三河尖关闭煤矿煤层CO_(2)封存潜力研究

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。

中国水层CO_(2)地质封存技术攻关方向

在国家“碳达峰碳中和”战略目标下,为了延长化石能源行业的生命周期,亟需进行大规模碳减排的重大革命,其中CO_(2)地质封存(CCS)这一大规模碳减排的托底技术,已在全球达成共识。为此,系统梳理了全球CCS发展趋势,并针对中国CCS地质特点和工程技术现状,分析了中国发展水层CCS面临的挑战和难点,提出了中国水层CO_(2)地质封存技术的攻关方向。研究结果表明:①中国水层CCS起步早,当前正在开展世界级规模水层CCS先导试验,技术水平与国外并行,CCS有望成为中国未来大规模碳减排的主要手段;②鉴于中国水层多无法回避陆相沉积、断裂发育、非均质性强等先天条件,中国未来建设大规模水层CCS将面临封存规模大、封存成本高和长期封存安全性等3个方面关键技术的挑战;③从推动和形成CCS负碳新产业角度,中国未来水层CCS碳埋存需要攻克CCS地质体评估、CO_(2)高速注入、低浓度CO_(2)封存、降低成本和地质监测等5个关键技术。结论认为,该研究认识进一步坚定了中国发展水层CCS技术的信心,提出的5个方面关键技术为快速形成负碳领域的国家战略科技力量明确了攻关方向,同时为后续推动大规模地下储氢、储氦、压缩空气储能等战略性新兴行业的发展提供了前瞻性技术支撑。

海洋CO_(2)地质封存研究进展与发展趋势

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。

跨临界CO_(2)循环系统控制优化策略的研究进展

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。

含杂质超临界CO_(2)管道止裂分析及控制方案

管道输送作为CCUS技术的关键环节,在超临界高压环境下输送CO_(2)时,由于含杂质CO_(2)特殊的相特性,一旦发生泄漏,压力会维持较高值且温度急剧下降,输送管道易发生裂纹扩展,造成断裂事故。基于延长油田一期36×10^(4)t/a超临界CO_(2)管输预研方案,根据减压波速度计算模型和管道裂纹延性扩展止裂判据,采用修正后的Battelle双曲线法对管道进行止裂分析,对无法满足止裂要求的设计方案进行增加壁厚试算。结果表明:材质为X80、尺寸为Φ140 mm×6.0 mm的L12管线韧性值满足工况下裂纹控制的要求;而同样材质等级、壁厚组合为Φ168 mm×6.0 mm的L11管线所提供的止裂压力低于平台压力,无法保证管线发生裂纹延性扩展时能够自行止裂。对于L11管线,通过将管道壁厚增加至7 mm,其他设计参数不变,可以实现裂纹自行止裂。该研究可为实际工况下Battelle双曲线法在超临界CO_(2)管道断裂控制的应用提供理论基础与实际范例。

“双碳”目标下火电厂CO_(2)计量技术研究现状与展望

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。

运移距离对CO_(2)混相驱重力超覆的影响规律及表征分析

CO_(2)驱油技术具有提高原油采收率和资源化利用与封存的双重目的,已在低渗-致密油藏得到广泛应用。为明确运移距离对CO_(2)混相驱油过程中密度差引起的重力超覆程度的影响规律,分别采用室内物理模型和数值模型开展研究。实验结果表明,混相条件下,由于岩心长度减小,重力超覆的扩展空间受限,但油气混相程度的降低,导致重力超覆程度降低幅度较小;当岩心长度继续减小时,混相程度降低对重力超覆的影响大于岩心长度对重力超覆扩展空间限制的影响,从而使重力超覆程度加剧。数模结果表明,随着运移距离的减小,重力超覆程度减弱,混相驱采收率提高。因此,结合油田现场情况,为减缓重力超覆,应适当减小井距,缩短CO_(2)气体运移距离,从而提高CO_(2)驱的波及效率。研究结果对于CO_(2)驱油现场试验方案设计和参数优化具有一定的指导意义。

