基于TG-FT IR分析的木屑热解机理

采用热重 红外联用（TG-FT IR）方法考察了木屑的热解规律,选择Kissinger和Ozawa 2种算法对木屑热解动力学参数进行估算,并采用固定床实验装置考察了木屑热解反应温度对产物分布的影响。结果表明,在不同升温速率及热解终温为950℃的热解条件下,木屑底物的失重率维持在77%～83%,且热解产物以气相产物为主,包括CO₂、CH₄、CO等;当温度高于200℃时,底物出现明显的热解过程,最高失重率下对应的温度随着升温速率的增加而升高。Kissinger和Ozawa 2种算法得出木屑热解反应活化能E分别为130.14和133.21 kJ/mol,频率因子lnA分别为  26.28和26.47 min^-1。木屑热解较理想的热解温度应控制在700℃以上,此时热解产物以CO、CO₂、CH₄、H₂气体为主;随着温度的升高,CO体积分数迅速下降,H₂体积分数迅速上升,CO₂和CH₄的体积分数基本不变。木屑固定床热解实验结果与其TG-FT IR的结果基本一致。     

低温等离子体二氧化碳和生物质炭协同反应特性

提出了生物质炭增强CO₂低温等离子体裂解反应的新方法，将碳作为CO₂裂解反应的还原剂，利用低温等离子体反应器实现C与CO₂Boudouard反应发生，促进产物O₂含量减低和CO产率提高。石英棉和生物质炭填充在介质阻挡放电低温等离子体反应器中，通过添加保温装置改善反应区域内部温度，考察CO₂流量、施加电压和反应区域温度对CO₂转化率、能量效率及产物分布的影响。结果显示：生物质炭的填充可有效地抑制产物O₂摩尔，提高CO的产率；施加电压和反应区域温度都是影响CO₂Boudouard反应的重要因素；随着保温装置的添加和施加电压的升高，CO₂Boudouard反应更容易发生，CO₂转化率和产物CO与O₂摩尔比逐步升高；当施加电压为25 kV时，CO₂Boudouard反应对CO₂转化贡献率达到35%,CO_...     

高温高压条件下CO2 / 原油和N2 / 原油的界面张力

在油藏温度下,采用ADSA（axisymmetric drop shape analysis）技术测定了不同压力下CO₂/原油和N₂/原油体系的平衡界面张力。实验发现,原油与超临界CO₂接触的初始阶段存在强烈的扩散作用,原油中的轻质组分被超临界CO₂溶解抽提,并且随着压力的增加,这种溶解抽提作用增强;原油与N₂接触时,也存在相互扩散作用,但在本实验所测试的压力范围内（小于36 MPa）并不明显。两种体系的平衡界面张力随着压力的升高逐渐降低,其中CO₂/原油体系的平衡界面张力降低的幅度明显大于N₂/原油体系;N₂/原油体系的平衡界面张力随压力基本呈线性变化。在CO₂/原油体系中,当压力低于17.7MPa时,平衡界面张力下降非常快;当压力大于17. MPa时,CO₂/原油体系的平衡界面张力下降较慢。     

注空气开采过程中稠油结焦量影响因素

通过建立油藏高温、高压反应模拟实验装置,物理模拟了稠油注空气开采过程中焦炭的生成过程,研究了反应气氛、温度、压力以及空气通风强度对稠油生焦量的影响。研究表明：在空气气氛下,原油低温氧化显著促进了焦炭生成,5 MPa反应压力下,每克稠油最高焦炭生成量为0.375 g,是氮气气氛下最高生焦量的2.5倍,焦炭初始生成温度受低温氧化影响比氮气条件降低了近200℃。随压力升高,加剧的低温氧化反应提高了焦炭生成量,但是5 MPa后压力影响不再显著。随空气通风强度增加,生焦量并非持续增加,而是在33.4 N·m³/（m²·h）附近存在极值。进一步对比分析了焦炭的高温氧化消耗与原油组分蒸馏失重对焦炭生成量的影响。其结果表明,焦炭氧化是空气气氛下温度自225℃升高至300℃过程中焦炭净生成量减少的主要原因。在氮气气氛下,随温度升高至450℃,加剧的原油热解缩聚反应增加了生焦量,但温度进一步升高引起焦炭自身热解失重,生焦量降低。另外,实验还发现,当温度超过200℃时,反应管内油砂中心温度超过外壁面加热控制温度。分析表明,超温现象由原油组分的低温氧化和部分活性较强的焦炭高温氧化引起,因此该稠油存在油层自燃点火的应用潜力。     

