悬浮气泡表面天然气水合物的生长动力学

采用水中悬浮气泡法测定了温度为275.2K~282.3K、压力为3.56MPa~6.47MPa范围内天然气微小气泡表面水合物膜生长动力学数据。选用摩尔吉布斯自由能的变化作为天然气水合物生成驱动力,研究水合物生长特性。实验结果表明:在水合反应系统压力越高、温度越低的情况下,天然气水合物的生成驱动力数值的绝对值越大,诱导时间和生长时间越短;水合物膜粗糙程度随着驱动力的增大和反应时间的进行逐渐变得光滑;吉布斯自由能差能够较好描述所测的水合物生长速率。     

悬垂水滴表面形成天然气水合物的特性研究

基于静止悬垂水滴合成气体水合物高压可视化实验装置,分析探讨了系统压力、温度、水源等因素对形成气体水合物的生长特性的影响与作用机理。研究结果表明：气相压力越高,水合驱动力越大,水滴表面水合物颗粒成核时间越短;气相温度越低,反应过冷度越大,水合物颗粒成核时间越短,利于水合反应;与纯净水、蒸馏水相比,冰融化后的蒸馏水生成水合物时间较短,作为水合反应的客体水源较好。本实验基于水合物的喷雾法制备,实现了水合物研究从宏观领域到微观领域的迈进。     

石英砂介质中CO_2水合物形成影响研究

二氧化碳水合物的形成对二氧化碳地下固态封存和二氧化碳置换开采甲烷水合物有着重要的指导意义。在设计的水合物实验装置上,研究了不同初始压力、不同水合物形成温度和不同石英砂粒径条件下对二氧化碳水合物的诱导时间、生成速度等特性的影响。结果表明,水合物的生成量随着初始实验压力的增大和生成温度的降低而增大,基本不受石英砂粒径的影响;水合物平均生成速度随着初始实验压力降低、水合物生成温度降低和石英砂粒径增大而变慢;诱导时间随着初始压力的降低和石英砂粒径的增加而明显变长;若初始实验压力较高,导致二氧化碳在生成水合物前发生液化现象,则水合物生成诱导时间不明显,同时水合物平均生成速度也较慢。     

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...     

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天然气水合物是一种类似冰的笼型晶体水合物。它的生成与压力，温度，气水接触面积以及添加剂等因素有关。利用天然气水合物储气实验台，实验研究了不同类型的表面活性剂（包括阴离子表面活性剂，非离子表面活性剂）对天然气水合物生成的影响，主要研究了它们对天然气水合物生成速度，储气密度，诱导时间以及虚拟水合数的影响。结果表明：不同类型的表面活性都不同程度提高了水合物生长速度和储气密度，缩短了水合物形成的诱导时间，并使虚拟水合数接近于理论值。     

气液界面形成气体水合物的实验研究

实验观测了静止气液界面气体水合物的形成,通过分析讨论在不同的气相压力和反应釜温度下界面处形成气体水合物的生长形态、诱导时间、生长时间以及生长速率的变化,揭示了气液界面水合物的成核以及生长规律。随着压力的增大和温度的降低,水合物膜的成核时间和生长时间都随之减小,水合物膜平均生长率呈现增长趋势;在一定的压力和温度下,当水合物膜生长到一定程度时生长形态基本无变化。     

孔板气泡法缩短天然气水合物形成诱导期

为缩短天然气水合物形成诱导期，基于气液两相流原理和天然气水合物形成条件，提出从高压反应釜底部进气，利用孔板鼓泡来增大气液接触面积，增强气体对液体的扰动，从而缩短天然气水合物形成诱导期的动态方法。据此，建立带有机玻璃视窗的高压反应釜实验系统，在浓度为280 ppm十二烷基硫酸钠（SDS）促进剂水溶液中进行天然气水合物生成动态实验（反应釜底部进气）和静态实验（反应釜顶部进气）。结果表明，使用此法，一定压力（P=4.15 MPa）和温度（T=274.05 K）下，相比于静态实验（P=4.30 MPa，T=273.95 K），天然气水合物形成诱导期可缩短约2/3，尽管其它条件相同时，理论上后者的温度和压力更有利于天然气水合物的形成；此外，实验结果还表明，一定反应条件下，天然气水合物形成诱导期受通气状况的影响，实验中，通过控制气流速率，一方面可控制气泡直径（气泡直径越小，气液接触面积越大）；另一方面可延长通气时间（增加了气体对液体的持续扰动）。这二者都有助于缩短天然气水合物形成诱导期。     

