水合物法天然气管道输送的实验研究

随着海洋油气开发向深海进军,海底油气混输管线受困于天然气水合物堵塞问题。天然气水合物浆液管道输送技术是保障深水油气田开发的新工艺,而研究天然气水合物浆液的流动特性则是实现上述管输新技术大规模工业应用的重要基础。为此,自行设计了一套模拟海底油气管道天然气水合物生成及其浆体流动的实验装置,分析了模拟海底管道工况下天然气水合物的生成特点,推断出海底管道中天然气水合物生成大致经历乳状物→粒状物→团状物→云状物4个过程;测定了不同工况下天然气水合物生成的诱导时间和生成时间,发现随着反应压力增大,天然气水合物的诱导、生成时间逐渐缩短;比较了温度对天然气水合物生成的影响,发现随着温度升高,天然气水合物的诱导、生成时间均变长;研究了不同工况下的耗气量;初步探讨了海底管道中流动体系下天然气水合物的生成机理。该成果为海底管道以水合物法输送天然气提供了技术依据。     

长距离湿气管线的停输再启动工艺研究

为了防止长输管道停输再启动过程中生成水合物及蜡,需对管道停输再启动的瞬态过程进行研究。使用OLGA软件模拟的方法,对长距离湿气管线停输和再启动瞬态流动规律进行了研究,并对不同停输工况下再启动过程进行了参数预测及影响因素分析。研究结果表明:再启动期间,管线末端排液量突增;停输温度、压力及管线输量对管线末端气体体积流量、排液量和管线持液率均有明显影响。     

海底输气管道平均压力的计算与研究

海底输气管道的平均压力是海底管道基础设计的重要参数之一,其预测结果的可靠性和准确性直接关系到管道的安全施工和平稳运行。基于OLGA动态模拟软件,以实际海底天然气输送管道为例,模拟了管道停输时进出口压力及温度随停输时间的变化规律,确定了该工况下的管道平均压力并预测了此时管道是否存在水合物生成的风险。     

气井井下节流工艺设计方法研究与应用

气井在生产过程中,在一定温度、压力及含水率条件下会产生天然气水合物,导致阀门堵塞、气井停产、管道停输等严重事故。为有效防止天然气水合物对气井生产的危害,结合图解法和统计热力学两种水合物预测模型,利用VDW和RK两种立方型状态方程求解节流温降模型,详细介绍了气井井下节流工艺参数设计的过程,并结合气井现场数据,对比分析了4种不同水合物预测模型和节流温降模型组合计算结果与生产数据的误差。研究结果可以为气井井下节流工艺设计提供参考。     

天然气管线水合物生成影响因素研究

介绍了天然气管线中水合物生成条件、以及水合物的生成对管线正常输送和安全运行的影响;提出了天然气管线水合物生成影响因素比较框图,对不同输送工况下管道中水合物的生成进行了分析,得出天然气管线中水合物生成影响因素有输量、起点压力、起点温度和管径,其中输量影响最大,起点压力影响最小,适当增大输量、提高起点温度、降低起点压力和减小管径,可以缩小水合物生成范围甚至避免水合物生成。     

湿气混输管道瞬态输送数值模拟研究

湿天然气在混输过程中管道内会产生凝析液和水,由此带来水合物和腐蚀等一系列安全隐患问题,而现有的多相流模型对湿天然气管道低含液率输送工况的计算适用性较差。为准确预测湿天然气管道的低含液率瞬态流动特性,基于双流体模型和特征线算法提出了一个新的低含液率气液混输瞬态水力计算模型,通过实验验证了模型的计算精度,并针对湿天然气管道长距离输送的供气和储气瞬态过程进行了模拟分析。研究结果表明,建立的瞬态水力计算模型能够较准确地预测湿天然气管道的集液量、集气量、起终点压力变化等瞬态输送过程,模型所采用的差分特征线算法具有较好的稳定性和收敛性。     

湿天然气管道紧急停输放空速率研究

流花19-5气田海底管道输送未经处理的湿天然气,紧急停输时间通常不超过12 h,采用缓慢放空策略既能有效抑制水合物产生,又可避免经济上的浪费。利用PVTsim 8.0和OLGA 7.2商用软件模拟,研究了该管道在不同放空速率下对应的温度变化及水合物生成风险,指明了放空阀开度与恒放空速率之间的匹配关系。结果表明,紧急停输的最佳放空速率宜取2 000 m~3/h,对应的放空阀开度建议取10。     

