射流清管器清管过程中水合物生成及预防研究

射流清管器有利于降低自身速度,控制下游气液流型,减小终端分离器体积,但易于形成水合物,因此,需要对天然气管线在射流清管过程中水合物生成情况进行研究。针对某一陆上埋地天然气管线,分别建立管线模型、射流清管模型及节流模型,利用OLGA软件进行水合物的生成模拟,并以MEG作为水合物抑制剂,计算出三种模型中抑制水合物生成所需的最低MEG含量。结果表明,管线压力较高,温度变化较大,在正常运行状态下很容易产生水合物,抑制水合物生成所需的MEG含量达到0.58,而在射流清管过程中,所需的MEG含量增加到0.59;在阀门开度为10%的节流模型中,筛选出四处最易形成水合物的管线位置,计算得出清管器在发生卡堵情况下所需的MEG含量为0.60。     

大牛地气田水合物防治工艺

天然气水合物形成后堵塞井筒、管线、阀门及各种设备,给天然气的开采、集输和加工带来危害,如何经济有效地防止水合物生成是很多油气田面临的问题。大牛地气田产水气井在不同程度上存在水合物问题,某些气井水合物堵塞相当严重。本文分析了大牛地气田水合物形成情况和水合物抑制剂的使用情况,通过现场数据对甲醇和乙二醇进行对比,优选甲醇作为大牛地水合物抑制剂,并给出合理的抑制剂用量为现场应用提供了理论指导。     

元坝高含硫气田水合物实验研究

元坝气田天然气为高含硫过成熟干气,在采集输过程中容易形成水合物,而井筒、集输管线属于水合物形成的高发部位,一旦形成将严重影响正常生产。为此,开展元坝气田长兴组水合物生成及抑制剂实验,结果表明：压力小于20MPa下元坝气田长兴组含硫天然气水合物生成温度随压力增加明显,压力高于20MPa时水合物生成温度增加相对平缓。即在低压情况下水合物形成温度对压力的变化越敏感。天然气水合物生成温度随着甲醇和乙二醇在浓度增加逐步降低,压力较低时水合物生成温度较低,说叫甲醇和乙二醇对水合物生成有明显的抑制作用。     

番禺35-2气田投产过程井口水合物防治方案研究

番禺35-2气田是我国南海深水天然气田,在投产过程中,当天然气经过水下井口油嘴进行节流时,会产生较大的温降,存在水合物生成风险。针对如何防治投产过程中井口水合物的问题,以A1H井为对象,采用统计热力学模型计算了水合物生成温度、压力条件;以OLGA7.1软件为基础,建立了投产过程仿真模型;分析了投产过程中井口油嘴出口处的压力、温度变化规律,以及在投产的不同阶段水合物的生成风险。针对投产初期存在的水合生成问题,提出了综合采用甲醇、乙二醇作为抑制剂进行水合物防控的方案,并确定了水合物抑制剂的注入浓度和注入速率。     

气井水合物生成条件预测方法比较与分析

本文主要通过预测气井水合物的生成条件,进而有效预防井筒环境达到水合物生成环境,防止水合物的生成。建立了气井水合物生成温度的预测模型,并将其程序化,采用现场数据进行模型验证,结果表明计算精度满足生产要求,具有较强的实用性。     

新型水合物抑制剂在大牛地气田应用评价——以M井为例

大牛地气田地处鄂尔多斯高原,全年最低气温在-35～-40℃,平均日产水量为0.5m³,集输管线起伏较大,冬季极易在管线中生成气水合物造成堵塞。为解决传统热力学抑制剂存在的毒性、加注量大、成本高以及环境污染等问题,开展新型水合物抑制剂在M井先导实验。现场试验应用结果表明:新型抑制剂用量大幅低于传统药剂;新型水合物抑制剂有助于泡排工艺;运行成本较传统药剂低,有较好的经济效益。     

准噶尔盆地气井水合物抑制剂效果实验评价研究

准噶尔盆地气井多是高压井,当井口温度较低时井筒内会生成天然气水合物,化学抑制剂的使用可缓解井口冰堵的危害。选择当前适合现场的甲醇、乙二醇和二甘醇三种热力学抑制剂为研究对象,进行抑制剂效果评价实验。实验结果表明,三种抑制剂都具有阻止水合物生成和延长水合物生成时间的功效。横向对比来看,二甘醇抑制效果最好,其次为乙二醇,较差的为甲醇,通过技术-经济-环境综合对比,认为乙二醇为最佳使用对象。同时评价了产量大小与腐蚀对现场生产过程的影响,并提出了建议。     

