气藏中CO2封存过程气水互溶特性实验研究

利用PVT装置开展了不同CO₂ 含量下CO₂ —烃—水体系在不同条件下气水互溶特性实验,研究气藏注CO₂ 封存过程中CO₂ —烃—水体系互溶规律。结果表明,相同温度压力下,随CO₂ 的不断注入,气相中CO₂ 含量和水蒸汽含量不断增加,液相中CO₂  在水中的溶解度越大,CH₄ 溶解度越小,地层条件下CO 含量为68％物质的量的气样比CO₂ 含量为23％物质的量的气样的CO₂ 溶解度增加1.116％物质的量,而CH₄ 的溶解度减小0.13％ 物质的量。CO₂ 和CH₄ 在水中的溶解度均随压力升高而增大,随温度升高而减小;在CO₂  临界点附近,CO₂ 在水中的溶解度变化显著,40℃下CO₂ 含量为23％物质的量的气样的CO₂ 溶解度6～9MPa增加了0．138％ 物质的量,而9—12 MPa仅增加0.092％ 物质的量,且压力越大增加量越小。高温低压时受水蒸发作用影响,气相中CO₂  及CH₄ 含量随温度升高急剧降低,随压力升高缓慢上升,当压力高18MPa后,气相中CO₂及CH₄ 含量基本保持不变。     

100%液态CO2增稠压裂液流变性能

针对液态CO₂干法压裂增稠性能要求,研制了适用于液态CO₂物理化学性能的一种表面活性剂增稠剂。通过高压管路流变实验,在线模拟了液态CO₂增稠过程。实验结果表明,表面活性剂能够在液态CO₂形成棒状或蠕虫状胶束而增加体系粘度,增黏倍数在86~218之间,且混合体系呈现出剪切稀释特性;压力的增大或者稠化剂体积分数的增大对液态CO₂增稠压裂液黏度的影响较小,对流变参数的影响均较小,而液态混合体系的有效黏度随着温度的升高而减小,呈指数规律递减的趋势;液态混合体系的流动指数随温度的升高而增大,稠度系数随温度的升高而减小。      

超稠油三元复合吞吐中CO2溶解驱油实验研究

通过实验测定了不同温度压力下含CO2超稠油的粘度和不同含水率体系中的溶解度变化规律.研究结果表明,超稠油溶解CO2后,体积会膨胀增大,原油粘度降低;CO2在超稠油中的溶解度随压力增加而增加,随温度升高而降低;CO2在油水系统油中所溶解的比例随温度升高而减小,随压力升高而减小,随含水增加而下降;CO2在稠油中的溶解有利于...     

超稠油三元复合吞吐中CO_2溶解驱油实验研究

通过实验测定了不同温度压力下含CO2超稠油的粘度和不同含水率体系中的溶解度变化规律。研究结果表明,超稠油溶解CO2后,体积会膨胀增大,原油粘度降低;CO2在超稠油中的溶解度随压力增加而增加,随温度升高而降低;CO2在油水系统油中所溶解的比例随温度升高而减小,随压力升高而减小,随含水增加而下降;CO2在稠油中的溶解有利于提高超稠油采收率,且CO2溶解得越多越有利。     

海上CO2埋存井井筒温度压力影响因素研究

准确预测CO₂埋存过程中井筒温度压力场以及CO₂的物性参数变化对安全埋存至关重要。为此,建立了埋存井井筒温度、压力与CO₂物性参数的耦合计算模型,计算得到了实例井井筒温度压力分布以及CO₂物性参数随井深的变化规律,并对注入参数对于井筒温度压力分布影响规律进行分析。研究结果表明：井筒内CO₂流体的流速、努塞尔特数和对流换热系数随井深的增加而增大,密度、黏度、摩阻系数、导热系数和普朗特数随井深增加而减小,定压比热容在温度压力综合作用下有一定波动;注入温度对井筒压力和井底温度压力影响很小;注入速率增大会使相同井深处温度降低、压力升高,调节注入速率可以在对压力影响较小的同时有效调节井筒温度分布;注入压力的变化对压力梯度几乎无影响,在压力较大时对温度梯度影响较大,通过调节注入压力可以有效调节井筒压力分布。研究结果可为海上CO₂埋存井井筒完整性的准确评价提供理论基础。     

硅氧烷类增稠剂对二氧化碳压裂液的性能影响

针对液态纯CO₂的低黏度及低黏度下压裂效果差的现状,基于开环聚合反应和硅氢加成反应制备可显著增稠液态CO₂的硅氧烷聚合物。测量不同温度和压力下含增稠剂的CO₂压裂液的黏度;分析硅氧烷做增稠剂的增稠机理;并基于扩展有限元(XFEM)对含增稠剂的CO₂压裂液进行压裂模拟。结果表明,当增稠剂浓度为5 wt%时,含增稠剂的CO₂压裂液黏度可达1.65 mPa·s(20℃)。压裂液黏度随温度的升高而降低,随压力和增稠剂含量升高而升高。基于XFEM的液态CO₂增稠效果压裂模拟分析显示,增稠后的CO₂压裂液可使裂缝半缝长增至38 m,相较于纯CO₂压裂液具有更好的压裂效果。增稠测试和压裂效果模拟为CO₂干法压裂用增稠剂的设计提供参考。     