超临界含杂质CO2管网停输再启动对水合物生成的影响

目的 在CO₂管道输送过程中,输送管网的工艺参数在停输再启动工况下会发生变化,容易生成水合物堵塞管网。预测和分析CO₂输送过程中水合物及水含量的生成规律,以保证管输的效率和安全性。方法 基于延长油田一期36×10⁴ t/a输送管网设计,利用OLGA软件建立超临界含杂质CO₂输送管网模型,在稳态输送下水合物生成的研究基础上,预测和分析停输再启动工况对水合物的生成位置和生成量等的影响。结果 在停输工况下,水合物生成温度和压力降低,水合物生成位置发生前移,在管网入口5 km处开始有质量浓度为0.18 kg/m³的水合物生成;而在再启动工况下,水合物生成温度增加,水合物生成量峰值为0.9 kg/m³,水合物生成区段减短且生成位置后移至管网20 km处。结论 模拟结果可以较好地指导延长油田管网设计,为管网的安全运行提供理论依据。     

寒区多相混输原油管道停输过程数值模拟

为避免凝管事故发生,需要对管道停输过程周围土壤温度场以及原油进行热力计算,确定管道允许停输的安全时间。建立寒区多相混输管道的停输模型,该模型不仅考虑水分结冰和原油凝固相变对传热过程的影响,而且考虑了水分在土壤多孔介质中和管内原油的自然对流。通过分析寒区埋地管道停输传热建立的埋地管道停输过程数学模型,使用数值方法模拟了多种混输工况对停输安全时间的影响。     

管道流动体系下天然气水合物生成模型的研究进展

管道流动体系下天然气水合物生成模型的建立对天然气水合物浆液的输送、管输天然气水合物防治以及天然气水合物技术的应用都具有重要意义。为此,查阅了大量的国内外相关文献并进行了总结与分析,认识到目前对该类模型的研究较少,现有的模型也是在静态釜式反应器天然气水合物生成理论基础上拓展而来的,主要包括驱动力、成核速率、诱导时间、水合物生长等方面的模型,上述模型被广大研究者用于计算管道单个截面处天然气水合物的生成速率预测,具有较好的计算精度。但现有模型用于管道流动体系下天然气水合物生成特性的预测还不成熟,需要进一步开展管道流动体系下天然气水合物的生成机理、管道沿线温度变化、添加剂及其流动界面对气液传质的影响等研究,建立动力学、传热、传质三者相结合的管道流动体系下天然气水合物生成模型,以此来解决管道流动体系下天然气水合物生成预测的技术难题。     

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由于海底长距离天然气／凝析液混输管道输送压力一般较高,环境温度较低,因此管道内极易形成水合物。水合物可能堵塞管道,对长距离的输送是有害的。针对这一问题,给出了判断气体水合物形成的理论模型和计算方法,可以计算在给出的压力、温度和组成条件下,水合物形成曲线以及不形成水合物所允许的最大含水量。最后将计算结果与国外软件、实验数据作了比较。     

天然气井口节流阀流场数值模拟

天然气在通过井口节流阀时由于J-T效应(焦耳-汤姆森效应)会引起温度急剧下降,极易与天然气中含的水形成水合物,从而堵塞管道、影响生产,严重时会造成气井停产,管道停输、炸裂等严重事故。基于计算流体力学软件Fluent,对天然气通过井口的节流过程进行数值模拟,模拟结果显示了天然气节流过程中压力场、温度场变化规律,节流后的气流能量逐渐衰减,最后与周围气体相混合达到平衡,并且温度呈逐歩升高趋势。在此基础上,预测了节流过程中能否生成水合物,并提出水合物的预防措施,即定期地进行井口注醇、井口电伴热等方法,为实际生产中水合物的防治提供了理论指导。     

超临界CO_2管道停输过程中安全控制研究

鉴于目前对超临界CO2管道停输过程中管内温度变化及压力流量脉动冲击相关研究较少的现状,结合CO2准临界特性,研究了停输工况下超临界CO2管道内流体的变化规律,并针对停输及启输过程提出了相应的安全控制建议。研究结果表明,进入准临界区的CO2密度将在温度微小变化下发生剧烈波动,密度的剧烈波动使管内CO2流体体积波动变化,在管道固定体积约束下,剧烈波动的CO2流体将对管道产生剧烈的脉动冲击,危害管道安全;超临界CO2对管道轴向的波动变化体现为密闭管道内流体的脉动流量,管内CO2的脉动流量出现时间与脉动压力出现时间完全对应;超临界CO2管道停输时间存在危险时间范围,在危险时间范围到来之前结束停输可以避免对管道系统的冲击危害。     