超稠油物性及其与CO2相互作用机理研究

针对辽河油田超稠油黏度高、开发难度大,提出三元复合吞吐开采超稠油的方法。在研究辽河油田超稠油物性、组份组成及流变特性的基础上,测定了CO₂在超稠油中的溶解度及CO₂在不同含水率时的溶解度,探讨了不同温度压力下含CO₂超稠油的黏度的变化规律。研究结果表明,超稠油黏度随温度升高大幅下降,黏度随剪切速率增大而降低。当剪切速率达到一定数值时,黏度趋于常数。在油、水体系中,超稠油中所溶CO₂的比例随着压力升高而增大,随含水率的增大而下降。超稠油溶解CO₂后,黏度大幅度下降,压力越大,黏度下降幅度越大;温度越高,黏度下降幅度越小。     

O2/CO2气氛催化裂化催化剂再生动力学研究

在固定流化床试验装置上，分别开展催化裂化催化剂的空气气氛烧焦再生(简称常规再生)试验和O₂/CO₂气氛烧焦再生(简称O₂/CO₂气氛再生)试验，基于此进行常规再生和O₂/CO₂气氛再生的动力学研究。结果表明：O₂/CO₂气氛再生和常规再生的反应活化能相近，二者分别为108 kJ/mol和105 kJ/mol; O₂/CO₂气氛再生的表观反应速率常数大于常规再生，其烧焦性能优于常规再生，可以允许待生催化剂有更高的含碳量；对于O₂/CO₂气氛再生，随着混合气中初始O₂含量的增大，催化剂的烧焦性能显著增强。     

热解温度对CuZnAl催化剂CO加氢制备低碳醇性能的影响

将完全液相法与热解法结合制备了CuZnAl催化剂,并在固定床反应器上进行了CO加氢制备低碳醇活性评价,结合XRD、XPS、O₂-TPO-MS、H₂-TPR、N₂吸/脱附以及NH;-TPD-MS表征手段,考察了热解温度对催化剂结构和性能的影响。结果表明,随着热解温度的升高,Cu-Zn-Al间相互作用增强,Cu的电子向Zn和Al物种转移,Cu氧化程度增大;催化剂表面碳含量降低,弱酸中心数量减少,比表面积先升高后降低,CO转化率则与比表面积呈现顺变关系。700℃热解所制备催化剂上CO转化率最高,达到23.6%;总醇选择性则随热解温度的升高而下降,350℃热解所制备催化剂上总醇选择性最高,为41.9%。     

钻井完井高温高压H2S/CO2共存条件下套管、油管腐蚀研究

在油气开发中，伴生气中多含有一定量的H₂S与CO₂，对油管、套管的腐蚀给油气开发造成了巨大损失，极大地制约了CO₂和H₂S共存条件下的油气开发。因此，开展高温高压CO₂/H₂S共存条件下油管、套管钢材腐蚀的研究具有重要意义。为此，以实验手段模拟油气开发中高温高压H₂S/CO₂共存环境，用失重法、SEM和EDS研究了油管、套管L80钢材的腐蚀规律以及腐蚀产物膜。结果表明，在实验条件下，随着温度的升高，腐蚀速率呈先增加后下降的趋势，且温度越高，压力对腐蚀速率的影响越大；在腐蚀反应初期，腐蚀速率很高，但随着腐蚀时间的延长，腐蚀速率明显下降；腐蚀开始时腐蚀产物膜以FeS为主，随时间延长转为稳定的FeCO₃。同时还发现显微组织、硬度以及组成成分对腐蚀产物膜的形成及抗腐蚀性能有较大的影响。     

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。     

N2泡沫/CO2复合吞吐提高采收率三维物理模拟试验研究

经CO₂多轮吞吐后,华北某稠油油藏增油效果逐年变差,为进一步改善开发效果,采用N₂泡沫/CO₂复合吞吐提高原油采收率。为明确N₂泡沫/CO₂复合吞吐提高原油采收率机理,通过泡沫体系动、静态性能评价试验,评价了N₂泡沫体系的封堵性能;采用自主研制的三维非均质物理模型开展了N₂泡沫/CO₂复合吞吐室内物理模拟试验,分析了N₂泡沫与CO₂复合提高采收率的效果及其相关机理。试验结果表明,质量分数0.3%的α-烯烃磺酸钠（AOS）和质量分数0.3%的聚丙烯酰胺（HPAM）可形成稳定的泡沫体系,其封堵率达到99.57%,可实现对高渗层的有效封堵。三维试验结果表明,N₂泡沫/CO₂复合吞吐可使采收率提高22.74百分点,吞吐过程中含水率最低可降至2.07%,有效作用期是纯CO₂吞吐的2.5～3.0倍。N₂泡沫/CO₂复合吞吐可有效扩大CO₂和后续水的波及体积,为其后续现场应用提供理论支撑。      

