期刊文献+
共找到10,902篇文章
< 1 2 250 >
每页显示 20 50 100
Characteristics of water alternating CO_(2)injection in low-permeability beach-bar sand reservoirs
1
作者 Maolei Cui Rui Wang +1 位作者 Zengmin Lun Chengyuan Lv 《Energy Geoscience》 EI 2024年第1期224-229,共6页
Water flooding can be ineffective in highly heterogeneous low-permeability beach-bar sand reservoirs.The introduction of CO_(2)flooding helps boost the oil production of the reservoirs but only in an early stage.Durin... Water flooding can be ineffective in highly heterogeneous low-permeability beach-bar sand reservoirs.The introduction of CO_(2)flooding helps boost the oil production of the reservoirs but only in an early stage.During the late stage of flooding,gas channeling would occur.Water alternating gas(CO_(2))(WAG)process can be used to delay gas channeling and improve the effect of CO_(2)injection,though its adaptability to beach-bar sand reservoirs remains unclear.In order to clarify CO_(2)injection characteristics in these reservoirs,experiments were carried out in high-temperature high-pressure NMR on-line displacement experiment apparatus to simulate different flooding modes on synthetic cores that can reflect the vertical heterogeneity of beach-bar reservoirs.Different CO_(2)injection modes were implemented on these cores and the displacement characteristics and residual oil distribution features during both WAG injection and continuous CO_(2)injection were analyzed quantitatively and qualitatively.The results show that the scheme of WAG injection after continuous CO_(2)injection can obtain better oil displacement efficiency than that of the scheme of continuous CO_(2)injection after WAG injection,but there is no significant difference in respect of oil displacement efficiency of WAG flooding between the mode of bar-injection e beach-production(injection into bar sand e production from beach sand)and the mode of beach-injection e beach-production(injection into and production from beach sand),with the former mode having a higher oil recovery rate.The wider pore-size distribution range of microscopic residual oil after WAG injection shows great potential of enhancing oil recovery from subsequent continuous gas injection.When WAG injection is implemented prior to continuous CO_(2)injection,the displacement effect of the latter is more significant.This research may provide a theoretical basis for CO_(2)EOR in this type of reservoirs. 展开更多
关键词 Beach-bar sand Low permeability co_(2)injection WAG NMR
下载PDF
Numerical Simulation of Asphaltene Precipitation and Deposition during Natural Gas and CO_(2) Injection
2
作者 Shasha Feng Yi Liao +3 位作者 Weixin Liu Jianwen Dai Mingying Xie Li Li 《Fluid Dynamics & Materials Processing》 EI 2024年第2期275-292,共18页