抽油杆含缺陷区域电化学腐蚀规律研究

目前国内同时考虑多因素环境下对抽油杆CO₂腐蚀影响的研究较少。为此，基于COMSOL多物理场耦合分析的方法和任意拉格朗日-欧拉法展开模拟含缺陷抽油杆CO₂腐蚀规律研究，并结合某油田SN区块抽油杆腐蚀情况进行了分析。研究结果表明：随着温度的升高，抽油杆CO₂腐蚀速率先增大后减小；抽油杆腐蚀速率随CO₂分压的增大而增大，当其分压增大到0.5 MPa后，腐蚀速率增长放缓，最后趋于平稳；腐蚀速率随pH值的增大而减小，当温度为80℃时，抽油杆腐蚀速率降低90.7%;当抽油杆缺陷长度为1 mm时，腐蚀电位幅度变化最大，此时的腐蚀深度最深(1.3 mm)。研究结论可为含缺陷抽油杆在电化学腐蚀环境下使用寿命预测和安全评价提供理论支撑。     

CO2在凝析气藏多孔介质中的扩散实验及分子模拟

凝析气藏开采中后期，地层压力下降，会出现油气两相共存，井周反凝析问题突出，此时注CO₂开发是主要增产措施之一，注入的CO₂会与凝析油、气发生分子扩散。为了研究CO₂在凝析气中的扩散规律，开展了多孔介质中CO₂在衰竭至不同压力下的凝析气中扩散系数的实验测定；应用Materials Studio软件，构建了与实验条件对应的CO₂在凝析气中扩散的分子模型，并验证了分子模型的可靠性。实验和模拟结果表明：地层温度下，压力为10.00～53.85 MPa时，随着压力的升高，CO₂的扩散系数开始快速下降，随后下降趋势平缓；地层压力下，温度为115～160℃时，随着温度的升高，CO₂的扩散系数不断增大，与温度大致呈线性关系，表明高温可增强CO₂在凝析气中扩散的能力。研究成果为注CO₂提高凝析气藏采收率提供了理论基础。     

新型CO2压裂用增稠剂的增稠性能及机理

为了改善CO₂压裂液的黏度,需要加入适合该体系的增稠剂,笔者以八甲基环四硅氧烷与四甲基四乙烯基环四硅氧烷为原料,六甲基二硅氧烷为封端剂,五甲基二硅氧烷为支链添加剂,四甲基氢氧化铵与氯铂酸为催化剂合成了一种支链聚硅氧烷CO₂增稠剂,并对该增稠剂的结构进行红外光谱（FT-IR）分析。此外,对加入支链聚硅氧烷增稠剂的CO₂压裂液的性能进行了研究。结果表明,在20℃、7%的加量下,加入相同分子量的聚二甲基硅氧烷CO₂压裂液的黏度为1.66mPa×s,而加入硅氧烷增稠剂CO₂压裂液的黏度为6.67 mPa×s,硅氧烷增稠剂增稠效果明显;CO₂压裂液的黏度随着增稠剂浓度的增加而显著改善,增稠剂的浓度在1%~3%时,随压力从8 MPa升高到14 MPa,含支链聚硅氧烷增稠剂的CO₂压裂液黏度升高明显。然而,压裂液的黏度随温度的增大明显降低。新型支链聚硅氧烷增稠剂比聚二甲基硅氧烷的增稠效果明显优异,与国外产品的增黏效果相差较小。同时提出了聚硅氧烷对CO₂压裂液的增稠机理。      

超临界CO2中烷基聚醚的溶解规律研究

通过浊点压力实验考察了温度、聚合度、烷基链长度以及烷基聚醚含量对烷基聚醚在超临界CO₂中溶解度的影响，采用分子动力学模拟计算分析了烷基聚醚分子间相互作用、烷基聚醚和CO₂之间的相互作用，并探索了烷基聚醚与CO₂的微观相溶规律。实验结果表明，温度升高，烷基聚醚在超临界CO₂中的溶解度减小，烷基聚醚与CO₂之间的亲和性降低；在分子中引入聚氧丙烯基团有利于提高烷基聚醚在超临界CO₂中的溶解度，但存在最佳聚合度范围。十二烷基聚氧丙烯醚比十二烷基聚氧乙烯醚的溶解度参数小，分子间相互作用更弱，且在超临界CO₂中更分散，与CO₂的相互作用能更大，使其与CO₂亲和性更强，浊点压力更低，溶解度更好。     

金属热膨胀对分馏塔和分馏塔楼梯间损坏原因分析及处理办法

本文分析了分馏塔塔体与热膨胀系数的关系、变形原因、处理方法。     

制硫装置解吸塔塔体裂纹形成原因分析

通过宏观检查，金相组织检验及裂纹断口观察，分析了制硫车间解吸塔（C-403/2）塔体裂纹产生的原因，并提出更换新塔的对策。     

追求顾客满意是项目管理的成功保证

2000版ISO 9000族标准拟定了一个行之有效的现代经营战略——顾客满意战略。建筑企业要处处体现以顾客满意为中心和主线的质量策划和质量控制。项目管理要靠科技进步提高效率,依靠先进的施工方法,坚持管理创新,走质量效益型发展道路。通过强化过程控制,以过程精品塑造精品工程。     

苯乙烯环氧化制环氧苯乙烷的研究

环氧苯乙烷是重要的有机中间体,主要用于香料,制药工业。环氧苯乙烷主要由苯乙烯环氧化制得,本文介绍了卤素法,过氧化物法,氧气或空气环氧化法以及相应的催化剂。