不同相态管输CO_2的节流放空实验

为了探究管输CO_2节流放空过程中的压力、温度响应及相态变化,基于Joule-Thomson效应搭建了橇装实验装置,分别进行了超临界态、液态、气态及含杂质气态CO_2多级节流放空实验。通过实验发现:(1)超临界态及气态实验出口温度先上升后下降,而液态实验出口温度先下降后上升并最终与主管温度变化一致;(2)主管内CO_2的压力、温度随着实验的进行而不断下降,且各截面之间参数差异明显,表明压力扰动传播速度受密度影响;(3)含杂质N2的CO_2放空时出口温度低于纯气态CO_2放空,主管内压力随时间变化速率大于纯CO_2实验主管压力变化速率;(4)管外气云逐渐收缩为气锥,气锥随管内压力下降、温度上升逐渐减弱并最终消失。实验结果表明:(1)在单级节流相同压降下,液态实验产生的温降明显小于超临界态及气态节流温降,但液态CO_2全节流过程会因发生相变而使平均节流效应增强;(2)密度影响内能对外耗散的程度,进而影响节流系数,即密度增大,节流系数降低。进而建议,通过增大泄放速率、节流入口增温、节流出口整流等措施来实现对CO_2放空过程的安全控制。     

基于Aspen Plus的生物质化学链气化耦合CO2裂解模拟研究

生物质化学链气化耦合CO₂裂解技术能够在产生高品质合成气的同时将CO₂转化为CO,是可以同步实现CO₂增量降低和存量减少的有效手段之一。使用Aspen Plus软件,建立了生物质化学链气化耦合CO₂裂解过程的模型,研究了温度、压力和生物质与氧载体质量比(m(Biomass)/m(Oxygen carrier),简称m_B/m_O)对反应产出合成气组分、气化特性参数和系统热负荷的影响。结果表明：随着温度的升高,反应产出的合成气中CO、H₂含量呈现上升趋势,CO₂、CH₄含量下降,产气热值增大,且在高于800 ℃时趋于稳定,反应温度在1000 ℃以下时,系统产热可以满足反应需要;当反应压力由0.1 MPa提高至0.5 MPa时,H₂、CO含量下降,CO₂含量提高,合成气热值下降,系统整体放热量增大;当m_B/m_O增大时,生物质进料量逐渐增多,氧载体还原产物中Fe含量增大,FeO含量降低,合成气热值上升;当m_B/m_O在0.3~1.3区间内时,系统产热可以满足系统反应所需。耦合CO₂裂解反应器后碳转化率有较大提升,并且在m_B/m_O为0.7时提升最为显著。     

克拉玛依风城油田稠油低温氧化过程

风城油田稠油胶质含量高,随着开采的不断深入,部分油井出现吞吐效果变差、含水率升高的现象。为提高克拉玛依风城区稠油油藏注空气采油过程的安全性,进行了低温氧化实验。实验模拟了克拉玛依风城稠油油藏压力（8 MPa）,分别考察油样在不同温度（80~250 ℃）条件下的低温氧化过程,对火烧油层初始低温氧化阶段的油样物性变化、组分变化规律、气体变化进行研究。结果表明,低温氧化反应使稠油密度增加了2%,黏度增加0.72倍;IR分析表明,稠油与空气发生的低温氧化反应使含氧类官能团（-C=O、脂肪醚）的吸收强度明显增强;SARA组分活性强弱为:芳香分＞饱和分＞胶质,250 ℃反应后,沥青质增加较多;气体中N₂含量基本没变,O₂含量由21%降至5%,CO、CH₄和CO₂气体含量升高,由键能法计算结果可知,每消耗1 moL的O₂平均放热量391.54~420.58 kJ。该研究为现场试验设计和应用提供了理论基础数据和技术指导。     

稠油油藏CO2泡沫启动残余油机制的可视化实验

国内外对于CO₂泡沫与稠油作用的理论研究已相对成熟,但能直观表现CO₂泡沫在驱替稠油过程中对残余油的启动过程以及作用方式的可视化研究较少,为了进一步探究CO₂泡沫与稠油的作用机理,利用自制二维平面模型,通过可视化实验驱替系统开展了CO₂泡沫在驱替过程中对残余稠油启动效果的微观动态实验研究,观察了启动盲端残余油、剥蚀油膜、段塞前端乳化驱油等过程;利用高温高压配样装置,开展了CO₂泡沫体系作用下稠油的PVT实验。温度从30℃升至90℃,气体溶解度变化不大;稠油体积因子由1.19上升至1.42;降黏率由13.55%上升至67.42%。一方面,CO₂泡沫选择性封堵大孔道、启动残余油的微观作用;另一方面,CO₂泡沫流体降低了驱替系统的流度比。这两者的共同作用,使得CO₂泡沫流体具有改善波及体积、增加驱油效率的效果。     

