利用井下节流技术防止水合物形成

井下节流技术是将节流嘴置于油管某一适当位置,使井筒压力降低,改变水合物形成条件,防止井筒水合物堵塞,同时可有效降低井口装置的压力,使井口装置更加安全可靠,使用寿命延长。为准确预测井下节流后气井井筒温度、压力分布．判断水合物形成条件,将井筒节流温压分布模型与水合物预测模型相结合,建立了气井井下节流水合物预测模型。结合油田实例．预测了气井节流后温度、压力沿井筒的分布,计算了节流后温度、压力条件下井筒内水合物的形成温度,为气井井筒水合物的防治提供了重要依据。,在气井中,利用井下节流技术能够有效地防止水合物的形成,研究成果已用于指导双家坝气田采气工程设计。     

凝析气井水合物生成变化规律研究

基于井筒温度压力分布模型和水合物生成模型,综合考虑等温闪蒸模型和定容衰竭因素,提出了针对凝析气井水合物生成条件的计算方法,并且用C++编程语言对模型进行编写。以雅克拉凝析气田X井为例,分析了凝析气井在同一时刻和不同时刻的水合物生成变化规律。研究结果表明:在计算凝析气井水合物生成条件时,必须考虑相态变化;不同衰竭压力下,井筒中水合物生成的温度曲线不同;同一地层压力下,随深度增加,水合物生成温度升高;井筒任意位置,随地层压力的降低,水合物生成温度降低。     

气井水合物实时监测预警系统研究

气井井口温度较低时井筒内易生成水合物,为了避免测试时冻堵井下油管事故的发生,设计了与现场数采设备相配合的实时监测预警系统。以井口附近地面管线监测点实时传输的压力、温度及流量数据为依据,应用井筒多相流理论计算气井沿程压力温度分布,与图解法所形成的天然气水合物P-T图相比较,进而判断是否达到水合物生成条件,并计算可能存在水合物的井段,由此进行报警并采取及时的预防措施。系统中包含了所涉及开井与关井井筒压力温度计算、天然气水合物生成预测、预警预防设置3部分。编制的软件经现场实践可达到实时监测的目的。最后,给出在集成化实时监控下预防气井水合物的对策。     

深水气井测试过程水合物形成预测

深水气井测试过程中,水合物的形成会对测试作业造成很大影响,甚至导致整个测试作业的失败,进而引发重大事故。为保证深水气井测试的安全、顺利进行,有必要对测试期间水合物的形成规律进行分析,预测水合物可能形成的区域,加强水合物形成的预防工作。基于深水测试工况,针对开井流动与关井求压阶段,建立了温度压力的计算模型,并结合水合物生成条件,提出了深水气井测试不同施工阶段水合物生成区域的预测方法。对一口深水井的计算表明,开井流动期间,流量对水合物生成条件有很大影响,流量越低,水合物生成区域越大;关井阶段及初始流动阶段,管柱内压力较高,温度较低,形成水合物风险与区域较大,必须采取相应措施抑制其生成。     

井下节流工艺在大牛地气田的应用

针对大牛地气田多数气井在生产过程中易形成水合物、影响气井正常生产的问题，采用天然气水合物预测经验公式法，预测了水合物生成的最大井深，并利用气井垂直管流计算方法确定了合理节流气嘴直径。通过应用井下节流工艺，降低了气井的井筒压力，加之井下温度高，因而有效地制止了天然气水合物的形成；同时选择合理的气嘴直径，有效地控制了气产量的大小，满足了输气要求，避免了现场作业的盲目性。     

靖边气田水合物形成预测优化注醇

天然气水合物堵塞管线是采气过程中经常遇到的一个重要问题。文章针对长庆靖边气田水合物的形成条件,采用统计热力学方法,对该气田不同组成天然气在不同压力条件下形成水合物的温度进行了预测,计算出了靖边气田各井井口节流温降情况。依据靖边气井生产过程中甲醇消耗特征,建立了计算气井合理注醇量的方法,使靖边气田的气井注醇量更加科学合理,不但减少了井堵频次,同时大大降低了甲醇浪费。此方法可为气田气井的防堵提供参考依据。     