Asphaltene deposition is a significant problem during gas injection processes,as it can block the porous medium,the wellbore,and the involved facilities,significantly impacting reservoir productivity and ultimate oil re... Asphaltene deposition is a significant problem during gas injection processes,as it can block the porous medium,the wellbore,and the involved facilities,significantly impacting reservoir productivity and ultimate oil recovery.Only a few studies have investigated the numerical modeling of this potential effect in porous media.This study focuses on asphaltene deposition due to natural gas and CO_(2) injection.Predictions of the effect of gas injection on asphaltene deposition behavior have been made using a 3D numerical simulation model.The results indicate that the injection of natural gas exacerbates asphaltene deposition,leading to a significant reduction in permeability near the injection well and throughout the reservoir.This reduction in permeability strongly affects the ability of gas toflow through the reservoir,resulting in an improvement of the displacement front.The displacement effi-ciency of the injection gas process increases by up to 1.40%when gas is injected at 5500 psi,compared to the scenario where the asphaltene model is not considered.CO_(2) injection leads to a miscible process with crude oil,extracting light and intermediate components,which intensifies asphaltene precipitation and increases the viscosity of the remaining crude oil,ultimately reducing the recovery rate. 展开更多
关键词 Reservoir simulation asphaltenes deposition natural gas injection co_(2)injection
下载PDF
Enhanced gas production and CO_(2) storage in hydrate-bearing sediments via pre-depressurization and rapid CO_(2) injection
3
作者 Hongnan Chen Yifei Sun +5 位作者 Bojian Cao Minglong Wang Ming Wang Jinrong Zhong Changyu Sun Guangjin Chen 《Chinese Journal of Chemical Engineering》 SCIE EI CAS CSCD 2024年第3期126-134,共9页
Carbon emission reduction and clean energy development are urgent demands for mankind in the coming decades.Exploring an efficient CO_(2) storage method can significantly reduce CO_(2) emissions in the short term.In t... Carbon emission reduction and clean energy development are urgent demands for mankind in the coming decades.Exploring an efficient CO_(2) storage method can significantly reduce CO_(2) emissions in the short term.In this study,we attempted to construct sediment samples with different residual CH_(4) hydrate amounts and reservoir conditions,and then investigate the potentials of both CO_(2) storage and enhanced CH_(4) recovery in depleted gas hydrate deposits in the permafrost and ocean zones,respectively.The results demonstrate that CO_(2) hydrate formation rate can be significantly improved due to the presence of residual hydrate seeds;However,excessive residual hydrates in turn lead to the decrease in CO_(2) storage efficiency.Affected by the T-P conditions of the reservoir,the storage amount of liquid CO_(2) can reach 8 times that of gaseous CO_(2),and CO_(2) stored in hydrate form reaches 2-4 times.Additionally,we noticed two other advantages of this method.One is that CO_(2) injection can enhance CH_(4) recovery rate and increases CH_(4) recovery by 10%-20%.The second is that hydrate saturation in the reservoir can be restored to 20%-40%,which means that the solid volume of the reservoir avoids serious shrinkage.Obviously,this is crucial for protecting the goaf stability.In summary,this approach is greatly promising for high-efficient CO_(2) storage and safe exploitation of gas hydrate. 展开更多