氮气对塔河油田原油轻质组分抽提作用实验与评价

采用塔河油田缝洞型油藏稀油和常规稠油两种代表性油样,通过开展向前多次接触相平衡实验模拟蒸发气驱过程、向后多次接触相平衡实验模拟凝析气驱过程,研究了氮气与塔河油田原油在高温高压条件下的相态变化,明确了氮气与地层原油充分接触混合后地层流体的气液组分变化规律,提出了抽提指数的计算表达式,定量评价了氮气在高温高压条件下对原油轻组分的抽提效果,深化了注氮气提高采收率作用机理的认识。研究结果表明,塔河油田油藏条件（压力>65 MPa、温度>415 K）下,原油中轻质组分（C₁—C₅）经过5次接触后的流失率高达94%~100%,氮气对原油有较强的抽提作用;向前接触实验中,随接触次数增加,抽提作用越来越强,抽提指数越来越大,同次接触氮气对稀油的抽提指数是稠油的5倍以上;注入气中加入20%的CO₂后对原油中轻质组分的抽提效果增强不显著,抽提指数仅小幅变化。两种气体与塔河油田稀油在多次向前接触后展现出了近混相的趋势;向后接触实验表明,首次接触抽提作用最大,抽提指数随着接触次数的增加逐渐减小至0,较之向前接触明显偏小。     

CO2泡沫压裂井筒气-液-固三相流动模型

CO₂泡沫压裂技术具有低伤害、易返排、节约水资源等优点,已被广泛应用于非常规油气开采,但目前CO₂泡沫压裂液井筒流动模型大多只考虑气、液两相,忽略了支撑剂固相对CO₂泡沫压裂液流动性的影响。通过体积平均法将支撑剂固相与CO₂泡沫耦合建立气-液-固三相CO₂泡沫压裂液井筒流动计算模型,并与现场压裂井实测温度数据对比,温度平均误差仅为2.7%,验证了模型的正确性。实例计算表明:支撑剂固相会使CO₂泡沫压裂液井筒压力升高,井筒内温度和压力随支撑剂体积浓度的增加而增大,体积分数从0增加到0.3,井底压力增大9.0 MPa;泡沫质量增加会明显增大井筒内CO₂泡沫压裂液温度;增大质量流量会导致温度和压力降低,质量流量增加10 kg/s,井底压力降低5 MPa、温度降低0.4℃。研究成果可以实现CO₂泡沫压裂井筒气-液-固三相流动温度和压力等参数耦合计算。     

CH4-N2-CO2��Ԫ��Һ��ƽ�������о�

在有些油气田在，二氧化碳的含量比较高。如我国莺－琼盆地的崖13－1油气田的二氧化碳含量为9．6％，东海平湖油田中二氧化碳含量为3．95％。当其在多组分混合物中的分压小于0．516MPa，温度低于－56．5℃时，将成为固相，堵塞管道；同时在天然气液化流程中液化二氧化碳是不经济的。为此在天然气液化前要除去它，通过相变分离是除去二氧化碳的一种方法。文章测量了N2、CH4和CO2三元体系在温度为227．15K，压力为2．0MPa、2．5MPa、3．0MPa下的相平衡数据；用试验数据关联了试验温度下SRK方程和PR方程中的CO2与N2、CO2与CH4的二元交互作用系数；并对试验数据在联及验证性计算。最后进行了计算值与试验值之间的比较。     

稠油油藏注CO2提高采收率影响因素研究

与稀油注CO₂提高采收率机理不同,CO₂与稠油无法达到混相,因此影响其开发效果的主要因素差别很大,特别是在热化学复合采油过程中,注入的CO₂主要发挥隔热、降黏、增能的作用。为了进一步研究不同因素对稠油油藏注CO₂驱替效果的影响,在稠油样品物性分析的基础上,利用正交实验方法研究了原油黏度、温度、压力和渗透率对稠油油藏注CO₂提高采收率的影响。温度对采收率影响最大,其他因素由大到小依次为:渗透率、压力、油样类型。根据实验结论及认识,综合考虑地层温度、油藏渗透率等因素,在胜利油田开展了稠油油藏注CO₂吞吐提高采收率矿场试验。从矿场实际生产结果来看,油藏温度增加以及油藏渗透率提高,都有利于注CO₂吞吐开发,都能够有效提高油井产量。