海底天然气渗漏区热传递对天然气水合物形成的影响

天然气水合物的沉淀/分解作用是一种放热/吸热反应，海底天然气渗漏是从高温区向低温区运移而且携带热量，这2种热量（水合物生成热和渗漏天然气热容热）会导致海底温度场的变化并影响水合物的形成。以美国墨西哥湾布什山水合物丘为例，应用渗漏天然气形成水合物的动力学模型，探讨了水合物生成热和渗漏天然气热容热对水合物稳定性的影响：在布什山，水合物天然气渗漏量为1.8 kg/（m²·a）和10%的渗漏天然气沉淀为水合物条件下，10 ka内水合物生成热和渗漏天然气热容热使海底表层的地温梯度增加了3℃/km，在1 km深处的沉积层地温梯度则降低了1.4℃/km左右,温度最大的扰动发生于400 m左右深的沉积层里(增加了0.4℃)，这样的温度场变化使水合物稳定带厚度减少了12 m，使0.06 kg/m ²的水合物分解。     

石英介质中甲烷水合物生成特性的实验研究

在恒容条件下,实验研究了甲烷水合物在不同粒径的石英介质体系中的生成特性。在不同初始压力(9MPa、12MPa和15MPa)、不同水浴温度(3℃、5℃、7℃和9℃)以及不同粒径(2μm、5μm和229μm)的条件下,研究了以上各因素对水合物生成规律的影响。实验表明,在粒径为2μm石英介质中,水合物的生成速度较快;在生成初期,水合物生成时体系温度迅速上升,温度的升高受到水合物平衡生成温度的限制;随着水合物生成量的增大,生成过程开始受到传质过程的控制;水的转化率随着水浴温度的降低与初始生成压力的增大而增大,但增大的幅度并不显著。粒径229μm的石英砂中,水合物的生成速度与最终水的转化率均明显低于粒径为2μm与5μm时,水合物的生成受到传质过程控制。     

深水油基钻井液中抑制水合物形成的实验研究

在温度为4℃、压力为20MPa条件下,利用水合物综合模拟实验系统,对用于南海深水钻井的油基钻井液体系进行了抑制水合物生成的评价实验。结果表明,由于天然气在油相中的溶解度远高于在水中的溶解度,油基钻井液又是分散的乳化液,使得油基钻井液中水合物形成的诱导时间比水基钻井液中少。因此含水的油基钻井液体系在深水环境下(高压和低温)很容易生成天然气水合物,含水量越高,生成的量越大。所以在钻井作业过程中,要适当降低泥浆中水的含量,增加泥浆密度,防止地层水和气大量进入井内随油基钻井液一起循环。高浓度乙二醇能较好地抑制油基钻井液中水合物的形成。为了达到最佳抑制效果,可在钻井液中配合加入适量聚合醇与无机盐。     

海泥石英砂沉积物中甲烷水合物的生成

介绍了多孔介质中天然气水合物实验装置。在定压7 0MPa、恒温2 0℃条件下,利用甲烷气(99 9%)在海泥石英砂沉积物中(配比为海泥、石英砂各100g,蒸馏水50ml)生成水合物。其生成的诱导期较相同条件下甲烷气/纯水体系中水合物生成的诱导期缩短1/3(约40h),对其形成过程进行了初步归纳,发现并解释了水合物在沉积物中分层聚集的现象。     

海底管道水合物形成规律及防堵措施研究

为降低在低温高压环境下形成的海洋水合物对海底管道的堵塞风险,基于OLGA多相流软件和CSMHyK水合物生成动力学模型,通过研究稳态、含水率变化和出口压力变化下的水合物生成规律和风险,确定在不同条件下水合物的生成区域和聚集程度,并对抑制剂进行了效果分析和评价。结果表明,稳产条件下,水合物峰值逐渐向管道后方移动,平管地势低洼处和立管的水合物生成几率较大;含水率高于40%、气油比低于10 Sm³/Sm³、出口压力小于3 MPa时,管道沿线的过冷度小于0或水合物浆液的黏性比小于2,水合物生成几率较小;甲醇、乙二醇和三甘醇的单位抑制效果逐渐增大,而二甘醇的单位抑制效果几乎不变,综合考虑经济性和实用性,确定乙二醇的最佳用量为27.6%,折合注入量为1 kg/s。研究结果可为同类海底管道流动保障的研究提供参考。     