关键词 HYDRATE DEPRESSURIZATION co_(2) storage CH_(4) production Reservoir remediation
下载PDF
Self-adaptive gas flow and phase change behaviors during hydrate exploitation by alternate injection of N_(2) and CO_(2)
4
作者 Bo-Jian Cao Yi-Fei Sun +5 位作者 Hong-Nan Chen Jin-Rong Zhong Ming-Long Wang Ming Wang Chang-Yu Sun Guang-Jin Chen 《Petroleum Science》 SCIE EI CAS CSCD 2024年第3期2120-2129,共10页
Since hydrate resources play a part of the stratigraphic framework structure in sediments,establishing a safe and economic method for hydrates exploitation remains the primary challenge to this day.Among the proposed ... Since hydrate resources play a part of the stratigraphic framework structure in sediments,establishing a safe and economic method for hydrates exploitation remains the primary challenge to this day.Among the proposed methods,the spontaneous displacement of CH_(4) from hydrate cages by CO_(2) seems to be a perfect mechanism to address gas production and CO_(2) storage,especially in today's strong demand for carbon reduction and replacing clean energy.After extensive lab researches,in the past decade,injecting a mixture of CO_(2) and small molecule gas has become a key means to enhance displacement efficiency and has great potential for application.However,there is a lack of in-depth research on gas flow in the reservoir,while the injected gas always passes through low-saturated hydrate areas with high permeability and then occurs gas channel in a short term,finally resulting in the decreases in gas production efficiency and produced gas quality.Therefore,we explored a new injection-production mode of alternate injection of N2 and CO_(2) in order to fully coordinate the advantages of N_(2) in enhanced hydrate decomposition and CO_(2) in solid storage and heat compensation.These alternate"taking"and"storing"processes perfectly repair the problem of the gas channel,achieving self-regulation effect of CH_(4) recovery and CO_(2) storage.The 3-D experimental results show that compared to the mixed gas injection,CH_(4) recovery is increased by>50%and CO_(2) storage is increased by>70%.Additionally,this alternate injection mode presented a better performance in CH_(4) concentration of produced gas and showed outstanding N_(2) utilization efficiency.Further,we analyzed its self-adaptive gas flow mechanism and proposed an application model of"one injection and multiple production".We look forward to this study accelerating the application of CO_(2)-CH_(4) replacement technology. 展开更多