影响二氧化碳水合物生成特性的实验研究

在小型水合物反应装置上研究了纯水、四丁基溴化铵(TBAB)、四氢呋喃(THF)三种不同水合体系对二氧化碳水合物生成过程的诱导时间、气体消耗速率及反应最终压力等特性的影响。结果表明,设定温度在0℃～3℃范围内时四丁基溴化铵体系中生成水合物的诱导时间最长,受温度影响最大,而水合反应气体消耗速率最大;四氢呋喃体系中生成水合物的诱导时间最短,受温度影响最小,而水合反应气体消耗速率最小;四丁基溴化铵、四氢呋喃体系反应最终压力略高于纯水体系。较高温度范围内THF体系对水合物生成特性的影响明显优于其他两种。     

CO_2水合物生成流动参数及形态变化的研究

在自行设计的高压水合物循环实验环路装置上进行了CO_2水合物生成实验,研究了CO_2水合物生成过程中流动参数的变化规律,并根据水合物的形态变化对其生成机理进行了分析。实验结果表明,实验过程中温度、压力在同一时刻突变,CO_2水合物在整个循环管路内几乎同时生成;循环回路中的压差随反应的进行先增大后减小;CO_2水合物生成诱导时间随体系压力的升高、流量的增加逐渐缩短,同时高压力、大流量也加快了诱导时间缩短的速率。实验结果对深水流动保障水合物控制技术与深水天然气水合物管道输送技术的研究具有意义。     

冰点以下不同粒径冰颗粒形成甲烷水合物的实验

冰点以下甲烷水合物形成动力学研究一直是天然气水合物实验室研究的重点。为此,采用6种不同粒径的冰颗粒开展了甲烷水合物的形成实验研究,研究冰点以下甲烷水合物形成过程中,诱导初始压力、补充压力、诱导生成反应时间的变化、冰颗粒的粒径等因素对甲烷水合物形成的影响。实验结果表明：在相同的实验条件下,初始诱导压力越大越容易形成甲烷水合物;冰颗粒粒径对甲烷水合物形成有较大影响,粒径较小的冰颗粒越容易形成甲烷水合物,形成反应的时间也较快。     

The effect of a TEG additive on hydrate formation

In gas industry, gas hydrate formation has both advantages and disadvantages. The best advantage of gas hydrate is Persian Gulf water sweetening, carbon dioxide capture, and gas storage, and its drawbacks are pressure drop, plugging, and explosion in pipelines. In recent years, using the inhibitors to prevent hydrate formation is being considered among researchers. In this study, the new equilibrium data for hydrate formation of inlet natural gas to Gachsaran NGL-1200 refinery with addition of Tri ethylene glycol (TEG) with mass concentration of 5% and 15% in distilled and Persian Gulf waters were measured by constant-volume method. The experimental results show that the hydrate formation conditions will be hard with the increase of TEG concentration in distillated and Persian Gulf waters. In other words, TEG addition to Persian Gulf water had more inhibitory effect in hydrate formation than TEG addition to distilled water. The hydrate formation temperature, in pressure range of 28–29 bars, reduced 0.3°C and 2.7°C for distilled water and 2.8°C and 4.6°C for Persian Gulf water in presence of TEG with mass concentration of 5% and 15%, respectively.     

几种噻二唑二聚体衍生物的摩擦学性能研究

合成了3种噻二唑二聚体衍生物。采用红外光谱仪对其结构进行了表征;用四球摩擦磨损试验机考察了其在蒸馏水中的摩擦学性能;用X射线光电子能谱仪（XPS）分析了磨斑表面典型元素的化学状态。结果表明,添加剂在水中具有优良的承载能力和极压性能,并在一定程度上改善了水的抗磨减摩性能;在摩擦过程中,磨斑表面形成了含氮的吸附膜和含Fe2O3,FeS,FeSO4的化学反应膜,二者协同作用使添加剂在摩擦过程中具有良好的抗磨减摩性能。     

缝洞型碳酸盐岩气藏多类型储层内水的赋存特征可视化实验

缝洞型碳酸盐岩气藏非均质性强且孔隙结构复杂,多类型储层内水的形成过程与赋存模式难以确定,影响储层内气体渗流能力与气井生产动态预测。将岩心CT扫描与微电子光刻技术结合,设计并研制了3种储层的微观可视化模型,开展气驱水物理模拟实验,定性研究了水的形成机理与赋存模式,并利用ImageJ灰度分析法定量研究了不同压差下的含水饱和度及残余水膜占比变化规律,综合分析了多类型储层内水的赋存特征及其对气体渗流的影响。结果表明：天然气在不同类型储层中的运移成藏过程不同;多重介质中的水由原生可动水和残余水组成,而残余水又分为次生可动水和束缚水;残余水主要以"水膜"、"水团"、"水柱"和"水珠"4种模式赋存在不同类型储层的不同位置,其主要影响因素有毛细管力、表面张力、气驱压差和通道连通性;可动水、残余水饱和度是与储层物性、孔隙结构和气驱压差直接相关的参数;流动通道尺寸越小,相同气驱压差下水膜占据的空间越大,且水膜占比呈指数性增加;随着气驱压差增大,水膜占比减小,当气驱压差增大到一定程度时,水膜占比基本不再减小,形成"薄膜"型束缚水。     