煤中超临界CO_(2)解吸滞后机理及其对地质封存启示

将CO_(2)注入不可采煤层地质封存既是降低温室气体效应最理想选择之一,也是煤炭工业降低CO_(2)排放、实现低碳化可持续发展的必由之路,然而,煤层CO_(2)地质封存悬而未决的关键问题是:“注入煤层中的CO_(2)到底能否长期停留而安全封存?”。鉴于此,在弄清煤体CO_(2)解吸滞后规律的基础上,揭示超临界CO_(2)解吸滞后机理,建立煤层CO_(2)地质封存量化模型,探讨利用解吸滞后实现煤层CO_(2)长期安全封存。研究表明:煤中超临界态CO_(2)解吸滞后程度大于亚临界态CO_(2),在超临界阶段,吸附与解吸等温线形成近似“平行线”的稳定滞后特征;解吸滞后的本质原因是煤中微纳米级亲水性孔隙形成弯液面、产生强大毛细压力、渗吸液态水、截断并固定超临界CO_(2)流体、最终形成了CO_(2)残余封存,例如,煤中直径40~10 nm圆柱形无机孔隙可产生7.30~29.12 MPa毛细压力,足以封堵超临界态CO_(2);以九里山煤样解吸等温线数据为例,采用基于煤层CO_(2)解吸滞后的地质封存量化模型,评估出900~1500 m深部二1煤层封存总量稳定在35~37 m^(3)/t,其中,吸附封存约占80%,残余封存约占15%,而结构封存仅占5%;解吸滞后启示应尽可能采取措施提高煤层残余封存CO_(2)比例,原因是毛细堵塞的残余封存CO_(2)较围岩密封的游离和吸附CO_(2)更安全且没有泄露风险,煤层灰分、水分、孔隙尺寸和形貌等物性参数是影响残余封存效率的主要因素。

CO_(2)−荷载耦合作用下煤体细观统计损伤本构模型及验证

CO_(2)吸附会对煤体产生损伤劣化作用进而降低其稳定性,对CO_(2)封存的长期安全性提出挑战,明确CO_(2)劣化作用并建立本构模型至关重要。采用损伤力学理论和统计理论推导出能够综合反映CO_(2)吸附和荷载耦合作用下煤体总损伤变量的计算公式,并重点考虑了压密段的影响,分段建立了CO_(2)作用下煤体的细观统计损伤本构方程,明确了模型各参数的确定方法。最后通过CT扫描实验系统、MTS 816实验系统确定了本构模型参数,并采用自主研制的气−固耦合实验系统对不同CO_(2)压力下煤体进行了单轴压缩实验,验证了模型的合理性。研究结果表明:①基于CT扫描获取的裂隙率和运用Weibull分布理论分别定义了吸附和受载作用下的损伤变量,结合损伤理论进一步得到二者耦合作用下的总损伤变量,并建立了细观统计损伤本构模型;②基于CT扫描技术的裂隙三维重构真实反映了CO_(2)作用前后裂隙扩展特征,CO_(2)压力越高,裂隙扩展越充分,煤样三维裂隙参数和损伤变量越大,所形成的空间裂隙网络越复杂;③CO_(2)对煤体力学性质劣化作用显著,煤体的抗压强度与弹性模量随CO_(2)压力增加分别降低了49.78%和22.63%,CO_(2)对煤体的溶胀效应、塑化效应和气楔效应的综合作用导致了力学参数的降低;④建立的CO_(2)作用下煤体细观统计损伤模型理论曲线与单轴实验曲线具有较高的吻合度,说明损伤本构模型能够较好地反映出CO_(2)对煤体力学特性的损伤劣化作用,体现了损伤本构模型及模型参数确定方法的合理性与适用性。

南川常压海相页岩气注CO_(2)吞吐提高采收率工程实践

当前研究实验和模拟论证了注CO_(2)吞吐提高页岩气采收率的理论可行性,然而其实际工程效果尚未得到现场试验的验证。为此,基于四川盆地南川常压海相页岩气藏地质赋存及生产特征,开展了页岩等温吸附和CO_(2)—CH_(4)竞争吸附机理研究,实施了国内首次常压海相页岩气衰减井CO_(2)吞吐现场试验,并提出了构建成套技术体系的攻关方向。研究结果表明:①气井生产到后期进入低压低产阶段,表现出地层能量不足的特征,是提高气井采出程度的重要阶段;②常压页岩的CH_(4)和CO_(2)吸附能力明显高于低压或高压页岩,采用CO_(2)提采更具可行性和必要性;③相同条件下的常压、高压和低压3组页岩样品均表现出对CO_(2)的吸附量大于对CH_(4)的吸附量,且对气体的吸附能力依次为南川(常压海相)页岩>长宁(高压海相)页岩>延长(低压陆相)页岩;④试验井注CO_(2)吞吐增产效果明显,页岩气单井预测最终可采储量(EUR)从0.75×10^(8) m^(3)上升到0.90×10^(8) m^(3),单井控制储量5.186×10^(8) m^(3),预计采收率提高了2.9%。结论认为:①实施的国内首次常压海相页岩气衰减井注CO_(2)吞吐试验取得突破性进展,为我国页岩气井提高采收率技术研发与应用提供了重要借鉴与参考;②亟需开展页岩气衰减井CO_(2)提采资源潜力与时机评估、提采效果定量评价与工艺优化等研究,并形成页岩气衰减井注CO_(2)吞吐提高采收率成套关键技术及标准体系。

