超音速涡流管分离新工艺先导性技术研究取得阶段性成果

<正>近日,中国石油与北京航空航天大学合作研究的"超音速涡流管分离新工艺先导性技术研究"项目完成了实验室涡流管空气脱水实验,项目研究达到预期效果。该项目是2011年中国石油天然气股份有限公司科研计划项目,为"中石油低碳关键技术研究"项目部分内容。其研究目的在于研发1套可利用原料气压力能实现气液分离的超音速涡流管天然气脱水     

天然气井口节流不冻堵涡流管研究

针对应用于天然气井口节流的涡流管,研究了涡流管的工作特性,以及涡流管中水蒸气的凝结和结冰规律。设计了一种基于自加热方法的不冻堵涡流管方案,并进行了实验验证。研究结果表明,涡流管冷端气流温度虽显著降低,但涡流管喷嘴出口与涡流室均无结冰现象,水蒸气的凝结和结冰发生于冷端管的初始段,从而造成涡流管冷端管的冻堵。带有多孔壁的自加热涡流管能够有效解决涡流管内部的冻堵问题,对涡流管在天然气领域的推广与应用具有重要意义。     

溢流口结构对除油旋流器分离性能影响的试验

试验测定了有涡流探测管和无涡流探测管除油水力旋流器的粒级效率。试验研究发现，有涡流探测管的旋流器对不稳定乳液的分离效率高于无涡流探测管时的分离效率。     

超音速分离技术及在气田地面工程中的应用

与传统的低温分离技术相比,超音速涡流管分离技术是近年来在全球范围受到普遍关注的具有重要技术变革意义和节能环保意义的天然气处理工艺技术。本文在介绍超音速涡流管分离技术的发展现状和工作原理的基础上,对当前取得良好运用效果的两种超音速涡流管（3S管和Twister管）进行了评述,着重分析了第1代、第2代Twister超音速涡流管的各自特点及应用情况．简要介绍了超音速涡流管分离技术在脱水系统中的工作情况。对该技术在天然气开发领域的运用进行分析的基础上,总结了超音速涡流管技术运用于气田脱水所带来的优点,展望了超音速涡流管技术在天然气分离中的应用前景,对该技术在国内气田实际应用中的局限性及未来的研究方向提出了一些看法和建议。     

天然气研究院涡流管技术获得3项专利授权

<正>经过10年的努力,目前,中国石油西南油气田公司天然气研究院在涡流管气液分离技术研究工作中,通过对亚音速涡流管和超音速涡流管的5轮研究,3项成果获得授权专利证书。这3项授权专利分别为:发明专利"一种超音速涡流管气体脱水脱烃的方法"(专利号:ZL201110071111.8)和"一种预成核超音速涡流管天然气脱水方法"(专利号:201010115527.0);实用新型专利"一种预旋流超音速旋流分离器"(专利号:ZL201120069282.2)。"一种超音速涡流管气体脱水脱烃的方法"设计了1种多级脱水、脱烃的流程,在能耗利用方面达到     

天然气处理的新技术──涡流管和封闭能量循环过程

简要介绍涡流管的基本结构、通过涡流管产生的能量分离现象及其影响因素。将涡流管与膨胀机、节流阀中的膨胀过程进行了比较。进而以用涡流管和封闭能量循环系统处理天然气之例说明这一新技术的特点和优越性。     

逆流型涡流管流动与传热特性模拟研究

涡流管能量分离机理较复杂,采用计算流体力学(CFD)模拟分析可实现较直观的流场与能量跟踪,为此应用Realizable k-ε模型对四流道涡流管进行天然气节流三维数值模拟。结果表明:涡流管中心为内旋流,从热端流向冷端出口,轴向速度为正值;靠近管壁为外旋流,从入口流向热端管出口,轴向速度为负值,内外旋流之间为轴向零速度面。在二次流作用下,涡流管内出现显著的能量分离。由于存在制热效应,与节流阀相比,相同压降下涡流管温降幅度更小,在天然气集输站场上有望采用涡流管代替节流阀,以简化工艺流程。     

