甲烷水合物常压分解

在容积为1L的高压反应釜中制备甲烷水合物，采用常压恒温分解法测定了甲烷水合物分解过程的实验数据，并提出了以微分方程表达的宏观分解动力学模型，同时计算出甲烷水合物分解的活化能为76．93kJ／mol。并与其他人测定的活化能数据进行了对比，验证了动力学模型的可靠性。     

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     

天然气水合物分解动力学模型研究

应用本征气体化合物分解动力学的改进模型对天然气水合物的成分分离情况进行预测,分析各种天然气水合物分解动力学及其分解率最大估值公式。研究认为,在相同的驱动梯度下,天然气水合物的分解速度相对更慢;用客体解吸驱动梯度和气水合物分解速率的上极限表示的水合物晶格熔解过程具有独立性,应用分子分解速率流标准化公式能得到不同化合物形式的分解速率常数。     

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.     

防止天然气水合物堵塞的方法

根据天然气水合物生成的热力学和动力学规律。讨论了了三类天然气水合物阻止剂的作用机理。热力学阻止剂可用于高寒地区,但用量偏大。动力学阻止剂和防聚剂用量小,但前者不能用于高寒地区,后者能用于气井。三类天然气水合物阻止剂具有各自适合的场合和发展空间。     

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。     

组合天然气水合物抑制剂性能及经济性研究

提出了一种天然气水合物低剂量组合抑制剂GHI,GHI是聚乙烯吡咯烷酮(PVPK90)/乙二醇苯醚按质量比1:1混合而成.在4℃,8.5～9.0 MPa条件下,利用1.072 L定容反应釜,通过观察温度和压力的变化,研究了GHI在0.5%加量下的抑制性能,并在此加量下与PVPK90及商用抑制剂Inhibex100、Inhibex501的抑制效果及经济性进行了比较.研究结果表明:加量为0.5%的GHI可以有效地抑制天然气水合物聚集2400 min以上;在相同的实验条件下,Inhibex100、Inhibex501和PVPK90的抑制时间分别为1000min,1800min和600min;经济性评价说明GHI相对于商用抑制剂Inhibex501和Inhibex100是最经济的,它比Inhibex501价格低22.5%,比Inhibex100价格低34.7%.     

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。     

DSC技术在天然气水合物研究中的应用

介绍了DSC技术的基本原理,在天然气水合物热力学研究、动力学研究、水合物抑制剂评价中的应用。DSC技术作为一种热分析方法,它具有试样微量化、不用溶剂、适用范围广、快速简便等优点,为探索天然气水合物的特性提供了又一种有效的技术手段。     

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．     

瓦斯水合物分解热力学研究

通过可视化实验设备研究了5组Ⅱ型瓦斯水合物分解热力学条件，利用Clausius—Clapeyron方程、数值分析理论、傅立叶定律及传热方程，建立了水合物分解热计算模型和水合物分解传热过程简化模型；计算了水合物分解热；明确了水合物分解过程中所需热量，煤层／空气传热介质的温度梯度及分解耗时等因素的关系．结合抚顺煤田实际情况计算出当温度梯度为3．5K／m时，煤中14．64m^3／t瓦斯量生成的水合物分解需热量为600kJ，耗时117h．结果表明：水合物分解过程所需热量多、耗时长，证实了利用瓦斯水合作用防止煤与瓦斯突出的可行性．     

天然气水合物研究现状及应用前景

天然气水合物是一种可补充或替代石油和煤炭的化石能源,是21世纪最具商业开发前景的清洁能源之一。介绍了天然气水合物理化性质的最新研究进展以及水合物的形成途经、分布范围和储量大小。简述了俄罗斯西伯利亚、加拿大麦肯齐三角洲地区、美国普拉德霍湾-库帕勒克河地区及中国南海取得天然气水合物的实例,分析了国内外研究进展及取得的最新成果。展望了天然气水合物作为车用燃料、天然气储运载体以及用于CO2埋藏等方面的前景。     

利用高能气体压裂技术开采天然气水合物可行性分析

天然气水合物是一种新型洁净能源,其蕴藏量约为现有地球化石燃料含碳量总和的两倍,天然气水合物资源开发已经引起了全世界的关注.提出了先利用高能气体压裂技术对储层进行压裂后再结合电磁加热或降压法开采,或者利用加热法和降压法结合开采的思路,以期达到经济有效开采的目的.     

GM-BP模型在NGH生成中的预测研究

天然气水合物具有储气率高、污染低、储量大等优点,具有良好的发展前景,但是在天然气加工和运输过程中形成的天然气水合物会造成管道堵塞等严重状况,因此,分析和预测天然气水合物的生成具有实际意义。为了预测天然气水合物的生成情况,针对前人研究天然气水合物生成预测方法的优缺点,引用了具有解决复杂系统问题能力的人工神经网络,运用MATLAB语言编程建立了灰色理论（Grey Forecast）理论和BP神经网络（Back Propagation Network, BP）的组合模型。为了提高预测精度,选用了差值结合法将两种方法结合,分别运用GM（1,1）、BP神经网络以及此组合模型对实验中得到的压力数据进行预测并加以比较;为了进一步验证组合模型的精准度,选用了马尔科夫链模型进行预测检验。结果表明,GM（1,1）和BP神经网络组合模型具有较高的精准度,且此方法可以广泛运用到较多方向,可为今后的天然气水合物开发利用提供理论依据。     

根河盆地多年冻土区天然气水合物形成条件研究

根据2014年野外地质调查和室内样品测试结果,分析根河多年冻土区天然气水合物形成条件。根河盆地红水泉组、莫尔根河组、满克头鄂博组发育了大量有效烃源岩,具有良好的生烃潜力。其烃源岩有机质处于成熟—过成熟阶段,以Ⅲ型为主。盆地发育有断裂构造,研究区被断裂构造切割成多个断块,形成了良好的油气运移通道。冻土层发育良好,具备形成天然气水合物的地质条件。     

管输过程中天然气水合物沉降规律计算研究

天然气水合物具有气含率高、污染低、储量大等优点,具有良好的发展前景,因此对天然气水合物进行研究很有必要。以海底输送管道为研究背景,在多相流模型的基础上,建立了基于有限体积法的天然气水合物气-固两相流问题的数学模型,并进行了数值计算与分析,得出了直径差(管径与通流直径之差)与距管道入口距离之间的关系。设定管道入口流速和管径规格为定值,通过直径差分析了管道中水合物的堆积位置。计算结果表明,在其他条件不变的情况下,随着距管道入口距离的增加,直径差的变化规律符合Gauss曲线函数,并对此进行了拟合,得到了Gauss函数方程,利用此方程在给定管道位置的情况下能计算直径差。最后,通过改变管径大小进行了模拟和分析,得知Gauss函数方程也适用于不同管径的管道,可为预测水合物在管道中的堆积位置以及提高天然气水合物输送效率提供理论依据。     

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。