关键词 HYDRATE Replacement CH_(4)recovery co_(2)storage Reservoir remediation
下载PDF
Effects of acid-rock reaction on physical properties during CO_(2)-rich industrial waste gas(CO_(2)-rich IWG)injection in shale reservoirs
5
作者 Yi-Fan Wang Jing Wang +2 位作者 Hui-Qing Liu Xiao-Cong Lv Ze-Min Ji 《Petroleum Science》 SCIE EI CAS CSCD 2024年第1期272-285,共14页
"Carbon peaking and carbon neutrality"is an essential national strategy,and the geological storage and utilization of CO_(2)is a hot issue today.However,due to the scarcity of pure CO_(2)gas sources in China... "Carbon peaking and carbon neutrality"is an essential national strategy,and the geological storage and utilization of CO_(2)is a hot issue today.However,due to the scarcity of pure CO_(2)gas sources in China and the high cost of CO_(2)capture,CO_(2)-rich industrial waste gas(CO_(2)-rich IWG)is gradually emerging into the public's gaze.CO_(2)has good adsorption properties on shale surfaces,but acidic gases can react with shale,so the mechanism of the CO_(2)-rich IWG-water-shale reaction and the change in reservoir properties will determine the stability of geological storage.Therefore,based on the mineral composition of the Longmaxi Formation shale,this study constructs a thermodynamic equilibrium model of water-rock reactions and simulates the regularity of reactions between CO_(2)-rich IWG and shale minerals.The results indicate that CO_(2)consumed 12%after reaction,and impurity gases in the CO_(2)-rich IWG can be dissolved entirely,thus demonstrating the feasibility of treating IWG through water-rock reactions.Since IWG inhibits the dissolution of CO_(2),the optimal composition of CO_(2)-rich IWG is 95%CO_(2)and 5%IWG when CO_(2)geological storage is the main goal.In contrast,when the main goal is the geological storage of total CO_(2)-rich IWG or impurity gas,the optimal CO_(2)-rich IWG composition is 50%CO_(2)and 50%IWG.In the CO_(2)-rich IWG-water-shale reaction,temperature has less influence on the water-rock reaction,while pressure is the most important parameter.SO2 has the greatest impact on water-rock reaction in gas.For minerals,clay minerals such as illite and montmorillonite had a significant effect on water-rock reaction.The overall reaction is dominated by precipitation and the volume of the rock skeleton has increased by 0.74 cm3,resulting in a decrease in shale porosity,which enhances the stability of CO_(2)geological storage to some extent.During the reaction between CO_(2)-rich IWG-water-shale at simulated temperatures and pressures,precipitation is the main reaction,and shale porosity decreases.However,as the reservoir water content increases,the reaction will first dissolve and then precipitate before dissolving again.When the water content is less than 0.0005 kg or greater than 0.4 kg,it will lead to an increase in reservoir porosity,which ultimately reduces the long-term geological storage stability of CO_(2)-rich IWG. 展开更多
