SDS与THF对水合物法分离CO2+N2混合气的影响

水合物添加剂在一定程度上能够解决纯水体系下水合物分离混合气存在选择性低、水合速率不高和水合物生成条件苛刻等问题,为了系统地研究十二烷基硫酸钠（SDS）及四氢呋喃（THF）对水合物分离特性的影响,采用自行设计的水合物分离实验装置,分别进行了浓度为0、100 mg/kg、300 mg/kg、500 mg/kg、1 000 mg/kg的SDS溶液及摩尔分数为0、0.5%、1.0%、3.0% 的THF溶液体系下,水合物法分离摩尔分数为59%的CO₂和摩尔分数为41%的N₂混合气的实验。实验结果表明：SDS能够提高水合物的生成速率及储气密度,随着SDS浓度的增大,CO₂分离率与N₂损失率都呈现先增大后减小的趋势,分离因子呈现先减小后增大的趋势,在初始压力为5.0 MPa、温度为1.4 ℃的情况下,SDS浓度为0～100 mg/kg时水合物分离效果较佳;THF有效地降低了水合物的相平衡压力,THF本身生成Ⅱ型水合物并占据水合物的大孔穴,CO₂优先于N₂占据水合物的小孔穴,当初始压力为4.8 MPa、温度为1.4 ℃时,THF摩尔分数约为1.0%时能够较好地改善水合物的分离效果。     

水合物法天然气脱酸的影响因素

为了促进水合物法分离CO₂在天然气脱酸工艺中的应用,以CH₄+CO₂混合气为例,采用CO₂分离率、CH₄损失率及分离因子作为水合物法脱酸的评价指标,利用自主设计的水合物法气体分离实验装置考察了初始压力、操作温度、四氢呋喃（THF）及实验用水量对水合物法分离CH₄+CO₂混合气的影响。结果表明,随初始压力增大和操作温度降低,平衡时气相CO₂浓度降低,CO₂分离率和CH₄损失率同时增大,分离因子小幅减小;随THF浓度增大,平衡时气相CO₂浓度增加,在THF摩尔分数为1.0%时,体系具有较大的CO₂分离率和分离因子,较低的CH₄损失率;随实验用水量增加,平衡时气相CO₂浓度降低,CO₂分离率增大,CH₄损失率减小,分离因子增大。综合分析,可通过提高初始压力、降低操作温度、增加实验用水量,并添加摩尔分数1.0%THF来促进水合物生成,提高分离效率。     

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。     

活性炭的微孔结构对其选择性吸附CH4/N2混合气中CH4的影响

活性炭因其具有较高的选择吸附性和吸附容量已被广泛应用于CH₄/N₂的吸附分离研究,影响活性炭选择吸附性和吸附容量的主要物理参数之一是其微孔结构,准确地表征活性炭的微孔结构并阐明其与活性炭选择性吸附CH₄/N₂混合气中CH₄的内在联系至关重要。为此,结合常温气体吸附法和分子探针技术,采用吸液驱气法表征了6种活性炭的微孔孔径分布,结合动态法测量得到CH₄/N₂分离因子,并借此分析了活性炭的微孔结构对其选择性吸附CH₄/N₂混合气中CH₄的影响。结果表明：①与77 K条件下N₂吸附法测试结果相比,吸液驱气法能够测量到活性炭中更小尺寸的孔;②活性炭样品微孔孔径分布不同,其CH₄/N₂分离因子也不相同;③活性炭孔径小于0.48 nm的微孔对其选择性吸附混合气CH₄/N₂中的CH₄起着非常重要的作用。结论认为,吸液驱气法可为研发吸附分离CH₄/N₂的吸附剂提供更为准确的基础数据。     