玛湖凹陷上乌尔禾组强敏感油藏CO_(2)同步吞吐试验

为探索玛湖凹陷强敏感致密砾岩油藏水平井压裂后高效开发提高采收率技术,在玛湖1井区开展注CO_(2)同步吞吐试验。结果表明:CO_(2)同步吞吐可提高强敏感致密砾岩油藏采收率,驱油机理主要是萃取、混相、竞争吸附、膨胀驱替等;裂缝沟通是导致气窜的主要原因,通过现场调控,实现井组与气窜井同步焖井,保证现场实施效果;试验井组受压裂液浸泡导致黏土矿物水化膨胀,造成喉道封堵,渗流能力减弱,影响了CO_(2)波及范围,导致阶段换油率较低。CO_(2)同步吞吐试验取得了较好的增油效果,试验井组阶段增油量为3983 t,换油率为0.36,该试验为强敏感致密砾岩油藏水平井压裂后提高采收率提供了技术思路及矿场经验。

衰竭底水气藏注CO_(2)提高天然气采收率与碳封存机理

气藏注CO_(2)提高天然气采收率并实现碳封存有望成为大幅度提高天然气产量与碳减排协同的潜在关键技术。为了给底水气藏注CO_(2)高效开发提供指导,针对地层水盐度对CO_(2)-CH_(4)-H_(2)O-NaCl体系相平衡影响、气藏注气过程中压力变化对CO_(2)-CH_(4)-H_(2)O-NaCl体系相平衡影响、注采方案对注CO_(2)提高气藏采收率影响、盐度对注CO_(2)提产及封存影响等目前认识不清的问题开展了CO_(2)-CH_(4)-H_(2)O-NaCl体系相平衡规律及注CO_(2)提采与封存数值模拟研究。研究结果表明:①随着盐度增加,CO_(2)和CH_(4)在盐水中的溶解度降低,液相的密度和黏度增加,盐度对气相性质几乎没有影响;②随着压力增加,CO_(2)和CH_(4)在液相中的溶解度均增加,气相、液相密度和黏度均增加,液相偏差因子随压力增加而增加,气相偏差因子先减小后增加;③同注同采方案CH_(4)产量更稳定且产出的CO_(2)少,而先注后采方案则会加速CO_(2)与CH_(4)的混合,CO_(2)封存量低,前者更适合注CO_(2)提采及封存;④在不考虑盐析效应的前提下,盐度对CH_(4)采收率和CO_(2)封存量的影响几乎可以忽略不计,不同盐度的衰竭底水气藏中CH_(4)采收率均超过80%、CO_(2)封存率均超过99%,短期注CO_(2)过程中,CO_(2)主要以气态或超临界态的形式被封存,少部分CO_(2)溶解在液相中,100年后CO_(2)在液相中的溶解质量分数约为5%。结论认为,衰竭底水气藏注CO_(2)能增压补能、驱替置换残余天然气,提高采收率并实现碳封存。

CO_(2)快速吞吐提高页岩油采收率现场试验

页岩油注CO_(2)吞吐提高采收率技术处于探索阶段,目前面临着CO_(2)与页岩储层及流体相互作用机制不明确、数值模拟技术不成熟、缺乏规模注采及低成本回收工艺等技术难题。为探索页岩油注CO_(2)提高采收率主控机理,以苏北盆地溱潼凹陷古近系阜宁组二段页岩油为对象开展了超临界CO_(2)水岩反应实验,分析了高温高压条件下页岩矿物溶蚀作用及其对孔隙度和渗透率的影响,并通过注CO_(2)恒质膨胀实验、最小混相压力测试评价了地层超压条件下注CO_(2)后原油高压物性变化特征,并在此基础上开展考虑多因素数值模拟研究优化了设计注入参数,最终通过矿场试验验证了技术可行性。研究结果表明:(1) CO_(2)水岩反应以碳酸质矿物溶蚀占主导,长英质矿物部分溶解,生成中大孔隙;(2)在地层原油中注入适量的CO_(2),显著萃取了原油中间烃组分,原油黏度从5.151 mPa·s下降到1.250 mPa·s,且CO_(2)首先萃取轻烃组分,随生产时间增加萃取组分逐渐变为重烃;(3)基于人工压裂与天然缝网混合介质组分数模模型,优化设计单井吞吐注气量1.7×10~4 t,注气速度500~600 t/d,焖井时间50 d;(4)低压侧加热的页岩油CO_(2)吞吐地面工艺,可依据CO_(2)注入地面工艺多参数数据模型,实现精准控温,避免注入管线冻堵及井下油管和套管材料低温脆断问题;(5)产出气CO_(2)浓度高于80%时,采用气相回收直注工艺,实现产出气回收成本降至104元/t。结论认为,CO_(2)快速吞吐有效提高了页岩油采收率,形成的机理认识和技术系列可为页岩油注CO_(2)吞吐开发提供参考和借鉴。