三醋酸甘油酯抑制水合物生成分子动力学模拟及实验研究

为防止海洋深水钻井过程中在管线中生成水合物堵塞管线和海底防喷器,需要应用高效的水合物抑制剂。利用NPT系综分子动力学模拟研究温度4℃、压力20 MPa的条件下,三醋酸甘油酯对sⅠ型水合物的分解过程,以及三醋酸甘油酯和NaCl的协同作用,并进行实验验证。分析表明,三醋酸甘油酯分子能够与水分子形成氢键,从而破坏水合物笼型结构;加入NaCl能降低水活度,从而破坏水合物稳定存在的平衡条件;水合物的分解主要在前50 ps内,三醋酸甘油酯与NaCl共同作用的水合物分子的扩散系数大于单独使用三醋酸甘油酯。在4℃、20 MPa实验条件下,0.5%三醋酸甘油酯的反应平衡压力为18.75 MPa;0.5%三醋酸甘油酯+10% NaCl反应平衡压力为18.91 MPa,验证了三醋酸甘油酯的水合物抑制性及三醋酸甘油酯与NaCl的协同效应。研究结果对研发新型超深水钻井液水合物抑制剂及配方有参考意义。      

CO_2水合反应循环增压实验研究

针对CO2作为天然工质优越的制冷特性以及水合物技术在多领域的发展前景,利用水合物相平衡转折温度下压力急剧上升的特点,通过流程的创新设计,提出了一种利用CO2水合物交替生成与分解的过程来实现增压的循环系统。基于CO2复叠制冷低温级的热力学分析,结合对相平衡转折温度的考虑,通过实验表明,在套管式反应器中,0.3%(质量分数)SDS的动力学添加剂较之4%(质量分数)THF热力学添加剂更能促进CO2水合物的生成,在-2℃、1.4MPa的前提下,合成时间为60min;在0.3%SDS的溶液中,温度越低越易于水合物生成,其临界温度接近于-2℃,低于-2℃时,溶液结冰会堵塞管道;两套管式反应器交替运行,得到了-2℃合成、10℃分解的最佳循环温度,55min的最短循环时间,分解后的高压CO2气体经冷凝节流后达到了-36℃的低温。     

油基钻井液低温特性实验研究

利用水合物抑制性评价实验装置,模拟了水深达3 000 m的海底低温、高压且存在机械扰动的动态环境(3 ℃,30 MPa),评价了油基钻井液抑制水合物生成的能力.结果表明,以高浓度氯化钙盐水为水相的油基钻井液具有良好的水合物抑制效果,可满足深水钻井需求,但随着油水比减小,油基钻井液中生成水合物的可能性增大.考察了油基钻井液的低温流变特性,结果表明,与常温下相比,深水低温环境中油基钻井液的黏度、切力明显增大,随着油水比降低,钻井液的低温增黏现象加剧,甚至出现胶凝.提高油水比有利于改善油基钻井液的水合物抑制性和低温流变性,有助于提高深水钻井效率.     

海洋天然气水合物的形成机理探讨

综述了国内外对天然气水合物成因机理的研究现状和天然气水合物的气体成因类型。重点探讨了海底之下天然气水合物的形成机理,提出了强渗漏和弱渗漏系统的概念和分析了基于这两种系统的水合物形成模式和特点。认为:强渗漏系统是指海洋底部由地壳构造活动产生的挤压或拉伸等变形作用,或者由于海洋沉积物的侧向挤压变形作用而出现断层,许多圈闭的烃类气体由此向上渗流并大量漏出,形成较稳定的水合物形成所需的气源,该系统形成的天然气水合物分布集中,储量密度大,具有实际开采价值;弱渗漏系统是指以甲烷为主的烃类气体由微生物和热作用生成后散布于原地的海底之下较为松散的多孔沉积物中,这些沉积物因温压变化可形成天然气水合物,但这类水合物分布分散,不能成藏,不利于开采。另外还探讨了我国南海天然气水合物成藏的可能性。     

