240cm2,提高了甲烷分子进入接触面机率;本文3组添加SAP的实验体系,其瓦斯水合物形成诱导时间较空白实验分别缩短了9,10和3min,瓦斯水合分离速率较空白实验分别提高了0.56,0.53和1.42cm3/min.     

天然气水合物的生长动力学研究述评

对天然气水合物进行了介绍,从冰点以上和冰点以下两个温区对国内外水合物生长动力学的研究现状进行了分类与评述。对冰点以上晶体生长的动力学,从Vysniauskas ＆ Bishnoi模型、Lekvam ＆ Ruoff模型、Englezos模型、Englezos简化模型和Chen-Guo模型进行了讨论;对冰点以下的生长动力学,讨论了Sloan＆Fleyfel模型和Christiansen ＆ Sloan模型,对各自的优点进行了详细的分析,并指出了所存在的局限性。对水合物生成动力学的进一步研究进行了展望。同时还分析了临界成核半径和表面活性剂之间的关系。     

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。     

基于风险系数的天然气水合物生成风险评估方法

为了准确评估海洋油气井生产中的水合物风险,提出风险系数概念,对水合物生成风险进行量化,进一步简化了水合物风险评估方法。以南海某油田油气井为研究对象,利用井筒温度-压力模型、PIPE Sim软件和PVT Sim软件评估该井浅部井段的水合物生成风险,根据风险系数绘制水合物风险评估曲线。     

二氧化碳水合物浆液在不同含水率下的流动特性

石油和天然气行业正努力寻求更好的天然气水合物管理方法,因此需要更好地了解多相流中水合物的形成和堵塞趋势。利用高压可视流动环路研究了二氧化碳水合物的形成和水合物浆液在完全分散和部分分散系统流动条件下的性质。结果表明,在高含水率的完全分散相体系中,气体分子与水的接触面积较大,能够充分地生成水合物,对环路内流量有较大的影响;对于不同含水率条件下的两种体系,由于高含水率体系中的油水界面被破坏得较严重,生成的大量水合物更容易堵塞环路,而低含水率体系中的油水界面在被破坏后能够生成新的油水界面,因此堵管风险较低。深入地了解水合物的形成过程和稳定性,能够准确地预测和应对堵塞的风险,对开发高效水合物管理策略是至关重要的。