川东北含硫气井测试流程中的水合物预测及防治

川东北含硫气藏勘探开发过程中,测试过程中水合物形成预测与防治的问题是目前急需解决的问题。通过与现场实践相结合,采用容易计算机编程且可靠性较高的分子热力学模型法进行计算分析,得到了压力、组分等对水合物温度的影响关系,尤其是硫化氢的存在对天然气水合物形成的影响,为含硫气藏水合物的防治提供了借鉴。结合河坝1井的实际情况,进行水套炉型号的优选。实践证明,利用该方法预测的水合物生成温度及预防方法准确、可靠。     

元坝高含硫气藏地面集输系统水合物预测及防治

元坝海相气藏为高含硫化氢天然气气藏,长距离输送情况下易形成水合物。针对元坝酸性气藏气样组份,开展不同压力下的水合物形成条件室内模拟实验,并通过室内实验与管网建模计算相结合的方式,对元坝集输系统水合物形成温度进行了模拟计算,定量确定了集输系统防止水合物形成所需的运行温度。同时通过对水合物抑制剂法和保温输送法进行对比研究,形成了元坝气田湿气加热保温输送的水合物防治对策,为同类型气藏集输水合物对策的制定提供参考。     

天然气水合物生成预测及防治技术

介绍了天然气水合物的结构和危害，总结了预测天然气水合物生成条件的主要方法，包括经验图解法、相平衡计算法、统计热力学计算法等，阐述了防止水合物形成和排除已生成水合物的常用技术，包括脱水、脱轻烃、降压、提高流动温度、加化学添加剂等。     

天然气水合物生成条件的计算

本文开发了一种预测天然气水合物生成的简单方法，此法无需使用三个热力学照态性质参数Δμｗ＾０、Δｈｗ＾０和ΔＶｗ。对于不同混合物及不同组成的天然气所得计算结果与实验值有很好的一致性。     

松南气田天然气水合物的防治技术

松南气田因CO2含量较高,其天然气水合物形成温度较高,井筒及地面集输系统在冬季生产过程中极易形成天然气水合物,严重影响安全生产。为此,分析了高含二氧化碳气井集输系统发生天然气水合物堵塞的原因,在现有集输系统适应性分析的基础上,结合天然气水合物形成的边界条件,提出了高含二氧化碳气井集输系统天然气水合物的防治措施:清洗井底脏物和天然气水合物;站场设备采用水套炉和电伴热加热,应用聚氨酯硬质泡沫塑料保温材料进行绝热保温;集输管线加注天然气水合物抑制剂;完善外输气管线加药流程;合理控制单井气管输温度;制定合理的清管周期。     

天然气水合物生成条件预测模型及适用性评价

水合物的生成给天然气的开采和集输等过程带来诸多困难。为了准确预测天然气水合物生成条件,选取Parrish-Prausnitz、Du-Guo和Chen-Guo种模型,采用C＋＋语言编制程序对不含抑制剂时天然气水合物的生成条件进行求解,通过模型预测值与实验值比较,评价各模型预测精度,确定各模型的适用范围。当天然气中不含Cj重烃组分及酸气时,推荐采用Du-Guo模型预测;当天然气有重烃组分,但酸性气体总体积含量低于1％时,推荐采用Parrish-Prausnitz模型预测;当天然气酸性气体总体积含量高于1％时,推荐采用Chen-Guo模型预测。     

高压含硫天然气水合物预测方法与防治措施研究

以相平衡热力学理论为基础,建立适用于水、醇、酸气体系的天然气水合物热力学模型,研究气体溶解度在酸性介质水、醇体系相平衡条件下的变化规律,以及含硫量和醇对高压酸性天然气水合物形成条件的影响规律。研究结果表明：在温度264.9～311.64 K、压力0.56～186.2 MPa的100组实验数据中,天然气水合物形成条件与实验值的平均绝对偏差分别小于1 K和5.86 MPa,其精度高于PR和SRK状态方程预测值,高浓度范围内甲醇和乙二醇质量浓度变化引起的水合物生成温度下降速率大于低浓度范围。当富水相中甲醇或乙二醇液的质量分数在60%～70%范围内变化时,水合物生成温度的下降速率最大。以高压含硫气井麟3井为例,针对三种工况制定了水合物抑制措施,确定了热力缓蚀剂的加注量和加注浓度,可避免水合物冰堵,在各级节流过程中使用效果显著。     

含硫天然气水合物形成条件及预防措施

天然气水合物是由天然气中某些组分与水形成的,水合物形成条件与天然气组成及压力有关。天然气水合物的形成将严重影响天然气的开采和集输。本文结合川渝气田实际情况,介绍了水合物形成温度估算、危害及防止水合物形成措施。     

