基于旋流和引射循环技术的湿气气液分离方法研究

天然气除湿对于天然气的安全输送和精确计量具有重要的意义。针对传统的湿气气液分离装置存在分离效率低、受流型影响大等问题,提出了一种基于旋流和引射循环技术的湿气气液分离装置和方法。通过室内实验的方法,对不同工况下的气液分离效率及压降特性等进行了研究。研究结果表明:①当表观气速为4.2~28.5 m/s、液相体积分数小于3%时,设计的气液分离装置的气液分离效率基本可维持在96%以上,压降最大为167 kPa;②随着气量的增大,气液分离装置的分离效率降低,压降增大;③湿气的液量对分离效率和压降的影响较小。上述研究结果可为工业生产中湿气的气液分离提供一种新的思路,具有重要的工程意义。      

天然气水合物注热开采数学模型

根据热力学第一定律及天然气水合物分解机理，在合理假设基础上，建立了包括物质守恒方程、能量守恒方程、分解动力学方程及辅助方程的天然气水合物注热开采数学模型。对数学模型进行差分处理得到差分方程组，采用隐式求解压力、显式求解饱和度（IMPES）的方法，考虑天然气水合物分解的压力、温度平衡条件，对模型进行求解，据此编制了数值模拟器。数值模拟器很好地拟合了注热开采实验的产气速率和温度分布，验证了数学模型的有效性。数值模拟及注热开采实验分析表明，天然气水合物注热开采可分为自由气释放、水合物分解及边界效应3个阶段，水合物分解存在分解前缘，注入端一侧水合物大部分已经分解，出口端一侧水合物分解较少，饱和度较高。图5表1参11     

海域天然气水合物试采实践与技术分析

天然气水合物作为当下备受关注的潜在新型清洁能源资源,绝大部分赋存于水深大于300 m的海底沉积层中,日本与中国相继应用深水钻井船和半潜式平台进行了海域天然气水合物的试采实践,均取得一定成果。中国南海海域天然气水合物储量丰富,进一步探究行之有效的方法与工艺,实现安全、稳定、高效的商业化开采,对于解决日益严峻的能源紧缺及环境恶化问题具有重要意义。通过国内外技术调研,对降压、注热、注剂等开采方法进行研究,结合日本海域天然气水合物的试采实践,对其试采的前期准备、设计准则与难点、工艺方案、生产测试系统关键组成部分以及存在的气液分离效率、出砂、流动保障等问题进行深入分析,并提出了相关的优化改进建议,为后续海域天然气水合物试采设计和施工提供借鉴。     

天然气水合物脱气装置研制及性能试验

天然气水合物录井过程中，与振动筛相连接的脱气装置其脱气效率非常低，为解决该问题，研制了专用于天然气水合物录井的脱气装置并对其性能进行了室内试验。采用长0.7 m、宽0.7 m、高1.7 m的试验装置，开展了气液比10%~30%、转速0.33~1.33 r/s条件下的脱气效率数值模拟研究和室内试验。研究发现，在相同转速条件下，气液比为30%时模拟和室内试验得出的脱气装置的脱气效率最高；在相同气液比条件下，转速1.00 r/s时脱气装置的脱气效率最高。研究结果表明，研制的天然气水合物脱气装置能显著提高脱气效率，最优工况为气液比30%、转速1.00 r/s。      

深水浅层天然气水合物固态流化绿色开采技术

天然气水合物主要分布在极地和深水陆坡区,约95%储存在深水区,目前冻土和海域试采目标区为成岩天然气水合物矿体并多伴有下覆游离气,可采用降压、注热、注剂和CO_2置换等方法进行开发;储存在深水浅层的细粒裂隙型、分散型天然气水合物虽总量大,但因其埋深浅、非成岩、胶结性差,开采方法尚属空白。根据世界其他海域和我国海域天然气水合物取样进展,首次提出了深水浅层天然气水合物固态流化绿色开采技术,即将深水浅层不可控的非成岩天然气水合物藏通过海底采掘、密闭流化、气液固多相举升系统变为可控的天然气水合物资源,从而保证生产安全,减少浅层水合物分解可能带来的环境风险,达到绿色可控开采的目的。文中重点论述了该技术提出的背景、技术原理、数学分析方法及主要技术核心等,以期为深水浅层天然气水合物开采提供借鉴。     

