CO_(2)/N_(2)置换-降压强化开采天然气水合物

将天然气水合物中的CH_(4)置换为CO_(2)水合物是未来能源生产和温室气体控制的一种创新方法,但通常条件下CO_(2)对水合物中CH_(4)的置换效率较低,因此采用混合气联合降压强化置换的开采方法被提出。模拟(海底静水压力)在三轴应力约束状态下,通过注入固定比例[n(CO_(2))∶n(N_(2))=4∶1]的置换气体,研究降压强化置换过程中储层气相组分、CH_(4)开采率与CO_(2)封存率的变化。结果表明:CO_(2)+N_(2)联合降压强化置换法大幅度提高CH_(4)水合物置换效率,CH_(4)置换率相较于传统置换法的15.2%提升至35.22%,其中N_(2)直接贡献率占8.66%。通过降压强化,显著增强分解后期阶段气体扩散效果,提高CH_(4)开采率与CO_(2)封存率,对提高水合物转换开采具有良好的应用前景。

双井周期注CO_(2)联合降压法开采天然气水合物分析

相较于单纯地封存CO_(2),CO_(2)置换法开采天然气水合物(以下简称水合物)能够满足水合物资源开采和碳封存的双重需求。为确保安全高效开发水合物的同时提高CO_(2)封存率,按照双井周期注入CO_(2)联合降压法开采水合物的思路,以中国南海典型水合物藏为研究对象,建立了矿藏尺度水合物注采热—流—固—化四场耦合数值模型,并开展了连续、间歇、循环3类注入开采方案和单井降压开采方案的对比分析,然后模拟分析注CO_(2)辅助水合物降压开采的增产效果,最后对比了不同注入方案的CO_(2)回收和封存情况,探索了水合物法碳封存的可行性。研究结果表明:(1)邻井CO_(2)的注入有助于降低产水量并缓解降压开采引起的地质沉降;(2)间歇注入较循环注入可促进储层中CO_(2)水合物生成,扩大注入井附近的高温区域,有利于生产井附近水合物的分解;(3)连续注入方式有利于分解气体的产出,但双井注采模式降低了甲烷水合物分解程度;(4)双井注采的CO_(2)注入分为快速注入阶段、反转阶段和缓慢注入阶段,其中双井间歇注入方案的CO_(2)注入效率最高。结论认为,双井间歇注入CO_(2)复合降压法能够在安全、高效开采水合物的同时具有相对可观的碳封存效果,是一种实现水合物商业化开采和助力双碳目标实现的潜在方法,研究成果对于天然气水合物开发及CO_(2)地质封存具有理论指导意义。

天然气轻烃回收工艺中CO_(2)冻堵防治技术研究

为降低轻烃回收工艺中CO_(2)冻堵造成的风险,提高RSV工艺对原料气中CO_(2)含量的适应程度。在梳理CO_(2)固体形成规律的基础上,通过固系物追踪验证析出固体的物流和设备,通过敏感性分析研究了不同工艺参数对冻堵裕量的影响,并针对性地提出不同序列的阶段性解冻措施。结果表明,脱甲烷塔塔顶气和干气过冷回流是容易发生CO_(2)冻堵的物流,脱甲烷第2块塔板的冻堵风险最大;脱甲烷塔塔压、低温分离器温度是影响CO_(2)冻堵裕量的最敏感因素;原料气中CO_(2)含量不同,对应的解冻措施也不同,可通过增加塔压、降低低温分离器温度等措施来控制CO_(2)固体析出;在相同乙烷收率的前提下,改进后的RSVF工艺较RSV工艺,不仅冻堵裕量有所增加,而且总能耗也有所降低。

天然气地下储气库CO_(2)作垫层气研究现状

针对天然气地下储气库垫层气的相关研究,从CO_(2)和CH_(4)的热力学性质对比以及相关混气实验,综述了CO_(2)作垫层气的可行性。从静态因素和动态因素两个方面,详细综述了CO_(2)作垫层气与工作气混合的影响因素,包括储层孔隙度、渗透率、温度、压力、CO_(2)垫层气比例等。论述了“CO_(2)-地层水-岩石”相互作用对储层结构和稳定性的影响。研究可为CO_(2)作天然气地下储气库垫层气的注采动态变化规律分析以及提高储气库天然气采收率提供理论借鉴。