CH_4-CO_2混合气体水合物生成过程

在容积为5.3 L的定容式反应釜中,在温度2.0℃、初始压力4.5 MPa下,研究了CH4-CO2混合气体水合物的生成过程。考察了混合气体的初始含量对水合物的生成时间和气体分子在水合物晶穴中分布情况的影响,混合气体中初始n(CO2)∶n(CH4)分别为4∶1,1∶1,1∶4。实验结果表明,混合气体中CO2含量的增大有效地缩短了诱导成核时间并促进了水合物的生长。当混合气体中初始n(CO2)∶n(CH4)<3时,水合物中气体组分含量与混合气体初始组分含量基本相同;当混合气体中初始n(CO2)∶n(CH4)>3时,水合物中n(CO2)∶n(CH4)则趋近于3。由此可推断,水合物小晶穴不易被CO2占据,而主要由CH4占据。     

新型井下动态腐蚀试验装置的研制与应用

为了解江苏油田CO2腐蚀套管的机理及其影响因素,制定合理的套管防腐技术措施,自主研制了新型井下动态腐蚀试验装置,并利用该试验装置进行了井下动态腐蚀模拟试验。选择1/4圆弧N80钢挂片试样,模拟实际工况条件下流体对套管的腐蚀情况,对腐蚀速率及腐蚀形态进行测试评价,并对腐蚀产物的微观形貌进行了分析。试验结果显示,在试验研究的参数范围内,N80套管钢腐蚀速率较高,不同部位的平均腐蚀速率为0.168 9~0.571 8 mm/a,并随CO2分压、温度、流速增大而增大,表现出较严重的CO2局部腐蚀形态特征。微观形貌分析表明,流速是导致抽油泵吸入口附近套管腐蚀速率最大的主控因素,其腐蚀速率达到0.5718 mm/a,这与现场腐蚀套管穿孔情况相符。研究结果表明,该试验装置具有较好的模拟性和适用性,可为油套腐蚀机理试验研究提供新的测试手段。      

冰点以下多孔介质中CO2水合物生成特性的实验研究

多孔介质对CO2水合物的生成过程具有明显的影响。为了研究冰点以下多孔介质中CO2水合物的生成特性,利用1.8L的高压水合反应釜研究了粒径分别为380 μm、500 μm和700 μm的多孔介质中CO2水合物的生成过程。结果表明：多孔介质对冰点以下CO2水合物的生成过程产生重要的影响。与粒径分别为500 μm和700 μm的多孔介质体系相比,粒径为380 μm的多孔介质中CO2水合物的平均生成速率和储气量分别达到了0.01614 mol/h和65.094 L/L。研究结果还表明,当多孔介质粒径在380 μm到700 μm之间时,多孔介质粒径越小,多孔介质中水合物生成过程的平均生成速率和储气量就越大。     

酯类化合物降低原油与二氧化碳体系最小混相压力实验

针对试验区近井地带达到混相驱、远井地带尚未达到混相驱的问题,通过注入油溶性表面活性剂(柠檬酸异丁酯或柠檬酸异戊酯)来降低原油与二氧化碳体系的最小混相压力,该表面活性剂既能够溶于原油中降低原油黏度,又能够溶解在超临界二氧化碳中降低原油与二氧化碳之间的界面张力,从而降低原油与二氧化碳之间的最小混相压力。采用长细管驱替实验的方法,测定了2种油溶性表面活性剂对试验区原油与二氧化碳体系的最小混相压力的影响。实验表明,注入的油溶性表面活性剂能够明显降低试验区原油与二氧化碳体系的最小混相压力,2种表面活性剂降低的最小混相压力值分别为7.2 MPa和6.6 MPa,并且随着表面活性剂注入段塞的增大,测得的原油与二氧化碳体系的最小混相压力逐渐降低,但是降低幅度越来越小,结合表面活性剂制备价格,得到最经济的表面活性剂注入段塞量为0.003 PV,并建议选择柠檬酸异丁酯作为试验区降低最小混相压力的化学试剂。     