5Cr油套管钢在含Cl^(-)的CO_(2)环境中的腐蚀特性研究

目的掌握油气井生产中CO_(2)腐蚀对油套管的影响规律,研究兼顾耐蚀性和经济性的5Cr油套管材料在含Cl^(-)的CO_(2)环境中不同时间下的腐蚀演变规律。方法采用XRD、XPS、SEM和EDS等技术分析5Cr油套管钢在不同时间下腐蚀产物膜的演变情况,利用丝束电极(WBE)和阻抗测试(EIS)技术对其腐蚀电化学行为进行研究。结果5Cr油套管钢腐蚀后期的平均腐蚀速率约为初期的1/2,在腐蚀14 d后,腐蚀产物膜中的Cr富集大于30%,Cr、Fe质量比达到较高水平,约为基体的15倍。随着腐蚀的进行,电荷传递电阻和产物膜覆盖引起的电阻增大,电化学反应阻力增大。在腐蚀前期具有局部不均匀性,随着腐蚀的进行,电极腐蚀电位有负移现象,最终分布区间为−0.59~−0.61 V,电极表面阳极电流区域大幅减少。结论在腐蚀时间延长的条件下,5Cr油套管钢腐蚀产物膜的致密性增加,电荷传递电阻呈变大趋势。在产物膜下的5Cr油套管钢区域,电流发生由阴极向阳极极性转变的现象,产物膜存在的孔隙使5Cr油套管钢基体金属被腐蚀,从而导致阳极电流的出现。表面局部腐蚀电位阳极区的形成和扩展使其有产生点蚀的倾向,但腐蚀产物逐渐沉积在点蚀坑内壁,形成了Cr富集的保护性表面层,原发生点蚀区域由原阳极活性点位转变为阴极区,对其发展起到了抑制作用。

基于FES技术的O_(2)/CO_(2)燃烧气氛下准东煤中不同类型碱金属盐的释放特性

O_(2)/CO_(2)燃烧技术被认为是一种清洁的燃煤发电技术,然而高碱准东煤燃烧过程中释放的大量碱金属通常是引起锅炉受热面积灰、结渣以及腐蚀的重要物质,严重危害了设备的安全稳定运行。因此,探讨O_(2)/CO_(2)燃烧气氛下准东煤中不同类型碱金属盐的释放特性对于煤炭的清洁高效利用具有重要意义。基于火焰发射光谱技术(FES),在金属丝网反应器上研究了煤粉燃烧过程中不同类型碱金属盐在O_(2)/N_(2)和O_(2)/CO_(2)两种气氛下的释放特性。结果表明:在O_(2)/N_(2)气氛下,挥发分燃烧会产生明亮的火焰;与O_(2)/N_(2)气氛相比,O_(2)/CO_(2)气氛下煤粉燃烧强度降低,火焰温度下降,着火时间延迟,挥发分和焦炭的燃烧时间延长,使得煤粉中气相Na的释放过程受到抑制。对于NaAc、Na_(2)CO_(3)和Na_(2)SO_(4)来讲,O_(2)/CO_(2)气氛延迟了其释放过程中质量浓度降低的时间,使煤粉中气相Na从开始释放就进入稳定释放阶段,气相Na质量浓度变化率波动不大;但NaCl会在释放的4 s左右质量浓度变化率变为负值,导致释放的气相Na质量浓度一直降低。同时CO_(2)气氛还会使得NaAc、NaCl等类型盐转化形成更难释放的Na_(2)CO_(3),进一步抑制气相Na的释放过程。而Na_(2)CO_(3)的质量释放率在O_(2)/CO_(2)气氛下也降低的主要原因则是CO_(2)抑制了Na_(2)CO_(3)向Na_(2)O的分解过程。Na_(2)SO_(4)则由于其本身释放就比较困难,因此其质量释放率降低的主要原因是燃料燃烧温度和强度降低导致的。