天然气过滤器气液分离性能的实验研究

不同气源的天然气不仅含有固体粉尘，还含有水和轻烃等液滴成分，要求过滤分离器具有高效的除液性能，目前对过滤器的气液分离性能研究较少。为此, 以癸二酸二辛酯（DOS）为实验介质，采用称重法对天然气过滤器的气液分离性能进行了实验研究。主要考察滤芯表面滤速、气体含液浓度和液滴平均粒径对滤芯压降及过滤效率等方面的影响。结果表明：①气液分离时滤芯的压降变化与气固分离时有较大的不同，气液过滤开始的一段时间里，滤芯的压降缓慢升高，达到临界值后压降迅速升高到某一数值，之后压降基本保持稳定；②气液分离过程中，滤芯具有较好的聚结性能，聚结得到的液体所占比例较大；③丝网对气流中夹带的液滴有一定收集作用，但捕获的液滴所占比例较小；④随着滤芯表面滤速的增加，滤芯的气液分离性能也随之提高；液滴粒径和气体含液量对滤芯的气液分离性能有重要影响，过滤效率随液滴粒径和气体含液量增大而增加。     

天然气水合物钻采一体化模拟实验系统及降压法开采初步实验

现有的天然气水合物(以下简称水合物)开采技术实验研究通常在较小尺寸的模拟实验装置中进行,由于反应釜样品尺寸较小,导致明显的边界效应且实验结果难以在现场中得到应用,因而研发大尺寸水合物综合开采实验系统刻不容缓。为此,针对我国南海神狐海域泥质粉砂型水合物储层,基于降压法开采思路和工艺流程,研发了一套水合物钻、采一体化模拟实验系统,主要包括主体高压装置、钻采一体化、气液供给、围压加载、回压控制、气液固分离及在线监测、温度控制、数据测控与后处理等模块;利用该系统进行了冰点附近CO_2水合物初步开采模拟实验;基于实验结果建立了数据获取及分析的基本流程,初步获得了在降压法开采CO_2水合物过程中储层的温度、压力场变化以及产气、产水规律。实验结果表明:①该实验系统可模拟实际地质条件制备接近海洋水合物储层的样品,通过电阻层析成像技术实时监测水合物成藏与分布情况;②该实验系统还可模拟钻井、降压开采工艺与过程,实时监测出砂与管道流动等过程中产气量、产水量、产砂量、温度、压力等多个物理参数的变化情况,实现试采全过程的实验模拟。结论认为:①在出口压力一定的情况下,CO_2水合物的产气、产水速率具有很大的波动性;②CO_2水合物分解过程中储层温度分布不均匀,最大的温度降幅为5℃,表明水合物分解呈现出非均一性与随机性。     