酸性天然气生成水合物条件实验测定与应用

针对酸性天然气藏开发易生成水合物,堵塞井筒及生产管线的问题,运用定温搜索压力法,对中国西部地区2个高含CO₂的天然气藏气样进行水合物生成条件实验测定。研究表明:天然气中高CO₂含量提高了地层水中HCO^-₃的离子含量,从而增加了地层水的矿化度;与纯CH₄气体相比,相同温度条件下,CO₂的存在显著降低了天然气水合物生成所需的地层压力。对于目标天然气流体,在低矿化度地层水中,生成水合物条件与在纯水中没有明显差别;在较高矿化度(16 970.7 mg/L)地层水中生成天然气水合物压力显著高于纯水体系。进一步基于Clausius-Clapeyron方程计算所合成水合物的分解焓为62 kJ/mol,生成的天然气水合物为Ⅰ型结构。最后结合实验数据和生产动态数据,对目标气藏开发过程水合物生成特征进行分析,预测井筒内是否生成水合物以及出现水合物的井筒位置,该研究为现场生产预防水合物生成具有借鉴意义。     

油气储层中的水膜

本文对油藏工程中有关油气储层中的水膜问题进行了评述,介绍了近代水膜理论及其在油气藏工程中的应用。     

游离甲烷气在井筒内形成水合物的动态模拟

深海油气钻井及海洋水合物钻采过程中均存在水合物形成进而阻塞井筒的风险。在恒温4.0℃,压力由3.5 MPa逐渐升至6.5 MPa的实验条件下,动态观测了甲烷气体以定速"鼓泡"形式在模拟井筒内的运移特征和井筒内不同位置水合物的形成、聚集形态,并依此对水合物的生长机制进行分析。实验结果表明:井筒内有障碍物或气体运移通道出现变径等情况时,不会改变水合物形成的相平衡条件,但会影响水合物的堆积形态和聚集过程;其次,气体在井筒内运移受阻的强弱直接决定水合物能否彻底阻塞循环通道;同时,气泡表面水合物薄膜的生长机制会受釜内压力变化及水合物膜破裂剥离等影响,并且由于气泡表面水合物膜的生长无法将气泡内气体完全消耗,使得游离气在井筒内形成的水合物体系为非均质的多孔介质体系。     

川西洛带浅层气藏岩电参数模拟研究

应用美国产ARS-300^TM岩石和水电阻率测试系统对川西浅层气藏碎屑岩岩心所做地面和地层条件下的电阻率测试得到,孔隙度指数m的地面值小于1.57,地层值小于1.64(孔隙度大于3.0%);饱和度指数n的地面值小于2.35(Ф=6.26%),地层值小于1.50,而产层值小于1.20;随温度、压力的增加（深度增加）,m值增大,而n值减小,随孔隙度的增加,m值增大,n值减小,随地层水矿化度的增大,m值呈增大的趋势。实测值与阿尔奇所公布的纯砂岩m、n值都为2相差较大。应用实测m、n值对川西地区的遂宁组气藏所做的测井解释结果与气田的测试产量,单井产量具有较高的一致性。     

砂岩储层烃类不混溶包裹体特征、成因及地质意义

为了系统研究储层中鲜有关注却较为普遍检测到的一种包裹体类型——烃类不混溶包裹体,采集了多个沉积盆地的大量砂岩样品,利用包裹体岩相学、显微荧光、显微测温、包裹体气液比和水油比检测等一系列手段,研究了天然形成的烃类不混溶包裹体特征与成因:(1)油气不混溶包裹体为天然气气侵原油,因压力变化引起的油气相态分离而非均一捕获形成,具有异常高均一温度和变化的气液比与捕获相态;(2)沥青-油和(或)气不混溶包裹体成因是油包裹体被均一捕获后热裂解、气相逃逸或者油藏水洗、生物降解、气侵和热裂解等生成的沥青与油(气)非均一捕获,前者具有相似的沥青含量,后者沥青从不含到富有均有分布;(3)包裹式水膜和与水相呈分离式接触的水-烃包裹体反映油气充注储层驱替地层水的过程,微量水对均一温度影响甚微;(4)薄油膜的油-水包裹体反映水与烃类流体的相互作用,指示古油藏破坏而残余油与地层水非均一捕获或以生气为主的超压沉积盆地,携带轻烃的天然气溶解于水,"萃取油相"与地层水非均一捕获;(5)气-水不混溶包裹体表明储层中水溶气存在,具有异常高均一温度和变化的气液比,形成于压力变化引起的天然气与水的相分离过程。沉积盆地的有机质类型、构造和热演化历史,决定烃类流体的类型、成熟度、以及之间的相互作用、储层流体所处的温度和压力条件以及稳定性,这些从根本上控制着不混溶包裹体发育及类型。