一种低剂量水合物动力学抑制剂的研发

为了更好地评价所开发的水合物动力学抑制剂的性能,利用模拟的崖城气体对其抑制效果进行了室内评价。结果表明,质量分数为1.0%的动力学抑制剂可有效延长水合物的生成诱导期。利用海上东方1-1气田现场物流对其进行评价,结果表明,该体系中质量分数为3.0%的动力学抑制剂可以有效抑制水合物的生成。最后实施了油气田现场应用试验,结果表明,很少量的该动力学抑制剂即可有效保证生产管线的平稳运行。3种不同程度的评估结果均充分验证了所开发的水合物动力学抑制剂的抑制效果。     

湿气管道水合物形成概率计算

水合物的生成给湿气管道流动安全带来隐患,管道流动安全评价对于保障安全生产和减少损失具有重要意义。湿气管道内水合物形成概率的计算是湿气管线流动安全评价的基础。选择管道入口参数为随机因素,基于可靠性的极限状态法,选用较高精度的Har-PR预测酸性天然气含水量,在湿气管线水力和热力计算基础上,按Chen-Guo模型计算水合物形成条件,以实际流动温度和水合物形成温度之差建立概率极限状态方程,采用组合概率法计算管线的水合物形成概率。分析环道入口数据认为,入口压力、温度符合正态分布,流量符合最大极值分布。示例计算表明:随机变量的均值和标准差都影响着湿气管道的水合物形成概率;湿气管道的水合物形成概率对不同随机工艺参数的敏感性不同;单随机变量样本数和组合随机变量样本总数同时影响着全线的水合物形成概率。     

湿气管道水合物形成概率计算

水合物的生成给湿气管道流动安全带来隐患,管道流动安全评价对于保障安全生产和减少损失具有重要意义。湿气管道内水合物形成概率的计算是湿气管线流动安全评价的基础。选择管道入口参数为随机因素,基于可靠性的极限状态法,选用较高精度的Har-PR预测酸性天然气含水量,在湿气管线水力和热力计算基础上,按Chen-Guo模型计算水合物形成条件,以实际流动温度和水合物形成温度之差建立概率极限状态方程,采用组合概率法计算管线的水合物形成概率。分析环道入口数据认为,入口压力、温度符合正态分布,流量符合最大极值分布。示例计算表明：随机变量的均值和标准差都影响着湿气管道的水合物形成概率;湿气管道的水合物形成概率对不同随机工艺参数的敏感性不同;单随机变量样本数和组合随机变量样本总数同时影响着全线的水合物形成概率。     

基于hysys的甲醇用量模拟优化研究

在天然气处理工艺中,为了防止天然气在输送过程中形成水合物堵塞管路,有必要在管路系统中加入抑制剂,通过注入甲醇、乙二醇等抑制剂可以降低水合物形成温度,达到防止水合物生成的目的。通过HYSYS工艺模拟软件中的水合物形成预测模型可以找到一种抑制剂注入量的计算方法。软件计算是一种快速、有效的方法,在此基础上考虑工程经验和设计余量,为工程设计提供可靠保证。     

稠油火驱尾气集输管网水合物抑制剂筛选及应用

在一定温度和压力条件下,集气系统不可避免的会形成水合物。辽河油田曙光采油厂在冬季生产过程中,由于温度低、部分管线埋地浅、尾气携液量大等原因,在输送过程中易形成游离水及水合物,在冬季生产过程中经常发生冻堵现象。预防天然气水合物形成的方法有很多,其中在气井中注入水合物抑制剂的方法较为普遍。现针对此问题,以水合物减少的百分数为衡量标准,通过软件计算,对常用的水合物抑制剂进行筛选,对筛选出的冻堵防治抑制剂进行优化用量并制定冻堵防治方案,以达到减少冻堵情况发生的目的,此举对曙光采油厂实际运行具有一定的指导意义。     

一种新型天然气水合物抑制剂现场试验研究

在天然气开采及储运过程中,天然气可以在管道、井筒以及地层多孔介质中形成水合物,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。因此天然气水合物的防治是一个困扰生产多年的问题。天然气工业中最有效和常用的方法是注入水合物抑制剂,甲醇作为传统热力学水合物抑制剂药剂已经逐渐不能适应气田安全、环保、低成本开发的需要。为替代甲醇,开展了一种新型天然气水合物抑制剂的现场试验。现场试验结果表明,通过合理的加注工艺抑制剂可以起到良好的水合物抑制效果,新型天然气水合物抑制剂既适用于高压集气工艺,也适用于采用井下节流的中低压集气工艺。     