南海北部天然气水合物藏垂直井网降压开采数值模拟

为了提高南海北部低渗透率、泥质粉砂型天然气水合物（以下简称水合物）储层降压开采的气产量和采收率，基于我国2017年水合物试采W17站位水合物层含有少量游离气且下伏泥层的条件，根据实际试采数据，针对单垂直井和垂直井网两种布井方式，利用TOUGH+HYDRATE软件进行了水合物层降压开采数值模拟，研究了开采井产气/产水特征及开采区温度场、压力场、水合物饱和度场的变化特征，进而分析了渗透率、井间干扰对压力场、温度场及流场变化的影响机制。研究结果表明：①低渗透率泥质粉砂型水合物层在降压开采过程中，水合物的分解使水合物沉积层渗透率增大，从而使气、水产量增加；②在降压开采初始阶段，开采井的气、水产量短时达到峰值后急剧减小，水合物迅速分解、吸热及游离气的涌入使得井筒附近温度降低，而后随着开采时间的延续，气、水渗流阻力增加，压降传播速率降低，水合物分解气产量和井口气产量不断降低，水产量则缓慢上升；③水合物的分解由压降和周边流体渗流、传热联合控制，井筒附近及水合物层上下界面处的水合物优先分解，井口产出的天然气有较大部分来自于周边水合物层中的游离气和孔隙水溶解气；④采用垂直井网进行水合物开采，每口井的控制面积减少，单井的产气/产水速率及累计产气/产水量均明显低于单垂直井，但垂直井网开采总的气产量更大、水合物采收率更高；⑤井距决定了每口井的控制面积和最终累计产气量，井间压降叠加效应加速了水合物的分解，井间区域的压力及温度显著低于单井，但井间对称流场的干扰会阻碍气液流动，在井间中心区域将形成“静止区”。结论认为，多井联合开采可以提高井场总的气产量，但需要根据钻井成本、水合物层渗透率、预计生产周期、井场总气产量和水合物采收率等指标来综合确定合理井距。     

天然气水合物开采研究获进展

在研制天然气水合物一维开采实验模拟系统的基础上，中国科学院广州能源研究所天然气水合物开采技术团队成功研制出国内第一套天然气水合物二维开采实验模拟系统。初步测试结果表明，该系统能有效模拟海底天然气水合物的生成及分解过程，可以对现有的开采技术进行系统的模拟评价。较之一维开采模拟系统，该系统采用更加先进的手段测量多孔介质中气、液、固（水合物）的含量及分布，并能够更加真实的模拟实际水合物地层特征。     

紧凑型气液旋流分离器结构参数显著性分析

为了筛选出对气液旋流分离器分离效率影响显著的结构参数,以紧凑型气液旋流分离器为研究对象,基于PB(Plackett-Burman)试验设计,采用数值模拟与室内试验相结合的方法,开展不同结构参数对紧凑型气液旋流分离器分离性能影响的显著性分析。分析结果表明：紧凑型气液旋流分离器结构参数的显著性由高到低的顺序依次为柱体直径d>锥体高度h₂>溢流管伸入长度h₁>溢流口直径d₁>底流口面积S>锥体直径d₂>柱体长度H。为了对数值模拟结果的准确性进行验证,随机选取PB试验设计中2组不同结构参数匹配模型,开展室内分离性能试验。对比分析不同气相体积分数条件下分离效率的模拟结果与试验结果,得出随着气相体积分数的增加,模拟与试验的分离效率均呈先升高后趋于稳定的变化趋势的结论。模拟结果与试验结果呈现出了较好的一致性,模拟效率与试验效率的平均误差为2.70%,验证了数值模拟结果及显著性筛选的准确性。研究结果可为进一步提升气液旋流分离性能提供指导。     

天然气水合物开采三维实验模拟技术研究北大核心CSCD

调研了国内外天然气水合物开采技术研究进展,基于无量纲相似分析方法研制了三维可视天然气水合物开采模拟实验系统。以甲烷、水和石英砂为实验介质,开展了降压、注热、注剂等天然气水合物开采方法三维实验模拟分析。根据室内模拟实验和数值模拟分析结果,提出了海上天然气水合物试采的技术思路,以期为天然气水合物试采及深水工程的研究提供借鉴。     

天然气水合物开采三维实验模拟技术研究

调研了国内外天然气水合物开采技术研究进展,基于无量纲相似分析方法研制了三维可视天然气水合物开采模拟实验系统。以甲烷、水和石英砂为实验介质,开展了降压、注热、注剂等天然气水合物开采方法三维实验模拟分析。根据室内模拟实验和数值模拟分析结果,提出了海上天然气水合物试采的技术思路,以期为天然气水合物试采及深水工程的研究提供借鉴。     