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。      

页岩油CO2非混相吞吐与埋存实验及影响因素

将CO₂注入页岩,不但能提高页岩油采收率,还能达到埋存CO₂的目的,但CO₂吞吐和埋存的影响因素较多且相互作用。为搞清楚页岩油CO₂非混相吞吐与埋存特征,通过开展页岩岩心CO₂吞吐、吸附实验,定量评价了CO₂注入压力、CO₂相态类型、储层温度、闷井时间、裂缝、吞吐次数对CO₂吞吐效果以及颗粒直径、CO₂注入压力、储层温度对CO₂埋存效果的影响程度。研究表明：增大注入压力不但有利于CO₂吞吐,还能增大吸附量;增加注入压力会诱导天然微裂缝的扩展、延伸,有利于扩大CO₂波及面积,减小原油渗流阻力;当储层温度小于50℃时,温度升高有利于提高吞吐采收率,但会降低CO₂吸附量;当温度大于等于50℃时,温度升高不利于CO₂吞吐和埋存;在超临界条件(7.4 MPa、31℃)下CO₂     

输送工艺参数对密相/超临界CO2管道止裂韧性的影响

为了研究密相/超临界CO₂输送管道的止裂性能，以密相/超临界CO₂长输管道断裂控制为研究目标，针对实际工况，基于GERG-2008状态方程、BTC双曲线模型和X65管道，计算分析了燃烧后捕获、燃烧前捕获和富氧燃烧捕获三种捕获方式下CO₂气质组分、初始温度、初始压力、管径和设计系数等对压力温度(P-T)状态、减压波曲线、止裂韧性的影响。结果发现，杂质组分的增加以及提高初始温度、增大管径、增大设计系数会导致密相/超临界CO₂输送管道止裂韧性增加；而提高初始压力会导致密相/超临界CO₂输送管道止裂韧性降低；燃烧后捕获产生的CO₂混合物输送管道所需的止裂韧性最小，富氧燃烧捕获产生的CO₂混合物输送管道所需的止裂韧性最高。该结果可为CO₂管道设计和工程应用提供理论依据。     

页岩储层超临界CO2压裂液滤失规律实验研究

压裂施工过程中,压裂液的滤失量是影响压裂裂缝几何形态和压裂效果的主要因素,但目前中国还没有对页岩储层超临界CO₂压裂液滤失规律实验方面的报道。因此,结合中国典型页岩气储层特征,研究了非线性滤失条件下,不同初始相态的CO₂压裂液在地层岩心中的滤失规律,在此基础上分析了CO₂压裂液滤失规律的主要影响因素,以及不同实验条件下CO₂压裂液的滤失机理。实验结果表明,CO₂压裂液的滤失规律受注入压力、压差、裂缝开启度及压裂液黏度等因素的影响,随着注入压力、压差、裂缝开启度的增大,CO₂压裂液滤失速率增大;不同滤失实验条件下,影响CO₂压裂液滤失规律的主导因素不同,当CO₂压裂液处于超临界状态(7.38 MPa,31.1℃)时,由于黏度较大,超临界CO₂压裂液的滤失系数相对较小。      

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。     

SDS和THF对水合物法捕集模拟烟气中CO2的影响

采用搅拌式反应釜水合物生成实验装置研究动力学促进剂十二烷基硫酸钠(SDS)和热力学促进剂四氢呋喃(THF)对水合物法捕集CO_2的影响,用摩尔分数为25%的CO_2和75%的N_2混合气模拟烟气,分别探究不同浓度的SDS和THF对分离效果的影响;在此基础上,研究了不同初始压力、反应温度对分离效果的影响。结果表明,SDS和THF的存在都能提高CO_2回收率,但同时会降低分离因子。设定初始温度为3.5℃,初始压力为9.2 MPa时,加入质量分数为0.01%的SDS溶液后,CO_2回收率较纯水中增大了4.3%,分离因子较纯水中降低了44.8%;设定初始温度为6.5℃,初始压力为3.7 MPa时,加入摩尔分数为0.5%的THF溶液后,CO_2回收率较纯水中增大了30.4%,分离因子较纯水中降低了72.8%。在实验条件下,适宜的SDS质量分数为0.01%～0.05%,THF摩尔分数为0.5%～2%,初始压力的增加可以有效缩短水合反应的诱导时间,增大储气密度、CO_2回收率和分离因子,降低温度能有效提高分离效果。     