关键词 co_(2)-rich industrial waste gas Geological storage Acid-rock reaction SHALE Geochemical modelling
下载PDF
An Integrated Optimization Method for CO_(2) Pre-Injection during Hydraulic Fracturing in Heavy Oil Reservoirs
6
作者 Hong Dong Xiding Gao +6 位作者 Xinqi Zhang Qian Wang Haipeng Xu Binrui Wang Chengguo Gao Kaiwen Luo Hengyi Jiang 《Fluid Dynamics & Materials Processing》 EI 2024年第9期1971-1991,共21页
CO_(2) pre-injection during hydraulic fracturing is an important method for the development of medium to deep heavy oil reservoirs.It reduces the interfacial tension and viscosity of crude oil,enhances its flowability... CO_(2) pre-injection during hydraulic fracturing is an important method for the development of medium to deep heavy oil reservoirs.It reduces the interfacial tension and viscosity of crude oil,enhances its flowability,maintains reservoir pressure,and increases reservoir drainage capacity.Taking the Badaowan Formation as an example,in this study a detailed three-dimensional geomechanical model based on static data from well logging interpretations is elaborated,which can take into account both vertical and horizontal geological variations and mechanical characteristics.A comprehensive analysis of the impact of key construction parameters on Pre-CO_(2) based fracturing(such as cluster spacing and injection volume),is therefore conducted.Thereafter,using optimized construction parameters,a non-structured grid for dynamic development prediction is introduced,and the capacity variations of different production scenarios are assessed.On the basis of the simulation results,reasonable fracturing parameters are finally determined,including cluster spacing,fracturing fluid volume,proppant concentration,and well spacing. 展开更多
关键词 Heavy oil reservoir pre-storage co_(2)energy fracturing horizontal well fracturing parameters numerical simulation
下载PDF
海洋CO_(2)地质封存研究进展与发展趋势 被引量:2
7
作者 赵金洲 郑建超 +2 位作者 任岚 林然 周博 《大庆石油地质与开发》 CAS 北大核心 2024年第1期1-13,共13页
CO_(2)捕集、利用和封存是中国实现“双碳”目标的核心技术,也是全球研究的热点。CO_(2)地质封存是其中的关键环节,特别是海洋CO_(2)地质封存是今后的重点发展方向。以国内外海洋CO_(2)地质封存的发展历程为基础,结合典型CO_(2)海洋封... CO_(2)捕集、利用和封存是中国实现“双碳”目标的核心技术,也是全球研究的热点。CO_(2)地质封存是其中的关键环节,特别是海洋CO_(2)地质封存是今后的重点发展方向。以国内外海洋CO_(2)地质封存的发展历程为基础,结合典型CO_(2)海洋封存示范项目案例,系统梳理了国内外海洋CO_(2)地质封存理论研究进展,分析了CO_(2)在井筒流动、相变与传热、CO_(2)流体运移与储层物性参数展布规律、海洋地质封存机制及封存潜力、地质封存盖层完整性及安全性评估等方面的研究现状。认识到中国目前对海底地质结构中CO_(2)注入过程的多相态转化、溶解、捕获传质特征及动力学特性认识尚浅,对海洋封存机制及不同封存机制之间的相互作用机理尚不明确,未来应开展海洋CO_(2)动态地质封存空间重构机制研究,解决地质封存相态转化及流体动态迁移机理等关键科学问题,揭示海洋CO_(2)地质封存机制的相互作用机理,形成适用于中国海洋地质封存CO_(2)高效注入和增效封存方法。 展开更多
关键词 co_(2)地质封存 海洋 co_(2)捕集、利用与封存(CCUS) 双碳 碳中和
下载PDF
黄铁矿在CO_(2)气氛下非等温氧化转化及动力学分析 被引量:1
8
作者 黄芳 况怡婷 +3 位作者 张立麒 米铁 辛善志 刘晓烨 《燃烧科学与技术》 CAS CSCD 北大核心 2024年第1期82-90,共9页