气井水合物生成条件预测

气井井筒中形成的天然气水合物,会堵塞油管,影响生产。通过对国内外文献的调研,分析了气井水合物的形成条件、影响因素及各种预测方法。在研究气井井筒的温度、压力分布的基础上,结合水合物形成的简化牛顿热力学改进预测方法,建立了水合物形成的预测模型,并编制软件进行气井实例计算。计算结果表明,该模型预测水合物形成效果较好。     

PIPESIM软件在水合物生成预测及注醇制度优化中的应用

为了摸清天然气水合物生成的影响因素并为实际生产中注醇量的优化提供参考,根据大牛地气田目前气井的产气量和地层压力,利用PIPESIM节点分析软件对气井井筒压力分布、井筒温度分布、地面管线压力分布、地面管线温度分布、水化物生成温度分布、水化物形成位置进行了预测,并模拟研究了有关敏感性参数对水合物生成的影响。研究结果应用于实际生产取得了显著的效果,提高了生产时率．并大大减少了生产成本。     

苏里格气田井下节流器工艺参数确定

根据苏里格气田储层特征及气井生产动态将气井分为三类。通过分析三类气井井筒压力、温度及水合物生成条件,确定了苏里格气田气井井下节流器工艺参数的范围,有助于系统管理及高效维修气井井下节流器,进而保证了气井安全、平稳生产。     

塔里木油田高压气井井下节流防治水合物技术

塔里木油田高压气井开采过程中水合物堵塞问题严重,影响了气井的正常生产,因而研究应用了合理的井下节流防治水合物技术。利用水合物生成预测模型与气井井筒压力温度预测模型,对高压气井的水合物生成温度和生成位置进行了预测;采用节点系统分析方法,以节流器为节点预测气井井下节流后的温度压力分布,对比节流前后的井筒压力和温度分布,分析高压气井井下节流防治水合物效果。根据高压气井LN422井的水合物相态曲线和井筒内温度压力场,认为水合物形成风险区为500 m以浅井段。应用井下节流技术后,LN422井的井口压力由29.2 MPa降至12.0 MPa,井口温度由21.0 ℃升至23.7 ℃,且井筒中各处的温度均高于该处的水合物生成临界温度。研究结果表明,井下节流技术可显著降低高压气井的井筒压力和水合物生成风险,延长生产免修期。      

海洋气水同产井井筒中天然气水合物非平衡生成风险预测

受海水低温环境的影响,气水同产井井筒中天然气水合物(以下简称水合物)非平衡生成问题突出,增加了井筒堵塞等安全事故发生的风险。为此,基于前人建立的甲烷水合物相平衡模型、水合物生成与分解动力学模型,建立了含水天然气采出过程中井筒温度和压力分布模型、海洋气水同产井水合物非平衡生成与分解理论模型;然后基于有限差分法进行数值模拟计算,形成了一套适用于海洋气水同产井生产过程中水合物非平衡生成风险预测方法(以下简称水合物生成风险预测方法);在此基础上,采用某陆上产气井LN-X的数据对该预测方法的可靠性进行了验证,进而研究了不同参数影响下海洋气水同产井井筒中水合物的非平衡生成与分解规律。研究结果表明:①随着日产气量增大或含水率升高,井筒中生成水合物的区域范围减小,同时水合物物质的量也减小,井筒越不易被堵塞,对海洋气水同产井的安全生产越有利;②井口油压越大,井筒中生成水合物的区域范围越大,同时水合物物质的量也越大,越容易堵塞井筒,对海洋气水同产井的安全生产越不利;③不同海面温度下水合物生成区域的范围一致,并且水合物分解区域的范围也一致,水合物物质的量仅在井口位置附近有差异,海面温度越高,水合物物质的量越低。结论认为,所形成的水合物生成风险预测方法可靠,可以为海上气藏的安全生产管理提供理论指导。     