富含CO_2天然气净化技术现状及研究方向

富含CO2天然气净化技术面临天然气气质和尾气排放标准的双重挑战,故在综述国内外富含CO2天然气脱除CO2技术现状的基础上,分析了现有净化技术存在的问题,即活化甲基二乙醇胺(aMDEA)法CO2吸收剂循环量大、装置能耗高,变压吸附法和膜分离集成法工艺不成熟等。进而提出了活化剂、工艺流程及其操作参数优化、变压吸附和膜分离集成技术等新的研究方向,以期形成适用于富含CO2天然气净化的系列配套技术,助推我国富含CO2天然气的高效开发。

CO_(2)乳液置换开采天然气水合物研究进展

CO_(2)置换开采及封存的碳汇是降低我国南海水合物产业化开采成本的重要路径,不仅能保障粤港澳大湾区经济建设所需的能源供给,而且能降低大湾区过量的碳排放,与气态、液态CO_(2)相比,注入CO_(2)乳液置换效率更高。综述CO_(2)乳液在置换开采甲烷水合物中的应用,以及乳液的稳定性问题,讨论CO_(2)乳液开采南海水合物的优势及难点,并对下一步CO_(2)乳液法置换开采南海水合物进行分析,为未来天然气水合物开采及同步碳封存提供参考和建议。

液化天然气中CO_(2)的溶解度计算新方法

液化天然气技术是深远海天然气利用最为可行的技术方案,其中带压液化天然气(PLNG)技术可显著提升LNG中CO_(2)的溶解度,但利用相平衡实验获得CO_(2)溶解度的方法较为复杂,且理论方法难以在宽温区范围内保证CO_(2)溶解度计算的准确度。为了能快速计算具有高准确度的液化天然气中CO_(2)的溶解度,提出了分温区拟合二元交互作用系数的方法,应用HYSYS软件和理论自编程法分别对CH_(4)—CO_(2)二元系和CH_(4)—CO_(2)—N_(2)/C_(2)H_(6)三元系溶液中CO_(2)的溶解度进行计算。研究结果表明:(1)采用HYSYS软件和理论自编程法分别计算的CO_(2)在二元系溶液和三元系溶液中的溶解度,与实验数据的平均相对误差均小于8%;(2)使用拟合的二元交互系数后,HYSYS软件计算CO_(2)在液态CH_(4)中的溶解度数据与实验值的平均相对误差从6.63%降到1.69%,且HYSYS软件和理论自编程法计算三元系溶液中CO_(2)的溶解度准确性均得到了提高。结论认为,通过使用分温区拟合二元交互作用系数,HYSYS软件和理论自编程法可快速计算高准确度的CO_(2)溶解度数据,该新方法为天然气液化工艺流程的设计提供了理论指导和技术支撑。

含CO_(2)湿天然气长输管道内腐蚀原因及其防控措施

针对某含CO_(2)湿天然气长输管道的内腐蚀问题,通过管道运行工况调研、腐蚀形貌观察及腐蚀产物成分分析,明确了该管道的内腐蚀原因,并提出了该类天然气管道的内腐蚀防控措施。结果表明:由于管道的天然气露点控制不严格,在环境气温较低而输送气体温度相对较高时,管道内壁可能出现冷凝水液膜或液滴,冷凝水沉降造成某些低洼位置的管段出现积水,CO_(2)溶于液态水形成较强腐蚀性的碳酸,从而发生CO_(2)腐蚀;同时,在管道水压试验过程中,未对试压水进行除氧和杀菌处理,在水压试验结束后,又未及时清理和干燥管道,会导致管道在投产前就存在积水,从而造成溶解氧腐蚀和细菌腐蚀。