苏里格气田天然气水合物成因与防治措施分析

针对苏里格气田冬季因气温较低而出现的气井井下油套管和地面输气管线容易形成水合物的问题,从天然气水合物的物化性质出发,对生成水合物的成因进行分析,其成因条件主要有热力学条件和动力学条件两个方面,水分和烃类物质是形成水合物的先决条件。分析了气井井筒和输气管线防治水合物的措施,井下节流器的应用对井筒水合物的形成有较好的防治效果,对天然气进行脱水使天然气不满足形成水合物的水分这个先决条件,提高管道的工况条件主要是提高管道内天然气流动温度、降低管道压力、添加抑制剂,可防止管道中水合物的形成。提出了水合物防治技术的研究方向。     

输油管道安全停输时间的计算方法

计算管道安全停输时间需要确定管道的最低允许启动温度,该温度决定了再启动过程所需要的启动压力,它受制于由管道承压和输油泵的工作特性所决定的最大启动压力,所以,安全停输时间的确定过程是一个重复试算过程。苏嵯输油管道中间站只有加热炉,因此将管道全线作为一个密闭系统来评价其安全停输时间。根据计算步骤中的方法,最终确定苏嵯输油管道春季安全停输时间为9～10 h、夏季为13～14 h、秋季为16～17 h、冬季为9～10 h。     

新型天然气水合物动力学抑制剂评价及应用

在天然气开采及储运过程中,天然气水合物会导致井筒堵塞、气井停产、管道停输等严重事故。为有效防止天然气水合物在设备和管道中生成,常需添加水合物抑制剂。通过筛选合成,研制了一种既经济又安全环保的新型动力学天然气水合物抑制剂。实验采用自制设备,探讨了系统压力、过冷度、抑制剂浓度、凝析油、甲醇等对水合物生成动力学的影响,以及不同浓度下新型抑制剂的抑制水合物生成效果。结果表明：新型抑制剂最佳抑制浓度为1.5%,在一定过冷度下,系统压力越高,抑制效果越差;一定压力下,过冷度越大,抑制效果越差;少量凝析油对抑制性能影响不大;甲醇使其过冷度大大提高;气体流动易使水合物的生成加快,降低了水合物生成过冷度。新型抑制剂在现场试验中,采用合理的加注工艺能有效控制水合物堵塞,为气井生产中防治水合物的产生提供了技术支持。     

天然气-凝析液混输管道水合物防控策略经济性研究

天然气多相混输管道停输后,水合物生成风险较高,采用泄压放空、加注甲醇或两者联合使用均能有效地防控水合物生成,但其经济性不同。针对南海某气田海底管道停输工况,在充分考虑平台操作实际约束的前提下,研究了联合运用泄压与注剂措施,并提出了经济成本计算模型,分析了不同防控策略的经济性及其影响因素。结果表明,不同策略之间的经济成本差异显著,单纯注剂法和单纯放空法均有可能成为经济性最佳的水合物防控策略,而"注剂-泄压"联合策略的经济性较差;具体的最佳防控策略与管道积水量、甲醇和天然气价格密切相关。     

长输天然气管道压气站运行分析

为了研究长输天然气管道压气站的调控运行技术,以长输天然气管道压气站运行经验为基础,分别对长输天然气管道压气站运行的平稳工况、启机工况、停机工况和特殊工况进行详细的分析,找出各自的运行规律及特点,提出了采取控制机组转速、启机、停机等相应的压气站及压缩机组的运行调整措施,保障天然气管道的运行安全。对压气站或压缩机组的切换过程进行研究,在切换过程中应首先遵循先启后停原则,根据切换压气站或压缩机组上、下游的压力情况调整机组的转速,从而保证运行平稳。以上研究对长输天然气管道压气站的调控运行具有一定的指导意义。     

原油顺序输送管道安全停输时间研究

针对原油差温顺序输送工艺,建立了原油顺序输送管道安全停输时间计算模型,利用有限差分法对停输模型和再启动模型进行离散化,采用迭代法计算最小安全停输时间。以原油管道顺序输送大庆油和俄罗斯油为例,分别探讨混油界面位置、油品输量、油品输送温度和油品输送顺序对安全停输时间的影响。研究结果表明,大庆油顶俄油的停输时间长于俄油顶大庆油的停输时间;混油界面离出站点越远,停输时间越短;油品输送温度越高,停输时间越长;油品输量越大,停输时间越长。     

西气东输二线干线西段清管作业研究与实践

对西气东输二线干线西段清管作业实践进行了分析研究;以张掖至永昌管段和烟墩至红柳段管道为例,深入探讨清管期间存在的水合物堵塞问题;结合国内外大口径长输管道清管作业经验,采取软件计算与管道实际运行参数相结合的方法开展研究。研究表明在清管作业过程中注入水合物抑制剂效果明显,确定了西气东输二线干线西段清管作业注醇量与水合物生成关系,结果表明注醇量为25%时清管效果最佳;提出配套解决方案,为以后天然气管线的安全运行及清管作业提供了数据支持。