天然气水合物生成条件的预测

天然气混合物中小的气体分子在一定温度、压力下与其所含的水生成一种类似于雪状的晶体,该晶体具有严格固定的容积和结构,其通式为Ｍ·ｎＨ２Ｏ,其中水分子借助于氢键形成具有一定体积参数的多面体,气体分子借助于范德华为填充于孔穴的内部,形成稳定的晶体结构。石油及天然气工业生产的天然气混合物中,经常会有气体水合物生成,导致管线和设备的堵塞,使原油及天然气的产量下降,给气体运输及加工造成困难。国外许多学者已致力于该项课题的研究,确定了晶体的结构组成和参数。ＶａｎｄｅｒＷａａｌｓ和Ｐｌａｔｔｅｕｗ根据Ｌａｎｇｎ…     

高含硫气井集输系统天然气水合物的防治——以川东地区高含硫气井为例

高含硫气井因H2S含量较高,其天然气水合物形成温度较高,井筒及地面集输系统在冬季生产过程中极易形成天然气水合物,严重影响安全生产。为此,分析了高含硫气井集输系统发生天然气水合物堵塞的原因,在现有集输系统适应性分析的基础上,结合天然气水合物形成的边界条件,提出了高含硫气井集输系统天然气水合物的防治措施:井筒加注防冻剂或解堵剂;清洗井底脏物和天然气水合物;站场设备采用水套炉和电伴热加热,应用聚氨酯硬质泡沫塑料保温材料进行绝热保温;集输管线加注天然气水合物抑制剂;进行集输系统适应性改造;合理控制计量温度;制订合理的清管周期。     

水合物法净化酸性天然气的工艺探讨

天然气中H2S、CO2、有机硫化合物等酸性组分的存在,不仅会造成金属腐蚀、环境污染,还会影响天然气的输送、加工和使用。对酸性天然气进行净化处理,使其满足商品气或管输气的质量要求,是天然气资源利用的一个重要环节。气体水合物相平衡研究表明,单组分CH4、CO2、H2S气体及(CH4+H2S+CO2)三元体系在纯水中生成水合物的条件存在显著差异,可利用水合物的生成过程逐一脱除酸性天然气中的H2S和CO2。基于此,提出了一种利用水合分离技术处理酸性天然气的新工艺,以优化流程、降低能耗、提高酸性组分的脱除效率。     

Prediction of transient pressure change during natural gas hydrate formation

Abstract

The increasing demand for fossil fuels and diminishing natural energy reserves have necessitated the exploration of gas hydrates. Gas hydrates find importance in oil and gas industries where the formation and dissociation of gas hydrate become important. Thus, the proper understanding of formation, decomposition and properties of gas hydrates is a required. In this work, a macroscopic kinetic model is analyzed and modified to predict the pressure change with time during the hydrate formation based on the chemical affinity of compounds. With the help of experimental data, the degree of parity of the modified and unmodified models are explained. The dependency of the chemical affinity of the gas hydrate reformers is explained based on the kinetic model validation with the experimental results. The modified model predict the transient pressure during gas hydrate formation with an average absolute error of 3.6%.     

公式法预测天然气水合物形成条件及其评价

天然气水合物的形成会对天然气开采及运输过程造成危害,因此,预测天然气水合物形成条件至关重要。目前,预测方法主要有热力学模型法、公式法及图像法。其中,公式法因计算简单、方便工程应用而备受关注。介绍了8种不同公式,通过已知压力计算温度和已知温度计算压力两种情况,对非酸性天然气、高含CO_2的酸性天然气、高含H_2S的酸性天然气水合物形成条件的计算值与实验值进行对比。当通过压力计算水合物形成温度时,对于非酸性天然气,推荐使用Bahadori法;对于高含CO_2的酸性天然气,推荐使用Hammer法;对于高含H_2S的酸性天然气,推荐使用ZahediⅠ法。当通过温度计算水合物形成压力时,发现仅有Towerl法、Bahadori法及Hammer法对非酸性天然气计算误差较小,所有公式对高含CO_2的酸性天然气及高含H_2S的酸性天然气均不适宜。     

Prediction of the conditions for sour gas hydrate formation in the presence of methanol inhibitor

In this work a new thermodynamic model for accurate prediction of H₂S and CO₂ containing sour gas hydrate equilibrium dissociation temperatures in the presence of a gas hydrate thermodynamic inhibitor (methanol) is presented. The average absolute deviation between the predicted and measured sour gas hydrates dissociation temperatures (AADT%) considering pure and mixed acid gases in the presence of methanol inhibitor is about 0.274% which is much lower than those obtained by the other available thermodynamic models. The proposed approach is quite reliable over wide ranges of methanol and acid gases concentrations and can be used for performance evaluation of other gas hydrate inhibitors regarding the design of sour natural gas flow assurance systems in oil and gas industries.     