PDMS/PVDF中空纤维复合膜分离有机蒸汽/氮气的研究

制备了用于正庚烷/氮气分离的PDMS/PVDF复合膜。分析讨论了原料气压力、流速、原料气中正庚烷浓度、透过侧压力及操作温度等因素对气体分离性能的影响。在一定的操作条件下,当原料气中正庚烷质量分数为6%时,正庚烷的渗透速率为2.5×10-6mol/(m2.s.Pa),分离因子可达600左右。     

P110碳钢在C02多相流介质中的腐蚀特征

采用腐蚀失重、扫描电镜和X射线衍射分析测试方法,研究了在模拟油水气多相流环境中温度、CO2分压及含水率等因素对P110碳钢油套管材料腐蚀速率的影响规律。研究结果表明,在P110碳钢模拟油水气多相流环境中的宏观腐蚀形貌具有鳞片状不均匀腐蚀特征。在CO2分压为0．3MPa,水的质量分数为60％的条件下P110碳钢的腐蚀速率随温度增加而减小;在CO2分压为0．3MPa,温度为60℃的条件下P110碳钢的腐蚀速率随含水率增加而增大;在温度30℃,水的质量分数为60％的条件下P110碳钢的腐蚀速率随CO2分压增加而增大。     

N80油管在模拟凝析气田多相流环境中的CO_2腐蚀行为研究

针对凝析油气藏CO2腐蚀工况,利用高压反应釜开展了N80碳钢油管在模拟凝析油-矿化水-CO2多相流环境中的动态腐蚀试验。采用腐蚀失重、SEM和XRD分析测试方法,研究了温度、含水率及CO2分压等因素对N80油管腐蚀速率的影响规律。在高压反应釜模拟凝析油-矿化水-CO2多相流环境中的研究结果表明,N80油管试样腐蚀行为受凝析油在试样表面浸润吸附程度和模拟多相流产生的气泡腐蚀的控制,其宏观腐蚀形貌具有鳞片状不均匀腐蚀特征;在CO2分压0.3 MPa、含水率60%条件下,腐蚀速率随温度增加而减小;在CO2分压0.3 MPa、介质温度60℃条件下,腐蚀速率随含水率增加而增大;在介质温度30℃、含水率60%条件下,腐蚀速率随CO2分压增加而增大。     

水合物法分离乙烯裂解气的相平衡研究

对水合物法分离乙烯裂解气的气固(水合物)相平衡进行了研究,考察了系统温度、系统压力、初始气液比对分离效果的影响。实验中考察的系统温度、系统压力和初始气液体积比范围分别为268.15~276.15K,4.0~5.0M Pa,140~200。实验结果表明,分离效果随系统温度的降低或系统压力的升高而改善;随初始气液体积比的降低也有一定程度的改善,但不明显。典型的裂解气经一次水合,C2+组分在原料气中的摩尔分数可由37.39%降至4.79%,经二次水合可进一步降到1.02%,显示出良好的工业应用前景。较佳的操作条件为:系统温度268.15K,系统压力5.0M Pa,初始气液体积比140。     

NaA沸石膜渗透蒸发脱除二氯甲烷中的痕量水

利用热浸渍法在α-Al2O3载体管外表面预涂晶种,水热合成了NaA沸石膜;采用NaA沸石膜进行了分离水-二氯甲烷的研究。考察了进料流量、渗透侧压力和进料温度对水的渗透通量和分离因数的影响。实验结果表明,合成的NaA沸石膜厚度约为24μm,与载体结合紧密,膜连续且致密;随进料流量的增加,渗透通量和分离因数均增大;随渗透侧压力的增大,渗透通量减小,分离因数未发现明显变化;随进料温度的升高,渗透通量增大,分离因数减小;在进料流量198 mL/min、进料温度25℃、渗透侧压力0.1 kPa、进料侧压力0.1 MPa的条件下,水的渗透通量和分离因数分别达到0.172 kg/(m2.h)和39 900。     