针对煤中常见含铁矿物黄铁矿在富氧燃烧典型气氛下转化特性,通过同步热分析结合烟气分析研究了黄铁矿在CO_(2)气氛下的转化行为.结果发现,黄铁矿在CO_(2)气氛下主要经历5个失重阶段且均为吸热过程,首先是黄铁矿颗粒表面硫脱除的起始热解... 针对煤中常见含铁矿物黄铁矿在富氧燃烧典型气氛下转化特性,通过同步热分析结合烟气分析研究了黄铁矿在CO_(2)气氛下的转化行为.结果发现,黄铁矿在CO_(2)气氛下主要经历5个失重阶段且均为吸热过程,首先是黄铁矿颗粒表面硫脱除的起始热解段(相界面反应,n=1/2),活化能低于其在N_(2)气氛下近30 kJ/mol,为220.27 kJ/mol,随后裂解成磁黄铁矿(三维扩散,n=1/2)活化能与其在N_(2)(177.27 kJ/mol)下接近为178.1 kJ/mol;温度高于690℃,随着升温磁黄铁矿缓慢失硫,CO_(2)逐渐参与磁黄铁矿转化且释放SO_(2)和CO;820~1150℃经历双峰失重峰阶段,820~1020℃,氧化气体产物SO_(2)大量生成且在约1000℃达到体积浓度峰值;最后1020~1150℃,坩埚中残留物大量与CO_(2)持续氧化反应失重形成SO_(2)和CO,坩埚中形成复杂物相体系,铁硫化物和铁氧化物共存(或共融).CO_(2)参与黄铁矿产物转化失重阶段活化能分别为180.94 kJ/mol、229.69 kJ/mol和243.46 kJ/mol,动力学机制均为成核与生长(n=1). 展开更多
关键词 黄铁矿 非等温 co_(2) 氧化转化 动力学
下载PDF
纳米SiO_(2)强化CO_(2)地质封存页岩盖层封堵能力机制试验 被引量:1
9
作者 李颖 李茂茂 +4 位作者 李海涛 周军平 LEONHARD Ganzer 罗红文 康夫馨 《中国石油大学学报(自然科学版)》 EI CAS CSCD 北大核心 2024年第2期92-98,共7页
页岩为CO_(2)盐水层地质封存常见盖层岩石类型,强化盖层封堵能力有利于提高CO_(2)地质埋存量和安全性。为探究随CO_(2)混注纳米SiO_(2)(SNPs)强化盖层封堵能力的有效性和可行性,对CO_(2)地质封存页岩盖层样品开展原地条件下的超临界CO_... 页岩为CO_(2)盐水层地质封存常见盖层岩石类型,强化盖层封堵能力有利于提高CO_(2)地质埋存量和安全性。为探究随CO_(2)混注纳米SiO_(2)(SNPs)强化盖层封堵能力的有效性和可行性,对CO_(2)地质封存页岩盖层样品开展原地条件下的超临界CO_(2)酸蚀反应试验,基础组为页岩样品-地层水、对照组为页岩样品-地层水+超临界CO_(2)、优化组为页岩样品-地层水+SNPs+超临界CO_(2),并采用核磁共振测试、场发射扫描电镜可视化观测、X射线衍射测试和岩石力学试验,探究CO_(2)酸蚀反应前后的页岩孔隙结构、表面形貌、矿物成分及力学性质特征。结果表明:优化组的大孔孔隙分量及孔隙度和渗透率增大幅度低于对照组;与对照组相比,优化组黏土矿物与碳酸盐岩矿物相对含量损失少,表明随CO_(2)混注SNPs可使岩样内部酸蚀作用减弱;SNPs在岩石端面吸附聚集或进入岩心孔喉,可使优化组页岩样品力学性能损伤程度降低;随CO_(2)混注SNPs有利于强化CO_(2)盐水层地质封存盖层封堵能力。 展开更多
关键词 co_(2)地质封存 纳米二氧化硅 超临界co_(2) 盖层封堵能力
下载PDF
三河尖关闭煤矿煤层CO_(2)封存潜力研究 被引量:2
10
作者 钱静 易高峰 +4 位作者 周琦忠 汤志刚 彭一轩 王阳 陈尚斌 《煤炭科学技术》 EI CAS CSCD 北大核心 2024年第3期258-268,共11页
关闭煤矿煤层CO_(2)地质封存是CO_(2)封存的重要方式之一,也是短期内实现碳减排指标的有效手段之一。以江苏省徐州市三河尖关闭煤矿为例,分析了已采7号煤和9号煤的煤岩煤质特征,统计了剩余煤炭资源储量,运用模糊综合评价法,选取了稳定... 关闭煤矿煤层CO_(2)地质封存是CO_(2)封存的重要方式之一,也是短期内实现碳减排指标的有效手段之一。以江苏省徐州市三河尖关闭煤矿为例,分析了已采7号煤和9号煤的煤岩煤质特征,统计了剩余煤炭资源储量,运用模糊综合评价法,选取了稳定系数、上覆岩层性质、地质构造复杂程度、地下水指标、封存煤层压温比、封存煤层深厚比、封存煤层渗透率、采空塌陷程度和其他因素等9个主要影响因素指标对7号煤和9号煤封存CO_(2)稳定性进行评价,建立关闭煤矿煤层CO_(2)封存评价方法并评估CO_(2)封存潜力。结果表明,三河尖关闭煤矿7号煤和9号煤剩余储量较大,CO_(2)封存稳定性综合评价结果分别为86.209和87.698,评价等级均为较稳定,封存潜力较高。根据建立的关闭煤矿煤层CO_(2)封存评价方法,计算获得三河尖关闭煤矿7号和9号煤层CO_(2)理论封存量分别为207.6 Mt和80.9 Mt,并据此划分封存有利区为有利区、较有利区和不利区3个等级。研究可为关闭煤矿煤层CO_(2)封存研究提供基础依据。 展开更多
关键词 关闭煤矿 煤层co_(2)封存 稳定性评价 封存潜力 三河尖煤矿 碳封存
下载PDF
“双碳”目标下火电厂CO_(2)计量技术研究现状与展望 被引量:3
11
作者 张安安 周奇 +3 位作者 李茜 丁宁 杨超 马岩 《发电技术》 CSCD 2024年第1期51-61,共11页
中国电力行业CO_(2)排放量是CO_(2)排放的主要来源,其中火电厂CO_(2)排放量在电力行业中占比最大。在“双碳”目标下,CO_(2)计量技术可以实现对火电厂中CO_(2)排放量的直观判断,为火电厂CO_(2)减排提供重要支撑,促进火电厂参与碳交易,... 中国电力行业CO_(2)排放量是CO_(2)排放的主要来源,其中火电厂CO_(2)排放量在电力行业中占比最大。在“双碳”目标下,CO_(2)计量技术可以实现对火电厂中CO_(2)排放量的直观判断,为火电厂CO_(2)减排提供重要支撑,促进火电厂参与碳交易,带动区域经济发展。结合国内外政策,讨论了目前通用CO_(2)计量方法的实施进展,总结归纳了以碳核算为主、碳监测为辅的火电厂CO_(2)计量方法存在的问题,并对火电厂CO_(2)计量技术应用的重难点进行了分析。最后,对火电厂CO_(2)计量技术的发展及应用进行了展望。 展开更多
关键词 火电厂 双碳 co_(2)计量 碳核算 碳监测
下载PDF
CO_(2)分注井气嘴节流特性及矿场应用 被引量:1
12
作者 蔡萌 朱振坤 +2 位作者 刘云 刘钰川 李海成 《大庆石油地质与开发》 CAS 北大核心 2024年第1期119-127,共9页
为了解决CO_(2)分注井节流压差建立困难,气嘴易冲蚀的技术难题,通过构建CO_(2)物性变化的流动-传热耦合模型,揭示2级和3级节流气嘴的流场演化机制,优化设计气嘴结构、建立了绕流气嘴节流图版并开展现场应用。结果表明:流量为10 m3/d时,... 为了解决CO_(2)分注井节流压差建立困难,气嘴易冲蚀的技术难题,通过构建CO_(2)物性变化的流动-传热耦合模型,揭示2级和3级节流气嘴的流场演化机制,优化设计气嘴结构、建立了绕流气嘴节流图版并开展现场应用。结果表明:流量为10 m3/d时,2级嘴径1.4 mm和3级嘴径1.6 mm的绕流气嘴分别能产生将近6 MPa和8 MPa的节流压差,证明绕流气嘴结构合理、性能可靠、能够达到调整层间压差的技术要求;参照气嘴图版优选的节流气嘴,现场应用20口井,节流压差可达4 MPa左右,调整后注入压力上升2.4 MPa,加强层相对吸气比例由9.7%上升至50.7%,有效调整了层间差异,解决了分注井小层吸气不均的问题。研究结果指导现场测调,为CO_(2)分注规模化应用提供技术支撑。 展开更多