南海富CO_(2)天然气分类利用技术

南海丰富的天然气资源普遍具有CO_(2)含量高(20%~80%)的特点,现有工艺只适宜于加工CO_(2)含量相对较低的天然气资源,且过程中均有大量CO_(2)排放,碳资源利用率较低,在一定程度上限制了南海大气田的大规模开发利用。本文介绍了南海富CO_(2)天然气脱碳后商用及尿素和甲醇等化工利用两方面的现状,基于南海天然气的组成特点,提出了按CO_(2)含量小于20%、20%~30%、大于30%的3种区间,分别采用脱碳+海洋封存、CO_(2)捕集+化工利用、CH4-CO_(2)干重整+费托合成方案的分类利用新思路,并介绍了CH4-CO_(2)干重整、CO_(2)捕集、CO_(2)海洋封存、CO_(2)矿化、CO_(2)化工利用等南海富CO_(2)天然气分类利用核心技术以及中国海油在这5类核心技术方面的研究进展。本文研究有助于推动富CO_(2)天然气的精准、高效利用及富CO_(2)天然气利用产业链的延伸。

二氧化碳置换法开采天然气水合物研究进展

应用CO_(2)置换法开采天然气水合物被认为是一种极具潜力的提高CH_(4)采收率和CO_(2)埋存率的技术。论述了CO_(2)及其混合气置换法开采天然气水合物的机理,梳理了CO_(2)混N_(2)/H_(2)及地热辅助CO_(2)提高水合物中CH_(4)采收率的技术进展。研究表明:①应用纯CO_(2)置换开采天然气水合物时,CH_(4)的采收率较低,而将CO_(2)与N_(2)、H_(2)以不同比例混合后注入天然气水合物藏中进行CH_(4)开采,能够有效提高CH_(4)的采收率。②CO_(2)与N_(2)或H_(2)混合注入水合物层时,多种气体分子在竞争吸附作用下降低了CH_(4)分子与水合物分子笼之间的范德华力,同时降低了混合气中CO_(2)的分压,导致水合物相平衡曲线上移,抑制了置换过程中CO_(2)水合物的生成速率,减轻了包裹作用的不利影响,从而提高CH_(4)采收率。③CO_(2)混合N_(2)注入开采水合物时,N_(2)的混入虽然能够减轻包裹作用的影响,但新形成的N_(2)水合物会堵塞CO_(2)进入水合物分子笼的通道,因此提高CH_(4)采收率效果有限。④在水合物层条件下H_(2)并不会形成新的水合物,而且混入少量的H_(2)又会与N_(2)发生吸附竞争,从而抑制N_(2)水合物的形成,故将低浓度的H_(2)气混入CO_(2)与N_(2)的混合气中能够进一步提高对水合物中CH_(4)的置换率,从而提高CH_(4)的采收率。因此,混入H_(2)被认为是提高CO_(2)置换开发水合物效果的重要途径。⑤混合气周期注气方式可明显提高水合物中CH_(4)的采收率和CO_(2)水合物藏封存率。⑥应用地热辅助CO_(2)开采水合物的方法也能够降低新形成水合物的包裹作用,同时实现CO_(2)在地热层和水合物层的两次埋存,在提高CH_(4)采收率的同时,大大提高CO_(2)在地层中的埋存率。

高含CO_(2) 天然气的综合开发利用综述

分析我国高含二氧化碳天然气分布情况,随后介绍高含二氧化碳天然气的利用方式。其中,高含二氧化碳天然气制甲醇具备经济和环保优势。这有利于促进南海探明天然气资源转化,进一步加快南海天然气勘探开发,延长已开发气田服务年限;有利于促进我国甲醇产业结构和布局优化合理;有利于资源合理利用和减少碳排放,助力实现“碳达峰、碳中和”愿景。

碳酸盐岩富含CO_2天然气压缩因子计算方法评价

近年来,我国陆续发现了一系列富含CO2的酸性天然气藏。目前,我国在获得该类天然气体系的压缩因子的方法主要包括实验直接测定法、图版法和计算法。本文采用SRK、SRK(D&G)、PR等状态方程方法,H-Y、D-A-K(11参数法)等经验公式法,以及两参数图版法、修正的两参数图版法和三参数图版法(Pitzer关联式)计算CO2含量不同的天然气体系的压缩因子,通过计算值与实验实测值得对比,评价各种计算方法求解富含CO2的酸性天然气体系压缩因子的适应性,寻找适合求解富含CO2的天然气体系的压缩因子的方法。