镍基合金换热管多频涡流检测技术试验研究

针对镍基合金换热管在运行过程中可能产生的腐蚀失效模式,设计并制作了相应的Incoloy825镍基合金涡流对比样管,选择了合适的自比差动内穿过式探头。经分析与研究,确定了高效、准确的多频涡流检测技术,利用多频涡流探伤仪中的差动和绝对通道分别对换热管局部腐蚀和均匀腐蚀缺陷进行检测。通过不同缺陷特征试验研究,确定了最佳的多频涡流检测参数,确保了检测过程中对镍基合金换热管局部腐蚀及均匀腐蚀缺陷有足够的分辨率及信噪比,检测精度达到±5%,检测结果更加可靠。     

涡流温度分离技术在天然气行业的应用

涡流管又叫朗格-希尔茨效应管,是一种结构简单而且能将压缩气体分为冷热两股温度不同气体的能量分离机械装置,具有结构简单、温度变化范围大、无运动部件、免维护、使用寿命长、适应环境能力强、稳定可靠、节能、安全、环保等优点。着重研究涡流效应在天然气输配行业的加热效果及推广应用价值,通过对涡流特性分析,涡流温度分离结构的改进,天然气输配系统运行特征分析,得出涡流加热的优越性。虽然涡流技术已在很多工业领域得到广泛的应用,但目前为止,天然气领域的涡流技术应用依然处于起步阶段,由于其独特的优势,决定了涡流技术将在天然气行业有广泛的应用前景。     

用涡流管增加天然气凝液的回收

涡流管装置的使用扩大了天然气工业设备选择的范围。与传纷的焦耳－汤姆逊系统相比,涡流管装置可在不增加成本和装置复杂性的前提下极大地改善分离效率、利用涡流管的相对优势取决于进料条件与可得到的压降。在实际中可得的最佳压降为进料压力的25％～35％。虽未得以验证,但估计当进料液气比大于20％时。涡流管会开始产生损失。装置入口含5％液烃己操作成功,这表明在装置入口的单相气体并不重要。可望在精来用低投资费用的涡流管替代焦耳－汤姆逊装置。     

环丁砜抽提蒸馏工艺在庆阳石化公司的应用

在Chen-Guo模型的基础上,考虑到水合物浆制备的两种基本过程,即定容反应过程和定压反应过程,同时在深入理解两相闪蒸平衡计算过程的基础上,开发出适用于定容条件下水合物浆相平衡计算的计算过程。该方法对水合物浆制备结果的预测及水合物浆性质的计算具有重要意义。     

含防聚剂水合物浆液在循环管路中的性能

采用高压循环管路对含防聚剂的油-水-气体系形成的水合物浆液的稳定性进行了评价。实验结果表明,随循环时间的延长,含Zjj2防聚剂的水合物浆液的流量逐渐下降至趋于稳定,表观黏度不断增大至趋于基本不变,未出现堵塞管路的现象;生成的水合物以小颗粒形态均匀分散在乳液中,水合物浆液停工前、后的形貌相同,稳定性较好;油-水-气体系中水含量越高,含Zjj2防聚剂的水合物浆液的流量下降程度越显著,表观黏度越大;与分别含Span20和Zjj1防聚剂的水合物浆液相比,含Zjj2防聚剂的水合物浆液的表观黏度最低、流动性最好。     

固井水泥浆侵入对近井壁水合物稳定的不利影响

中国青藏高原多年冻土区蕴藏有丰富的天然气水合物资源,在此区域进行常规油气固井时产生水合物的几率较大。在井内压差作用下,固井水泥浆容易侵入含水合物地层内部并贴近水合物水化放热,改变水合物相平衡条件并诱发水合物分解,导致固井质量降低甚至失效。以青藏高原木里地区含水合物多年冻土层为研究对象,采用室内模拟实验和数值模拟计算相结合的方法,研究了固井水泥浆侵入对近井壁地层中水合物的影响。研究结果表明,在多年冻土区水合物地层进行常规油气固井作业时,渗入井周地层的固井水泥浆只需22 min即可导致其渗透距离内的水合物发生不同程度的分解,且距离井壁约1倍井径的范围内的水合物将全部分解,直接导致井壁失稳和固井质量低劣。     