不同流向上小流道加热管内超临界CO_(2)的压降特性

针对不同流动方向上超临界CO_(2)流体在小流道加热管径为0.75mm内的压降特性进行了实验研究。结果表明,不同流动(水平流动、垂直向上流动以及垂直向下流动)方向上,实验总压降、摩擦压降以及加速度压降均随着系统压力的升高而逐渐减小,而随着质量流量的增大、加热功率以及进口温度的升高而增大。然而,在垂直流动方向上重力压降随着系统压力的升高以及质量流量的增大而逐渐增大,但随着加热功率以及进口温度的升高而逐渐减小。当系统压力、质量流量、加热功率以及进口温度保持恒定时,不同流动方向上超临界CO_(2)流体的摩擦压降均在实验总压降中所占有的比例最大,而重力压降在实验总压降中所占有的比例最小。通过两种测试管径的压降数据比较可知,超临界CO_(2)流体在不同流动方向上实验总压降的变化趋势始终保持一致,并且小管径的实验总压降远大于大管径的实验总压降,从而说明测试管径的尺寸大小对实验总压降的变化有着显著影响。

CO_(2)驱油封存泄漏风险管理系统及应用研究

CO_(2)驱油封存技术在提高原油采收率的同时能实现大规模CO_(2)封存。然而,驱油封存过程伴随着多种CO_(2)泄漏风险。针对以往CO_(2)泄漏风险管理系统的缺乏,特别是缺少基于在线监测的管理系统,难以支撑动态的风险管理,研究基于CO_(2)驱油封存泄漏风险管理体系的构建,开发了集成多环境实时风险识别和评估、多空间风险预测、多层级风险预警和全过程风险控制的动态CO_(2)泄漏风险管理系统,并应用于鄂尔多斯盆地延长石油CO_(2)驱油封存示范项目。案例应用研究表明,所开发的CO_(2)泄漏风险管理系统可以全空间动态识别CO_(2)驱油封存过程的各种泄漏风险,有效支撑泄漏风险的动态管理,为CO_(2)驱油封存项目提供全面及时的安全保障。

超临界CO_(2)作用下无烟煤孔隙结构演化时间效应规律

CO_(2)地质封存技术是实现减排和废弃矿井资源再利用的有效技术之一,但煤层孔隙结构在CO_(2)注入后的变化具有时间效应,其演化规律将直接影响CO_(2)地质封存潜力。为了探索作用时间增加后煤层孔隙结构变化的真实情况,提高CO_(2)地质封存量计算精度,通过对重庆市南桐矿区无烟煤进行超临界CO_(2)吸附实验、低温氮气吸附实验、X射线衍射测试、核磁共振测试、扫描电镜测试等实验,研究了不同超临界CO_(2)作用时间对该区域内煤样孔隙结构的演化规律。研究结果表明:①超临界CO_(2)作用后煤样孔隙度的变化主要发生在7 d内,处理7 d后煤样孔隙度增加了3.20%,7~14 d内煤样孔隙度仅增加了0.05%;②随作用时间增加,煤样孔隙的比表面积增加但变化量逐渐减小,7 d内日均增长19.74%~24.50%,7~14 d内日均增长2.37%~4.60%,其变化规律近似呈对数函数关系;③超临界CO_(2)与煤产生的化学反应引起矿物质的溶解,增大了煤体的表面粗糙度,表征煤样粗糙度的分形维数随着作用时间的增加持续增大;④超临界CO_(2)作用后能有效改变煤样的孔隙度及表面形貌,为CO_(2)吸附提供了更多吸附点位,超临界CO_(2)对孔隙结构的改造效果在7 d内比较明显。结论认为,超临界CO_(2)作用下无烟煤孔隙结构的变化随作用时间增加最终会趋于稳定,研究结果可为无烟煤储层CO_(2)地质封存潜力评价提供理论指导。

空间站CO_(2)去除系统节气技术研究

针对空间站CO_(2)去除系统周期性真空解吸会损失大量气体的问题,对系统的节气技术进行研究。从分子筛材料的吸附及解吸特性出发,研究影响系统气体损失量的关键因素。结合系统运行流程和运行周期,综合考虑节气泵工作特性、寿命要求和系统的CO_(2)去除性能,提出了满足指标要求的系统节气方案。采用对损失气体进行实测采样的方法对系统的气体损失量进行了试验验证。试验数据及空间站在轨运行数据表明:设计的节气方案可以控制系统的气体损失量小于45 g/d,提出方案满足设计指标要求。

CO_(2)分注井气嘴节流特性及矿场应用

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。