以扭带起旋的气固两相螺旋流流动与传热数值模拟

为了探讨输气管道中天然气水合物颗粒输送体系的螺旋悬浮流动规律,利用ANSYS软件对天然气管道内的气固两相螺旋流动和传热进行了三维瞬态数值模拟。研究了天然气管道内不同横截面的速度场、水合物颗粒体积分数分布规律、水合物颗粒沉降规律以及传热规律。模拟结果表明:螺旋流具有较强的携带能力,可以防止颗粒沉积,增强水合物颗粒之间的传热,避免形成水合物堵塞,保障管道安全;固体颗粒含量对携带能力有较大影响,当不含固体颗粒时,螺旋流流线稳定,衰减并不明显;当水合物颗粒体积分数达到8%左右,螺旋流的切向速度迅速衰减,衰减速率是无颗粒螺旋流的3倍。研究结果可为保障输气管道的安全输送提供理论指导。     

天然气水合物开发技术研究进展

天然气水合物资源的开发利用离不开高效开发技术的支撑,这些技术包括可促进天然气水合物原地分解的技术与适用的天然气水合物钻完井技术。对天然气水合物开发技术进行了调研,当前天然气水合物开发所采用的方法主要包括加热法、降压法与二氧化碳置换法,开采井主要采用单一直井。分布式光纤测温系统、井下温压计、井筒防砂装置及井下气液分离装置等配套技术的应用保障了试采时对天然气水合物原位分解的实时监测和甲烷气体的有效分离。同时,从天然气水合物藏原位加热、地热能利用、现有油气开发技术移植以及天然气水合物开采产物循环利用角度,对探索中的天然气水合物开发新技术进行了阐述和总结。     

串联型气液分离装置研制及试验研究

为解决高气液比油井泵效低的问题,设计一种串联型气液分离装置。该装置利用重力沉降原理进行气液分离,当抽油机的理论产量或气液比大于设计值时,可多级串联,以达到理想的气液分离效果。利用FLUENT软件对气液分离过程进行了数值模拟,并对中心管下端进液孔进行结构优化。通过试验评价了气液分离装置在不同工况条件下的分离效果,与数模结果一致。通过不同级数的气液分离装置进行串联,能够大幅提高分离效率,且可实现单井的个性化设计,对于油井开采降本增效有重要意义。     

内联式脱液器的设计及其数值模拟

内联式脱液器是国外为满足海洋油气开采对分离设备紧凑、高效等新要求而研发的一种气液分离装置。在借鉴国外气液分离器的基础上,设计了直径为203.2 mm的内联式脱液器,并通过Ansys Fluent软件对其气液分离性能进行了三维数值模拟。模拟结果表明,所设计的内联式脱液器具有良好的气液分离效果,其分离效率随液滴粒径及进口流速的增大而增大;当液滴粒径大于70μm、进口流速大于14 m/s时,其分离效率达到99%以上。研究结果可为后续内联式脱液器的结构优化及工程应用奠定基础。     

GLCC数值模拟中湍流模型选取研究

数值模拟是研究深水管柱式气液旋流分离器分离性能的有效方法,其中湍流模型选取是否得当将直接影响数值模拟的准确性。研究比较了Euler模型、Mixture模型及RSM模型3种不同的湍流模型对深水管柱式旋流分离器内流场数值模拟结果的影响。对比了3种湍流模型的切向速度与轴向速度场分布,发现3种模型均能较好地模拟出分离器内两相流的运动规律。将模拟结果同试验测量的油气分离效率以及进、出口处压降进行对比。结果表明:Euler模型和Mixture模型在压降、分离效率方面与试验测量结果相比存在一定误差,而RSM模型模拟的流场更接近于试验测量结果。进行管柱式气液旋流分离器流场数值模拟分析时,采用RSM模型模拟更为可靠。     