关键词 co_(2)分注 绕流气嘴 节流机理 气嘴图版 节流压差
下载PDF
一种基于“四区”的低渗透油藏CO_(2)埋存量计算方法及应用 被引量:1
13
作者 王香增 陈小凡 +3 位作者 李剑 陈芳萍 范庆振 王剑 《特种油气藏》 CAS CSCD 北大核心 2024年第3期78-84,共7页
CO_(2)驱油和埋存能有效减少温室气体排放量达到碳中和目标,已有的CO_(2)埋存量计算方法主要针对CO_(2)的静态埋存量进行粗略计算,未考虑实际生产过程中CO_(2)埋存量的变化。针对上述问题,运用CO_(2)溶解、CO_(2)波及体积和驱油机理,将C... CO_(2)驱油和埋存能有效减少温室气体排放量达到碳中和目标,已有的CO_(2)埋存量计算方法主要针对CO_(2)的静态埋存量进行粗略计算,未考虑实际生产过程中CO_(2)埋存量的变化。针对上述问题,运用CO_(2)溶解、CO_(2)波及体积和驱油机理,将CO_(2)驱油与埋存过程分为气相区、两相或近混相区、扩散区和油相区,并基于“四区法”计算CO_(2)埋存量,得到了不同烃类的注入孔隙体积倍数、注入压力、注气速度下的CO_(2)动态埋存量的变化规律。将研究成果应用于W油田低渗储层,结果表明:注入烃类孔隙体积倍数、压力、注气速度与总埋存量呈正相关性,当压力由12 MPa升至30 MPa,CO_(2)埋存总量增加15.53×10^(4)t;当注气速度由5 t/d增加至30 t/d,峰值CO_(2)埋存总量由3.51×10^(4)t提高至12.62×10^(4)t。研究成果可为同类油藏开展CO_(2)驱油与埋存项目提供新的思路。 展开更多
关键词 CCUS co_(2)埋存 “四区”法 低渗储层
下载PDF
低渗砂岩油田CO_(2)驱化学机理及提高采收率研究 被引量:1
14
作者 吴向阳 李建勋 +2 位作者 李刚 梅艳 金戈 《当代化工》 CAS 2024年第2期362-365,371,共5页
针对低渗砂岩油藏进行了CO_(2)驱开发技术研究,分析了CO_(2)驱油化学机理及主要影响因素。基于目标油藏流体特征进行了PVT拟合,确定其CO_(2)驱最小混相压力,明确了不同压力及注入时机对CO_(2)驱采收率、气油比、含水率及驱动压差等的影... 针对低渗砂岩油藏进行了CO_(2)驱开发技术研究,分析了CO_(2)驱油化学机理及主要影响因素。基于目标油藏流体特征进行了PVT拟合,确定其CO_(2)驱最小混相压力,明确了不同压力及注入时机对CO_(2)驱采收率、气油比、含水率及驱动压差等的影响规律,探究了CO_(2)泡沫驱在提高采收率方面的效用。结果表明:24.5 MPa为目标区域CO_(2)驱的最小混相压力,采收率会随着压力的升高而增加,28 MPa时CO_(2)驱提高采收率可达30.57%。气体突破时间、总采收率与CO_(2)注入时机密切相关,CO_(2)注入越早,越有利于采收率的提高,出口含水率为60%时注入可提高采收率39.13%。CO_(2)泡沫驱可以在一定程度上起到提高采收率的效用。 展开更多
关键词 低渗砂岩油藏 co_(2)驱 注入时机 提高采收率
下载PDF
跨临界CO_(2)循环系统控制优化策略的研究进展 被引量:1
15
作者 王定标 段鸿鑫 +3 位作者 王光辉 申奥奇 刘鹤羽 秦翔 《郑州大学学报(工学版)》 CAS 北大核心 2024年第2期1-11,共11页
控制策略作为跨临界CO_(2)循环系统的重要组成部分,是保证系统高效节能运行的关键。介绍了系统最优排气压力经验计算和泊金汉π定理的反馈控制、基于梯度追踪和极值寻优的实时在线控制以及基于神经网络的预测控制等,详细分析了系统控制... 控制策略作为跨临界CO_(2)循环系统的重要组成部分,是保证系统高效节能运行的关键。介绍了系统最优排气压力经验计算和泊金汉π定理的反馈控制、基于梯度追踪和极值寻优的实时在线控制以及基于神经网络的预测控制等,详细分析了系统控制策略的发展历程和未来发展趋势,并总结如下:离线控制建立简单、成本低,但易受到环境因素和系统部件变化的影响而导致控制性能降低;实时在线控制策略可以实时追踪系统最大能源效率对应的排气压力,但由于寻优过程费时较长,导致控制系统的收敛时间过长;模型预测控制系统可以实现实时优化和快速收敛,有着良好的发展前景。结合新能源汽车、建筑供暖、轨道交通、商超冷藏、军工等实际场景对跨临界CO_(2)循环系统控制策略的应用特点和未来发展趋势进行分析,进一步说明了提高控制策略的适用性是未来研究的重要方向,并分析将广义预测控制、强化学习等具有自适应属性的方法应用于跨临界CO_(2)循环系统控制策略的可行性,同时探讨了开发适用于大规模循环系统和储能系统控制策略在我国“双碳”背景下的重要意义。 展开更多
关键词 跨临界 co_(2)循环系统 优化 控制策略 预测控制
下载PDF
适合致密油藏的超临界CO_(2)-气溶性表面活性剂复合吞吐技术 被引量:1
16
作者 刘明 蓝加达 +2 位作者 潘兰 李彦婧 刘昊娟 《大庆石油地质与开发》 CAS 北大核心 2024年第1期68-76,共9页
为了进一步提高致密油储层超临界CO_(2)吞吐的开发效果,探索适合致密油藏的超临界CO_(2)-气溶性表面活性剂复合吞吐技术,通过原油黏度实验、油气界面张力实验、最小混相压力实验、原油膨胀系数实验以及超临界CO_(2)-气溶性表面活性剂复... 为了进一步提高致密油储层超临界CO_(2)吞吐的开发效果,探索适合致密油藏的超临界CO_(2)-气溶性表面活性剂复合吞吐技术,通过原油黏度实验、油气界面张力实验、最小混相压力实验、原油膨胀系数实验以及超临界CO_(2)-气溶性表面活性剂复合吞吐模拟实验,评价了不同类型气溶性表面活性剂的性能及其对吞吐采收率的影响。结果表明:气溶性表面活性剂GRS⁃1的综合性能更加突出,随着气溶性表面活性剂质量分数的不断增大,原油黏度、油气界面张力和最小混相压力均呈现出逐渐降低的趋势,而原油体积膨胀系数则逐渐增大,并且岩心的吞吐采收率和入口端压力也呈现出逐渐增大的趋势;随着混合流体注入量的增加以及闷井时间的延长,岩心吞吐采收率和入口端压力均逐渐增大,并且岩心的渗透率越大,吞吐采收率就越高;超临界CO_(2)-气溶性表面活性剂复合吞吐的最佳实验参数为气溶性表面活性剂GRS⁃1的质量分数0.6%、混合流体注入量0.5 PV、闷井时间3 h、吞吐轮次3次。该复合吞吐技术能够显著提高致密油藏的采收率,对高效开发致密油藏具有指导意义。 展开更多
关键词 致密油藏 超临界co_(2) 气溶性表面活性剂 复合吞吐 提高采收率
下载PDF
“双碳”愿景下CO_(2)驱强化采油封存技术工程选址指标评价 被引量:2
17
作者 张成龙 王瑞景 +4 位作者 罗翔 张斌斌 刘廷 马梓涵 刁玉杰 《大庆石油地质与开发》 CAS 北大核心 2024年第1期158-167,共10页