天然气水合物浆流变性的研究现状及发展趋势

天然气水合物浆技术作为一种新兴的水合物防治手段和油气混输方式因其具有巨大的优势而引起了人们的普遍关注,浆液的流变性研究是水合物浆技术实现工业应用的关键,然而,目前相关的文献报道较少。为此,对国内外水合物浆流变性研究进行了系统的介绍,总结了水合物浆的宏观与微观流变性研究方法、测试手段及相关结论,归纳了水合物的体积分数、流速、含水量、水合物颗粒粒径等因素对水合物浆流变性的影响规律,从水合物颗粒聚集力及其影响因素、聚集动力学模型两方面解释了水合物颗粒微观聚集机理,在此基础上提出了强化水合物浆稳定性的4条措施：①提高水转化率,获得 “干水合物”颗粒;②将水合物颗粒表面变为油湿性,以降低液桥形成几率;③控制热力学条件实现冷流技术;④寻找临界流速。同时,分析了目前水合物浆流变性实验及理论研究中存在的3个问题：①水合物浆流变性各影响因素之间可能存在交互作用,实验方案不免有疏漏之处,其结论难以具有代表性;②研究缺乏理论基础,说服力较差;③目前的实验研究结论不能直接应用于现场生产,实验研究有待改进且难度较大。最后,指出了未来水合物浆流变性研究的5个方向：①构建微观聚集动力学模型,研究水合物颗粒的聚集机理;②将水合物浆的宏观流变性与微观流变性研究相结合;③寻找水合物浆液稳定流动的临界条件及代表参数,建立稳定流动的评价指标;④加强防聚剂的研究,扩大其使用范围,提高防聚效果,降低药剂成本;⑤研究水合物浆流变性的机理,继续寻找其他可提高水合物浆液稳定性的措施。     

水合物浆体流动规律研究进展

随着海洋天然气开发深度的增加,混输管线的天然气水合物堵塞问题越来越受到重视,水合物浆液流动技术是深水流动保障技术的新工艺,而研究水合物浆液的流动特性是实现海底管输技术大规模工业应用的重要基础。综述了水合物浆体流动规律的研究现状和进展,主要从水合物浆体的流变性和压降规律等方面对国内外水合物浆体流动规律的研究进展进行了归纳,指出了水合物浆体研究方向并给出了建议。     

含蜡晶天然气水合物浆液黏度的影响因素

天然气水合物浆液黏度特性是判别水合物浆液输送流动性的重要指标。在深海油气田开发中,特别是对于高含蜡体系,蜡晶与天然气水合物共存的情况时有发生。为此,利用高压天然气水合物流变测量系统,探究了含蜡量、搅拌转速和压力等因素对含蜡晶存天然气水合物浆液黏度的影响规律。实验结果表明:(1)含蜡晶天然气水合物浆液呈现剪切稀释性;(2)含蜡量越大,天然气水合物浆液黏度越高,原因在于悬浮在连续相的蜡晶与吸附在天然气水合物颗粒表面的蜡晶,均对天然气水合物聚并体的增大起到了促进作用;(3)在相同含蜡量的情况下,随着搅拌速率的增加,因体系所受剪切作用强度增加,导致天然气水合物浆液黏度下降;(4)当体系初始反应压力提高时,天然气水合物生成驱动力增强,生成量增加,会显著增加天然气水合物浆液黏度。结论认为,研究蜡晶在高压搅拌天然气水合物浆液体系内的微观分布规律,将是未来探讨蜡晶对天然气水合物浆液黏度特性影响的重要方向。     