南海北部天然气水合物藏垂直井网降压开采数值模拟

为了提高南海北部低渗透率、泥质粉砂型天然气水合物(以下简称水合物)储层降压开采的气产量和采收率,基于我国2017年水合物试采W17站位水合物层含有少量游离气且下伏泥层的条件,根据实际试采数据,针对单垂直井和垂直井网两种布井方式,利用TOUGH+HYDRATE软件进行了水合物层降压开采数值模拟,研究了开采井产气/产水特征及开采区温度场、压力场、水合物饱和度场的变化特征,进而分析了渗透率、井间干扰对压力场、温度场及流场变化的影响机制。研究结果表明:①低渗透率泥质粉砂型水合物层在降压开采过程中,水合物的分解使水合物沉积层渗透率增大,从而使气、水产量增加;②在降压开采初始阶段,开采井的气、水产量短时达到峰值后急剧减小,水合物迅速分解、吸热及游离气的涌入使得井筒附近温度降低,而后随着开采时间的延续,气、水渗流阻力增加,压降传播速率降低,水合物分解气产量和井口气产量不断降低,水产量则缓慢上升;③水合物的分解由压降和周边流体渗流、传热联合控制,井筒附近及水合物层上下界面处的水合物优先分解,井口产出的天然气有较大部分来自于周边水合物层中的游离气和孔隙水溶解气;④采用垂直井网进行水合物开采,每口井的控制面积减少,单井的产气/产水速率及累计产气/产水量均明显低于单垂直井,但垂直井网开采总的气产量更大、水合物采收率更高;⑤井距决定了每口井的控制面积和最终累计产气量,井间压降叠加效应加速了水合物的分解,井间区域的压力及温度显著低于单井,但井间对称流场的干扰会阻碍气液流动,在井间中心区域将形成"静止区"。结论认为,多井联合开采可以提高井场总的气产量,但需要根据钻井成本、水合物层渗透率、预计生产周期、井场总气产量和水合物采收率等指标来综合确定合理井距。     

不同井型下的天然气水合物降压开采产气产水规律

目前的研究成果表明，降压法及其改良方案可能是实现海域天然气水合物（以下简称水合物）高效开采的最佳途径，但现有降压条件下的产气能力距离水合物商业开发需求仍存在着不小的差距，因而提高水合物藏分解效率、提升储层气液运移产出能力，进而形成安全高效的水合物开采新方法，是水合物开发过程中急需解决的瓶颈问题。为此，利用自制的水合物复杂结构井模拟实验装置，分别开展了垂直井、水平二分支井（夹角90°）开采水合物的实验室模拟实验，据此分析不同开采条件下各井型的产气、产水规律。研究结果表明：①垂直井与分支井开采中，降压幅度是控制前期产气速率的主要因素，而后期环境温度对水合物分解量的影响则逐渐加强；②井型对水合物开采产能具有明显的控制作用——垂直井开采降压幅度越大，产气情况越好，但实验尺度下累计产水量则相差不大，水平二分支井（夹角90°）开采过程中，产气速率比射孔面积相同的垂直井更高，波动较小，但初始阶段产水明显；③降压—热激联合作用更有利于水合物的分解和稳定产气，在其联合作用下，水平二分支井（夹角90°）比垂直井更有利于水合物的长期稳产。     

降压开采海域天然气水合物电潜泵排采生产优化

天然气水合物试采实践表明,电潜泵是降压开采天然气水合物最适宜的人工举升工艺。综合考虑复杂的分采管柱、周围海水环境的温度场、电潜泵和气液分离器等多种因素的影响,建立了降压开采海域天然气水合物电潜泵排采的井筒气液两相流模型,分析了不同管线的传热过程,预测不同管线的流型分布、温度和压力剖面等,并利用该模型进行生产优化。研究结果表明,在天然气水合物降压开采过程中,通过增加井口回压或电潜泵频率能够降低采气管线中的动液面高度,从而降低采气管线连续出水的风险。该研究为降压开采海域天然气水合物电潜泵排水采气的生产优化提供参考依据。