甲烷-四氢呋喃-水体系水合物生成动力学的实验和模型化研究

研究了透明鼓泡塔中含促进剂四氢呋喃（THF）体系中甲烷水合物的生成动力学.分别考察了进气速率、温度、压力、水合物体积分数对甲烷消耗速率的影响.根据Chen-Guo水合物生成机理,采用基础水合物生成反应的量纲1 Gibbs自由焓变-ΔG/RT作为反应的推动力,建立了水合物生成动力学模型,模型中考虑了体系温度、压力和气液接触比表面积的影响.把模型应用于甲烷气体消耗速率的计算,其模型预算结果与实验数据吻合良好,实验结果和反应动力学模型将有助于工业水合反应器的设计和操作条件的设定.     

地面集输管线中水合物堵塞预测研究

天然气水合物一旦在地面集输管线中形成就会造成阀门堵塞、管道停输等严重事故,造成重大的经济损失。气流组成、温度、压力和含水量是影响地面集输管线中水合物形成的主要因素,此外,气井产量、管线长度、油管直径等对水合物的形成也有一定的影响。本文综合国内外有关水合物研究成果,并结合长庆气田某气藏生产过程中天然气水合物的生成条件及防治措施,对地面集输管线中天然气水合物堵塞的生成条件及预测模型进行了研究。     

页岩气集输过程水合物生成条件预测方法研究

页岩气与集输过程中携带或产生的游离水,在适当温度和压力条件下将会生成天然气水合物。水合物一旦生成,可能会堵塞集输管线或损坏生产设备,严重影响集输系统的安全运行。通过酸性气体图、平衡常数法、波诺马列夫法和回归公式法预测页岩I区块天然气水合物生成条件,为预防页岩气集输过程中生成水合物提供理论指导和技术支持。     

近临界条件下乙烯水合物在甲醇水溶液中的生成行为研究

研究了近临界条件下乙烯水合物在甲醇水溶液中的生成行为,考察了温度、压力以及甲醇浓度对乙烯水合物生成行为的影响。实验结果表明在乙烯的近临界条件下,P-t曲线为一光滑的曲线,不易明确区分溶解阶段、成核阶段和生长阶段;随着初始压力的升高,水合物生成速率加快,且始末压差增大,水合物生成量增多;随着温度的降低,过冷度增大,促进水合物生长,压力下降速率增加,水合物生成量增多;甲醇水溶液浓度的增加,抑制了乙烯水合物的生成。     

盐水体系中环戊烷-甲烷水合物的相平衡及分解热

利用可视化水合物相平衡实验装置,采用恒温压力搜索法,测定了284～303K内环戊烷(CP)-甲烷在NaCl溶液中的水合物相平衡数据,并采用Clausius-Clapeyron方程计算了其生成/分解热数据。实验结果表明,CP-甲烷水合物生成条件远低于纯甲烷水合物;采用甲烷辅助气体可使CP在高于其纯水合物四相点的更高温度范围内生成CP-甲烷水合物;CP-甲烷水合物相平衡压力随温度增大而升高;随着NaCl浓度的增大,相平衡压力线性升高,且温度越高,温度和NaCl浓度对相平衡压力的影响越大。CP-甲烷水合物的生成/分解热随着温度的升高而逐渐减小,随NaCl浓度的增加而减小。     

基于PR状态方程的天然气水合物生成温度计算

天然气水合物生成温度的计算在天然气流程工艺设计和生产中经常遇到。然而天然气在开采及管道运输过程中,随着沿程压力、温度的降低,天然气的相态可能发生变化,如果忽略流体相态的变化,在温度计算时就会产生较大的偏差。本文采用PR状态方程来计算相平衡,然后根据DU-GUO88天然气水合物生成条件预测模型计算了天然气水合物生成温度值。结果表明,预测值与实测值相对误差在1%以内,同时对计算方法进行了Visual Basic软件的编程,方便现场推广。     

天然气输气管线温降计算

天然气管道温降的数值计算可以为输气管道的设计、判断水合物的生成、保证生产运行提供参考数据。在苏霍夫公式的基础上,考虑了焦耳-汤姆逊效应的影响,根据天然气在管道中流动的导热基本理论,结合工程热力学、传热学、流体力学知识,建立天然气输气管线温降模型,采用循环迭代方法计算出天然气沿程温度,对影响管道温降的各种因素如气体组成、管道运行参数、保温情况等进行分析比较,为减小天然气管输的温降,伴热功率、加热炉加热温度的计算及节能优化提供了理论依据。