管输流动体系下CO2水合物生成特性的研究

在高压水合物环路装置上进行CO2水合物生成特性实验,探究其耗气量与初始实验压力、流量等因素的关系。研究发现:在初始实验压力4.5 MPa、反应温度3℃,流量1375 kg/h、管路含水5 L的条件下,管输流动体系下诱导时间在1500~1600 s之间;CO2水合物生长速率与耗气量随着初始实验压力的升高、反应温度的降低而增加;管路含水6 L时体系中CO2水合物生成诱导时间比5 L时延长500 s;流量为2000 kg/h时带来的高剪切作用对CO2水合物晶核的生长有抑制作用;温度变化引起耗气量的变化较压力变化引起耗气量的变化量小。     

混合聚烯烃热裂解动力学建模

通过混合聚烯烃在633.15~673.15K、初始反应压力6.325kPa条件下的釜式热裂解实验,考察了反应温度和反应时间对裂解反应生成的产物分布的影响,并建立了四集总动力学模型,对聚烯烃制备高附加值产品的最佳工艺条件进行了优化。结果表明,利用该模型计算得到的产物分布与实验数据吻合较好,误差较小;混合聚烯烃裂解的总表观活化能为110.4 kJ/mol,指前因子(A)为2.69×107 min^-1,塑料添加剂的存在一定程度上降低了反应活化能。在653.15 K下混合聚烯烃裂解反应40 min,重组分收率最高,达到57.2%;在673.15 K下混合聚烯烃裂解反应120 min,中间组分收率最高,达到57.0%。这一研究结果可为废弃塑料热裂解制备高附加值产品提供理论指导。     

含水饱和度和衰竭速度对凝析气藏油气采收率的影响

通过建立不同的衰竭速度和初始含水饱和度,设计了7组凝析气在多孔介质中的衰竭实验、相态分析实验和超声波露点检测实验,研究了油气采收率、气油比、凝析油临界流动饱和度和临界流动压力的变化规律。结果表明：随着衰竭速度增大,油气采收率下降但幅度不大,而凝析油临界流动饱和度增加,临界流动压力降低。当初始含水饱和度低于岩心束缚水饱和度时,随着初始含水饱和度增加,凝析油采收率明显增大,天然气采收率基本不变;反之,随着初始含水饱和度增加,天然气采收率增加,凝析油采收率下降但幅度不大。对于底水能量较大的凝析气藏,采气速度不宜过高,可在有效保持地层压力的前提下,在水区及时采取堵水排水措施。     

CO_2的三甘醇脱水分析

天然气经过脱碳处理后剩余的CO2或电厂回收的CO2中还含有饱和水,为了阻止水合物的形成,防止两相流的出现和CO2溶于水后对管道、设备的腐蚀,在管输之前需要对主体为CO2的混合气体进行脱水处理。运用Aspen HYSYS模拟TEG脱除CO2中水分的过程。在一定气体流量下,通过改变吸收塔工作压力、温度、塔板数、再生塔的重沸器温度和TEG循环量,对影响CO2脱水的因素进行了研究。结果表明,在处理酸性湿气气体流量为46.64×104 m3/d(20℃,101.325kPa)的条件下,采用吸收塔工作压力为2 000kPa,工作温度为常温,吸收塔塔板数为8~10块,再生塔重沸器温度为200℃,TEG循环流率为1.1kg/kg(脱除水量)的工艺优化参数,可使处理后的混合气体含水量满足管输要求。