富含CO_(2)天然气净化技术现状及研究方向

随着社会的发展,富含CO_(2)天然气净化技术也面临着极大的挑战,如天然气气质问题等。根据中国与其他发达国家富含CO_(2)天然气脱除CO_(2)技术的发展现状,对净化技术中的弊端作出了剖析,目前,活化甲基二乙醇胺法的吸收剂循环量大,变压吸附法等工艺也不成熟,在此背景下,提出了活化剂等技术的研究方向,希望可应用到富含CO_(2)天然气净化技术中,进而带动我国对富含CO_(2)天然气的开发使用。

人工神经网络预测高含CO_2天然气的含水量

提出了一种基于人工神经网络模型预测高含CO_2天然气的含水量的新方法。网络输入变量CO_2摩尔分数、温度、压力,网络的输出为高含CO_2天然气的含水量。该人工神经网络模型能够估算温度在20.0～200.0℃,压力在0.1～70.0 MPa,CO_2摩尔分数高达70%天然气中水蒸汽的含量。对比文中建立的人工神经网络模型和目前常用的3种预测高含CO_2天然气的含水量的经验模型,结果表明,人工神经网络的平均相对误差值最小,为1.275%,3种经验模型在CO_2含量较高时,预测精度较低。这就表明,人工神经网络模型在预测高含CO_2天然气含水量时,比3种常用的经验模型更具有优势。

天然气管道CO_(2)腐蚀机理及预测模型研究进展

天然气管道的CO_(2)腐蚀是一个普遍现象,但对于其腐蚀机理目前仍然缺乏深入的理解和认识,因而难以解释CO_(2)的腐蚀行为并建立有效的腐蚀速率预测模型。为此,从均相化学反应、电化学反应和传质过程3个方面,讨论了CO_(2)腐蚀机理,分析了影响CO_(2)腐蚀的关键因素,总结了相应的CO_(2)腐蚀速率预测模型的最新研究进展情况;在对CO_(2)腐蚀机理最新理解的基础上,比较了各种模型的机理性和拓展性,总结了现行研究的缺陷和不足,并基于现存的问题对今后的研究方向进行了展望。研究结果表明:(1)目前对于CO_(2)腐蚀机理的研究主要以理想溶液环境体系为主,未来需要对非理想溶液体系的CO_(2)腐蚀机理进行研究;(2)关于CO_(2)腐蚀反应机理的认识还不清楚,对于CO_(2)能否直接参与阳极反应以及H2CO3能否直接被还原还存在着争议,需要进一步研究;(3)目前的腐蚀速率预测模型都只考虑了电化学腐蚀因素,而没有考虑管道内复杂流动的影响,应建立更符合管道实际工况的预测模型。结论认为,该研究成果有助于建立准确的CO_(2)腐蚀速率预测模型。

天然气净化脱CO_2吸附剂的微观结构分析

为了筛选一种合适的吸附剂来净化脱除天然气中的CO_2杂质,利用ASAP 2020型物理吸附仪,在77K下测定N_2在13X-HP和5A分子筛中的吸附等温线,分析其微观结构。结果显示:两种样品的吸附等温线都属于第Ⅱ类吸附等温线,孔结构为四面都开放的尖劈形毛细孔。两种吸附剂均为典型的微孔吸附剂,具有较大的比表面积与丰富的微孔结构,其微孔容积均占总孔容积的80%以上,微孔比表面积占总比表面积的95%以上,由于13X-HP分子筛比表面积为536.623 2 m^2/g,明显大于5A的472.414 1 m^2/g,孔容积与气体吸附量前者均大于后者,因此从微观结构上认为13X-HP分子筛比5A分子筛有更好的气体吸附效果,更适合用于天然气净化脱除CO_2。