深水钻井井筒中天然气水合物生成区域预测

综合考虑天然气水合物生成热力学、温度和压力条件,预测深水钻井井筒中天然气水合物生成区域.针对深水钻井的特点,建立了多相流控制方程组(包括各相的连续性方程和动量守恒方程)、环空和钻杆内的温度场方程以及水合物生成热力学方程.针对不同的钻井工况给出了方程的定解条件、方程离散方法以及求解步骤.通过仿真算例讨论了在钻进、停钻和压井过程中相关参数对天然气水合物生成区域的影响规律.结果表明:循环流量越高,抑制剂浓度越大,停钻时间越短,节流管线尺寸越大,水合物的生成区域就越小.算例研究还表明,多因素相结合抑制水合物生成的效果比单因素抑制水合物生成的效果更好.依据此计算方法还可对各参数进行优化.图7参16     

深水气井测试期间不同产量条件下水合物形成区域预测方法

水合物问题是深水测试必须考虑的问题,其关键影响因素是温度与压力。基于水力学与热力学理论,针对深水测试的特殊工况,建立了压力与温度计算模型。通过数值求解,得到了不同产量条件下测试管柱内的压力与温度分布。将计算结果与水合物形成条件相结合,对深水气井测试条件时不同产量条件下水合物生成区域进行了预测。结果表明,产量越低,管柱内压力越高,最低温度值越小,导致水合物生成区域越大。对于水深1500 m、测试管柱为114.3 mm条件下,产量低于20×104m3/d时,管柱内将出现水合物。因此,在低产量条件下,深水测试时必须采取措施抑制水合物生成。     

腰英台气田天然气水合物防治

松辽盆地南部长岭断陷腰英台深层构造腰深1井井筒及输气管线发生水合物堵塞现象,分析认为天然气水合物是导致堵塞的原因。天然气水合物是在一定温度和压力条件下由天然气中烃分子与游离水结合而形成。计算出腰深1井水合物添加甲醇的合理量,通过从油管和套管添加甲醇,使该井恢复了正常生产,日产气量(6~12)×104m3。防堵的关键是注入甲醇和连续平稳生产。     

氧化石墨烯作为新型促进剂加速CO_2水合物生成实验

为了解决气体水合物生成速率慢、储气密度低、生成条件苛刻等难题,利用高压反应釜生成实验装置,探究了添加质量浓度为0.2 g/L的氧化石墨烯对CO_2水合物生成的诱导时间、气体消耗量及CO_2水合物相平衡压力的影响,揭示了温度和压力的变化规律,与去离子水中CO_2水合物生成实验进行了比较并分析了其促进机理。结果表明:①氧化石墨烯具有动力学促进和热力学促进的双重作用,能够加快CO_2水合物体系的传热传质效率,促进气体溶解,提高成核速率和气体消耗量,降低相平衡压力;②与去离子水相比,氧化石墨烯体系下CO_2水合物生成诱导时间缩短了74%~85%;③温度为6℃时,随着初始压力的不同氧化石墨烯均能提高气体消耗量,在4 MPa时气体消耗量增长幅度最大,达17.2%,提高了水合物储气密度;④氧化石墨烯降低CO_2水合物相平衡压力的最大降幅为20%。结论认为,该新型促进剂能够提高CO_2水合物的生成速率和储气密度。     

气井井下节流防止水合物研究

气井井下节流工艺是将节流器置于油管的适当位置来实现井下节流调压，利用地热对节流后的天然气加热，改变天然气水合物的生成条件，对防止水合物生成起到了积极作用。文中建立了气井井下节流压降温降以及节流后地层加热过程的数学模型，以苏里格气田某井为例，应用自制气井井筒动态分析软件，对比分析了井下节流与地面节流水合物生成与携液情况。井下节流大幅降低水合物的生成温度，有效解决了气井积液的生产技术难题。     

海域天然气水合物的形成及其对钻井工程的影响

将气体生成水合物的条件与深水钻井井筒温度压力、地层温度压力分布相结合，证实了深水钻井过程中形成水合物和钻遇天然气水合物层的可能性。天然气水合物的形成会改变钻井液的性质、堵塞井筒、环空及防喷器；水合物层的分解会造成沉积物坍塌、井壁失稳，引起井漏、井喷等一系列问题，给钻井作业造成巨大的经济损失，甚至使钻进无法正常进行。国内外近几年在天然气水合物研究勘探方面的经验表明，解决水合物问题常用的方法是加入水合物抑制剂，或者是采取必要的措施来防止井喷，将钻井液中的气体循环出去。