双峰孔分布CN—18催化剂上甲烷蒸汽转化宏观动力学

CN-18气态烃蒸汽转化催化剂是以α-Al     

α-纤维素中空纤维致密膜组件吸收CO_2传质过程的研究

采用α-纤维素中空纤维致密膜研究了从N2-CO2混合气中吸收CO2的传质过程,考察了吸收剂种类(一乙醇胺、二乙醇胺、三乙醇胺)以及吸收剂的浓度和流量、气体流量、气体压力等因素对CO2吸收过程的影响。实验结果表明,3种吸收剂中一乙醇胺的吸收效果最好;当一乙醇胺的浓度为3.5mol/L、流量为10L/h、气体流量为8.9×10-6mol/s、气体压力为0.2MPa、气体走壳程、逆流操作时,总传质通量和总传质系数分别达到最大值8.7×10-5mol/(m2.s)和1.1×10-6mol/(m2.s.kPa)。吸收剂流量对CO2吸收过程没有明显的影响。     

32号机油在超、亚临界CO_2中的溶解度测定

使用自制的高压试验装置，在２９８．２Ｋ、３１３．２Ｋ和３２３．２Ｋ３个温度下，压力为７—１５ＭＰａ的范围内，测定了３２号机油在ＣＯ２中的溶解度数据。结果表明，ＣＯ２的密度是影响机油溶解度的主要因素。同时，温度的影响也不能忽视     

均相Rh催化乙醇羰基化制备丙酸的研究

在一氧化碳气氛中制备了均相Rh催化剂,用于乙醇与一氧化碳进行羰基化反应。对催化剂性能、反应机理、副反应等进行了研究。反应在185℃,4.5MPa下进行约160min,测得乙醇转化率接近100%,羰基化反应时空收率在1.0mol/(L.h)左右,催化剂活性可达到120 mol/(mol.h),羰基选择性可达90%以上。在反应体系中加入了可以有效抑制体系中的水煤气变换反应的特定助剂。     

超临界技术在硅胶载体干燥中的应用

将硅水凝胶置于乙醇水溶液(二者体积比为1∶10)中,采用超临界二氧化碳干燥的方法可以制备大孔容、高比表面积、粒径分布较为均匀的硅胶试样。结果表明,在乙醇水溶液质量分数为90%,反应器二氧化碳压力为15.0 MPa,置换时间为2.5 h的条件下,可制备比表面积为444.6 m2/g,孔容为3.124 cm3/g,平均孔径为28.10 nm的硅胶。     

低渗透油藏常规水驱与二氧化碳驱井距界限研究

为实现吉林油田低渗透油藏井距优选设计,以吉林油田扶余油层为例,通过开展压力梯度测试实验,绘制了水驱和二氧化碳驱启动压力梯度与渗透率关系曲线,结合"一注一采"模式下储层压力分布规律,建立了水驱和二氧化碳驱的合理井距设计图版.结果表明:低渗透扶余油层的最小启动压力梯度与渗透率呈负幂指数关系,在注采压差为15～25 MPa条...     

CO_2细管驱油实验混相动态特征表征方法

CO_2在多孔介质驱油过程中,当CO_2—原油体系具备一定条件时,就会发生油气混相的动态相平衡。通过室内细管物理模拟实验,研究CO_2—原油体系的混相动态特征。实验表明:当CO_2体积分数大于85%时,CO_2—原油体系可以达到混相状态;产出气中甲烷和氮气的相对体积分数超过70%,CO_2混相驱为蒸发气驱;CO_2混相驱效率为CO_2驱替效率和CO_2混相效率之和,其中CO_2混相效率还可细分为CO_2抽提效率和传质/扩散效率。量化CO_2与原油过渡区间的混相特征,提出"混相长度L_(细管)"和"相对混相长度Lr_(细管)"2个参数,L细管、Lr_(细管)和实验压力主要分布在2个区间:(1)横向上,L_(细管)为0.20~0.45 m,Lr_(细管)为0.10~0.3 m,压力为20~40MPa;(2)纵向上,L_(细管)为0.20~0.80 m,Lr_(细管)为0.10~0.50 m,压力为24~32 MPa;(3)重合范围,L_(细管)为0.20~0.45 m,Lr_(细管)为0.10~0.30 m,压力为24~32 MPa。该CO_2驱油实验结果对其他CO_2驱混相动态特征表征具有一定的指导作用。