深水天然气井水合物预测研究

为了抑制深水天然气井生产测试时生成水合物,针对深水环境海底高压低温特性,研究水合物生成与井筒压力、温度分布和含液量的关系,通过井筒分段方式建立井筒温度分布预测模型,考虑冷凝水和凝析油的影响,建立含液天然气井井筒压力分布模型.实例计算表明,低产气量、低井口压力状态生产测试时和开关井过程中,靠近海床的井筒及以上部分温度下降显著,有利于水合物生成.理论计算和实测值吻合较好,说明建立的模型和理论计算结果能很好地指导实际生产.     

动力学水合物抑制剂GHI-1在高含硫气田的应用

随着近年来国内外大量高含硫气田的不断开发,如何解决高含硫天然气水合物的形成与堵塞问题引起了科研工作者的极大关注。甲醇、乙二醇等传统热力学抑制剂有毒、药剂用量大,会产生大量酸性污水难于处理,而国内外现有大多数动力学抑制剂对于高含硫酸性天然气水合物形成的抑制效果较差,均不能完全满足防止高含硫天然气水合物形成的需要。为此,介绍了自主研发的新型动力学水合物抑制剂GHI-1及其在某高含硫酸性天然气湿气输送管线中的现场应用情况。现场试验结果表明：动力学抑制剂GHI-1对于高含硫化氢酸性气体的甲烷天然气水合物具有较好的抑制效果,在现场应用条件下（H₂S含量为7.34%、CO₂含量为1.65%的天然气气质条件,药剂加量为15 kg/d,输气量为23×10⁴ m³/d,集输压力为7.0 MPa,输气温度为8～10.0 ℃）,可使清管周期由加注前的3～5 d延长至15 d以上,其药剂加量是同样效果乙二醇加量的1/3。     

水合物法天然气脱硫工艺研究

天然气中H2S的存在会给天然气的储存、输送、利用和环境都带来影响,必须对其进行脱硫净化。常规的天然气脱硫工艺有干法脱硫、膜分离、湿法脱硫和生物脱硫等。水合物法通过使H2S优先生成水合物并进入水合物相的工艺原理,实现天然气脱硫,与常规方法相比,具有工艺流程简单、能耗低、环保等独特优势,应用前景广泛。     

天然气采输过程中水合物防治技术研究应用

江苏油田气田进入有水开发阶段,部分气井在井筒、井口及地面流程设备等处出现天然气水合物冻堵的现象,严重影响气井的正常生产。针对此问题,以肖8井和盐城1-2井为样本,综合天然气组分、压力场和温度场、产水量、产出水矿化度等静态因素以及气流速度、温降速率、压力降幅等动态因素,对天然气水合物形成进行了研究;通过对比评价,筛选出最优的水合物抑制剂;采用配套工艺系统,有效地抑制了气井水合物的形成,解决了水合物冻堵影响气井生产的难题,对气井保护性开采及提高采收率起到了重要作用。     

天然气水合物藏开采物性变化的流固耦合研究

将水合物分解效应融合到渗流场与岩土变形场的耦合作用中,建立了天然气水合物藏气、水两相非等温流固耦合数学模型,并开发了有限元程序。对墨西哥湾某水合物藏进行了实例研究,分析了储层应力状态、物性参数分布及动态变化规律。结果表明,水合物分解效应、流固耦合作用以及井眼效应是影响储层应力状态和物性参数的3个主要因素,其作用机理不同,影响程度和范围各异。其中,水合物分解效应是主要控制因素,会导致分解区储层有效孔隙度和渗透率显著升高,弹性模量和内聚力等力学性能大幅度降低;流固耦合作用对分解效应引起的物性及力学参数的变化趋势具有明显的抑制作用,同样不可忽视。     

天然气水合物储层测井评价及其影响因素

天然气水合物储层准确识别和精细定量评价是自然界水合物开发利用和环境影响研究的基础,而地球物理测井则是除地震和钻探取心外最有效的原位识别和评价方法。电阻率和声波测井是最早应用于水合物储层识别的井内地球物理方法,由于具有较高的准确性和可靠性,二者仍是目前水合物测井的主要方式,并不断衍生出新的技术,如环电阻率、方向电阻率、多极声波测井等;同时,其他如井内成像、密度、电磁波、核磁共振等测井方法也被综合用于识别水合物储层。经过最近20年的发展,水合物系统测井方法已从单一的测井识别发展到运用各种先进的随钻和电缆测井评价复杂地质条件下水合物储层物性的阶段,初步建立了一套基于常规油气系统的水合物系统测井评价理论体系。该套体系对均质孔隙填充型砂质水合物储层具有较好的适用性,但对于非均质性泥质储层(如裂隙、薄层、互层、富泥质)及胶结或骨架支撑形式的水合物储层应用会产生较大的误差。此外,钻井过程中井眼冲蚀和钻井液侵入等外部因素也会影响水合物测井识别和评价结果。通过了解不同测井方法及其最新的研究进展,认为未来水合物测井技术的发展应侧重提高水合物地层识别和评价的准确性,开发复杂条件下水合物储层岩石物理模型,并综合利用地震、测井、岩心分析等方法修正所建立的岩石物理模型和校正实际的测井结果。