在国家能源安全和“双碳”战略愿景下,CO_(2)驱强化采油封存技术(CO_(2)-EOR)因能助力油气行业转型发展,成为“低碳化”乃至“负碳化”的首选技术和最现实的选择。无论是实验、数值模拟还是现场实践,目前国内外学者对CO_(2)-EOR研究侧重... 在国家能源安全和“双碳”战略愿景下,CO_(2)驱强化采油封存技术(CO_(2)-EOR)因能助力油气行业转型发展,成为“低碳化”乃至“负碳化”的首选技术和最现实的选择。无论是实验、数值模拟还是现场实践,目前国内外学者对CO_(2)-EOR研究侧重于CO_(2)作为高效的驱油“催化剂”本身及油藏CO_(2)-EOR适应性认识,对于工程选址评价缺乏统一标准和系统研究。在充分调研国内外文献的基础上,结合中国CO_(2)-EOR应用进展和工程实践,明确了CO_(2)-EOR工程选址可行性评价所需的通用依据,指出了CO_(2)-EOR工程选址遵循“CO_(2)封存与驱油双统一”、安全性、经济性的专属性原则,并从CO_(2)-EOR工程选址的地质、工程、安全、经济4个要素开展了较详尽系统的研究,定性-定量构建了“4+8+27”CO_(2)-EOR工程选址三级指标评价体系(GESE),以期为油藏开展CO_(2)-EOR工程选址提供借鉴,助力中国碳减排技术的应用与发展。 展开更多
关键词 碳达峰碳中和 co_(2)-EOR工程 场地选址 评价指标 地质要素 工程要素 安全要素 经济要素
下载PDF
基于三维点云计算的CO_(2)-水-岩反应程度量化表征方法 被引量:1
18
作者 蒋长宝 程岳 +5 位作者 李春梅 侯典东 杨毅毫 焦冰洋 赵冬 邓博知 《实验技术与管理》 CAS 北大核心 2024年第6期9-19,共11页
CO_(2)地质封存是减少大气中CO_(2)排放,降低温室效应的重要途径,CO_(2)注入含水地层中时,CO_(2)-水-岩反应可能引起岩石矿物的侵蚀,对CO_(2)地质封存安全性产生显著影响。在室内实验中,通过表征岩石表面的形貌特征可以有效地评估CO_(2)... CO_(2)地质封存是减少大气中CO_(2)排放,降低温室效应的重要途径,CO_(2)注入含水地层中时,CO_(2)-水-岩反应可能引起岩石矿物的侵蚀,对CO_(2)地质封存安全性产生显著影响。在室内实验中,通过表征岩石表面的形貌特征可以有效地评估CO_(2)-水-岩反应程度,为CO_(2)地质封存的安全性评估提供科学依据。通过三维点云计算可以精确量化地表征CO_(2)-水-岩反应程度,这种方法首先运用三维激光扫描技术,构建岩石表面的三维模型,确定CO_(2)-水处理前岩石表面三维模型的基准面,并基于处理前的均方根粗糙度确定处理后岩石表面三维模型的基准面。基于三维模型点云信息,提出了两种不同的体积计算新方法,并通过对规则模型体积的计算比较了两种计算方法的准确性与适用性,可根据实际情况选择两种计算方法量化表征CO_(2)-水处理前后岩石表面的侵蚀体积。最后,以陕西省咸阳市某煤矿煤样为例,开展了CO_(2)-水-岩反应模拟试验,验证了计算的可行性。试验结果表明:该文提出的侵蚀体积计算方法可有效地量化表征CO_(2)-水-岩反应程度,CO_(2)-水处理后岩石表面不同区域的侵蚀差异性明显,岩石表面的侵蚀体积与均方根粗糙度之间存在显著的正比关系,随着均方根粗糙度的增大,侵蚀体积也相应上升。 展开更多
关键词 三维点云 co_(2)-水-岩 基准面 均方根粗糙度 反应程度
下载PDF
页岩油藏注CO_(2)驱孔隙动用特征研究 被引量:1
19
作者 张志超 柏明星 杜思宇 《油气藏评价与开发》 CSCD 北大核心 2024年第1期42-47,共6页
CO_(2)在页岩油藏驱油时的孔隙动用特征是评价其应用于提高页岩油藏采收率效果的一项重要指标。因此,开展了超临界CO_(2)驱替页岩岩心室内实验,并以核磁共振(NMR)在线岩心扫描技术为手段对CO_(2)驱页岩油藏的孔隙动用特征和规律进行研... CO_(2)在页岩油藏驱油时的孔隙动用特征是评价其应用于提高页岩油藏采收率效果的一项重要指标。因此,开展了超临界CO_(2)驱替页岩岩心室内实验,并以核磁共振(NMR)在线岩心扫描技术为手段对CO_(2)驱页岩油藏的孔隙动用特征和规律进行研究。结果表明,超临界CO_(2)非混相驱油主要动用页岩中孔隙半径在0.1~3.0µm范围内的油,而此过程中小于0.008µm孔隙半径内的油量反而增加,分析原因主要是CO_(2)在页岩层中通过压差和扩散作用将大孔隙内页岩油带入小孔隙中并发生吸附滞留,在驱替时间5 h后,CO_(2)驱替页岩油采收率达到35.7%,驱油效果较好。 展开更多
关键词 超临界co_(2) 页岩油 核磁共振 孔隙动用特征 采收率
下载PDF
CuZn/CeO_(2)催化剂在CO_(2)加氢制甲醇中的应用研究 被引量:1
20
作者 张兰 陈标华 王宁 《低碳化学与化工》 CAS 北大核心 2024年第8期100-106,共7页
CO_(2)加氢制甲醇反应过程中产生的大量副产物水会加速催化剂中CuZn物种的聚集和烧结,导致催化剂严重失活。而CeO_(2)亲水性较弱,具有较高的水热稳定性,可以增强CuZn物种的分散。因此,通过水热合成法制备了一系列CeO_(2)载体晶面可调控... CO_(2)加氢制甲醇反应过程中产生的大量副产物水会加速催化剂中CuZn物种的聚集和烧结,导致催化剂严重失活。而CeO_(2)亲水性较弱,具有较高的水热稳定性,可以增强CuZn物种的分散。因此,通过水热合成法制备了一系列CeO_(2)载体晶面可调控的CuZn基催化剂,并在其中引入了适当浓度的氧空位。采用TEM、XRD和H_(2)-TPR等表征手段研究了合成的CeO_(2)载体及CuZn/CeO_(2)-y催化剂(y为rod、cube或otca)的形貌、结构和还原性能等物理化学性质,并考察了CuZn/CeO_(2)-y催化剂在CO_(2)加氢制甲醇反应中的催化性能。结果表明,暴露(110)晶面的纳米棒结构的CeO_(2)载体(CeO_(2)-rod)更有利于CuZn基物种的分散,并且CeO_(2)-rod与Cu物种形成了Cu—O—Ce界面,增强了催化剂同时吸附和活化CO_(2)和H_(2)的性能。因此,CuZn/CeO_(2)-rod表现出较高的CO_(2)转化率和甲醇选择性,在260℃、3MPa的条件下,甲醇时空收率为433.4g/(kg·h),甲醇选择性高达68.5%。同时,利用原位漫反射傅立叶变换红外光谱对CO_(2)加氢制甲醇的反应路径和重要中间物种的演变进行了详细研究,发现在CuZn/CeO_(2)催化剂的作用下,反应主要遵循甲酸盐路径,载体的晶面效应没有改变反应路径,但是提高了重要中间物种达到平衡的速率。 展开更多
关键词 CuZn/CeO_(2)催化剂 co_(2)加氢 甲醇选择性 氧空位
下载PDF
上一页 1 2 250 下一页 到第
使用帮助 返回顶部