水动力条件对东营凹陷气藏的制约及对CO_(2)封存靶区的启示

东营凹陷及周边大量的天然气藏预示着这些区域具有良好的CO_(2)地质封存条件。为了优选出东营凹陷及周边适宜CO_(2)封存的靶区,通过收集资料与盆地流场综合分析,总结归纳了东营凹陷及周边埋深为500~1 500 m的天然气成藏的主控因素、赋存模式,以及东营凹陷地下流体动力场对天然气藏形成的制约作用。研究结果显示:(1)按照地下流体运动特征与方式,天然气藏形成的输导方式可划分为侧向型输导体系与垂向型输导体系,侧向型主要分布在凹陷边缘高凸起带,垂向型主要分布在盆内凹陷区。(2)压实流是凹陷中心的深部气源向上运移的主要驱动力,一部分深源气体自凹陷中心向凹陷边缘产生较长距离的运动,在凹陷边缘的高凸起部位压实流与重力流的接合区形成封闭的水动力圈闭,形成侧向型天然气藏;另一部分深源气体在压实流驱动下,沿高孔渗断裂带垂向运移进入顶部的圈闭中聚集成藏。由于断层错断导致的岩性圈闭比较发育,与水动力圈闭一起构成气体的有效圈闭,形成垂向型天然气藏。(3)东营凹陷CO_(2)封存最有利靶区主要位于凹陷西、北方向的青城凸起、林樊家凸起、滨县凸起、陈家庄凸起、广饶凸起等高凸起及其周边;东部的广饶凸起、青坨子凸起等凸起及凹陷区的垂向断裂发育区为CO_(2)封存较有利靶区。研究认识对我国东部沉积盆地高碳排放区CO_(2)地质封存场地优选具有参考意义。

琼东南盆地Ⅱ号断裂带新生界多期热流体活动与天然气运聚特征

运用流体包裹体、有机地球化学分析和压力模拟手段,综合研究了琼东南盆地东部Ⅱ号断裂带新生界多期热流体活动及天然气运聚特征。研究结果表明:(1)琼东南盆地东部Ⅱ号断裂带BX19-2构造天然气主要为烃气和CO_(2),烃气为煤型气和油型气的混合气,但不同气层中天然气组分含量差异较大,浅部三亚组气层为相对高含量的烃气(体积分数为83.93%)和低含量的有机成因CO_(2)(体积分数为7.11%);较深部的陵水组气层为含量相对较低的烃气(体积分数为16.10%~76.63%)和含量相对较高的幔源CO_(2)(体积分数为18.70%~81.56%)。(2)流体包裹体和岩石地球化学参数显示烃气运移与3期热流体活动相关,每期热流体的活动深度及引起的热异常程度均存在一定差异。3期含烃热流体活动的时间分别为中新世晚期(约8.8 Ma)、上新世(约4.5~4.1 Ma)和第四纪(约1.1~0.1 Ma)。(3)热流体是以断裂为主要通道发生垂向高效快速充注。来自宝岛凹陷深部的幔源CO_(2)在上新世晚期—第四纪(约2.2~0.5 Ma)发生充注,并驱替了陵水组储层的烃气。因此,宝岛凹陷Ⅱ号断裂带附近的圈闭可能具有钻遇高CO_(2)含量的风险。

基于余热利用的活化MDEA法脱除CO_(2)的天然气液化系统

沼气以及CO_(2)驱采油的伴生气中都含有大量的CO_(2)。为降低高含CO_(2)天然气液化的能耗,提出了活化甲基二乙醇胺(MDEA)法脱除CO_(2)的天然气液化系统,将液化厂中驱动压缩机的燃气轮机烟气余热用于吸收剂的再生过程,实现能耗的降低。采用HYSYS软件对系统进行了模拟研究并对脱碳过程的关键参数进行了分析。结果表明,CO_(2)含量不超过10%时,脱碳再生的热耗可全部由烟气余热提供,CO_(2)含量为30%时,烟气余热可提供接近50%的再生热耗;CO_(2)含量为1%~30%时,系统的比功耗为0.577~0.611 kW·h/kg。

L415管线钢在天然气环境中的CO_(2)腐蚀行为研究

针对L415管线钢在天然气环境中的CO_(2)腐蚀行为问题,研究首先对L415管线钢的微观结构和宏观性质进行分析,通过实验的方式,分别进行L415管线钢在不同温度、流速以及CO_(2)分压下的腐蚀行为研究,为L415管线钢在含CO_(2)天然气中的应用奠定基础。结果表明:在90℃环境下,L415管线钢的腐蚀速率最快,说明温度是L415管线钢CO_(2)腐蚀的重要影响因素;随着天然气流速的增加,L415管线钢的CO_(2)腐蚀速率先增加后降低;随着CO_(2)分压的增加,L415管线钢表明的腐蚀产物保护膜被破坏,L415管线钢的腐蚀速率将急剧增加。