流动体系CO2水合物浆液表观黏度影响因素分析

黏度是表征流体流动特性的重要参数,探究含水率、气液比等因素对水合物浆液表观黏度的影响规律,明确各因素的影响程度大小,对水合物风险控制策略的实施具有重要意义。以CO2、蒸馏水、工业白油、Tween-80为实验介质,依托高压循环水合物环道,基于正交试验设计的方法,选用L9(34)正交表设计并开展了一系列含油体系CO2水合物生成及浆液流动实验,并以水合物颗粒体积分数及剪切力为CO2水合物浆液表观黏度的评价指标,分析了油相类型、含水率、气液比、乳化剂浓度对水合物浆液表观黏度的影响,并对4种影响因素的敏感性大小进行了主次排序,实验结果表明乳化剂加剂量为影响水合物浆液黏度的主要因素。此外,进一步分析了各因素对多相流动摩阻的影响。本研究结论可在一定程度上为多相混输管线的安全运行提供参考。     

倾斜管中CO2水合物生成及堵管实验研究

研究倾斜管内气液两相流的堵管机理对于保证油气的安全输送起到至关重要的作用。因此,在高压可视水合物实验环路上开展了倾斜管中水+CO₂体系下的水合物堵管实验,探究了压力、流速等因素对CO₂水合物浆液流动和堵管时间的影响。实验结果表明,在流速分别为3 L/min或5 L/min或7 L/min的条件下,初始压力为2.7 MPa、3.0 MPa和3.3 MPa时,水合物浆液流动时间分别为451 s、336 s、303 s或632 s、510 s、391 s或740 s、657 s、512 s。由此可知,初始压力越大,水合物浆液的流动时间越小,管路越容易发生堵塞。在初始压力分别为2.7 MPa或3.0 MPa或3.3 MPa的条件下,流速为3 L/min、5 L/min和7 L/min时,水合物浆液流动时间分别为451 s、632 s、740 s或336 s、510 s、657 s或303 s、391 s、512 s。由此可知,初始流速越大,水合物浆液的流动时间越大,管路越不易发生堵塞。因此,可以通过减小初始压力和增大初始流速来有效减小管路堵管趋势。     

盐含量对天然气水合物防聚剂性能的影响

传统的天然气水合物(以下简称水合物)防聚剂评价实验一般在纯水中进行,而现场的水相中通常会混入一定的海水或含有矿化度的地下水,因而前者的评价结果与现场的实际情况存在着较大的差距。为了在更加接近现场实际情况的条件下评价水合物防聚剂的性能,首先使用高压透明蓝宝石釜从宏观角度对水合物浆液的形态进行观察,然后应用粒度仪从微米级进行水合物浆液中液滴—水合物粒径分布的观察测试,最后结合油水界面张力的变化规律对含盐体系水合物防聚剂的防聚行能进行了分析。研究结果表明:①在含3%NaCl条件下,水合物防聚剂CJ(以下简称CJ)对水合物的防聚效果较好;②水合物形成以前,在机械力的搅拌作用下,含CJ的水合物乳液粒径随着含盐量的增加而减小,含盐有利于液滴在油相中的分布;③水合物形成以后,在含3%NaCl的条件下,水合物颗粒分布更小,适量的盐有利于水合物形态的控制;④在2℃条件下,含盐量为3%时,油水界面张力值为最大,达到4.453 mN/m。结论认为,随着盐含量的增加,CJ对水合物的抑制效果增强,但在水合物形成以后抑制效果则不明显,相反盐含量的增加还容易破坏油水乳液的稳定性甚至破坏水合物防聚剂的使用效果。     

多孔介质对天然气水合物形成的影响

天然气水合物大量存在于海洋底部的淤泥多孔介质中，但多孔介质对天然气水合物形成过程的影响规律究竟如何，从理论和实验上进行了探讨。相平衡模型表明，多孔介质的表面张力作用使多孔介质毛细管中的气体-水合物-水达到三相平衡；对多孔介质和自由液面的相平衡影响因素分析表明，在相同浓度条件下，多孔介质中天然气水合物形成相平衡的温度更低，压力更高；对多孔介质和自由液面天然气水合物的实验分析表明，多孔介质对水合物的形成过程（天然气溶解阶段，水合物诱导阶段，水合物成长阶段）的影响程度不同，多孔介质缩短了水合物形成的诱导时间，在成长阶段较之自由液面生长的速率要快。