元坝气田高含硫气藏水合物防治技术研究

在正常生产过程中一旦形成天然气水合物,会使井筒及流程管线内形成水合物冰堵现象,造成流程堵塞、超压,严重影响安全生产,形成安全隐患。此外,随着越来越多的高含硫气藏投入开发,硫化氢对于水合物形成的影响也越来越受到关注。影响天然气水合物生成的因素有内因与外因,包括天然气组分、温度、压力、离子浓度、搅拌速率、生产系统情况等方面,硫化氢对水合物形成的影响主要体现在硫化氢体积分数对水合物形成温度的影响和硫化氢对天然气含水饱和度的影响两方面。针对元坝高含硫气田的水合物形成提出相应的防治措施,包括井筒水合物和地面水合物的防治措施。目前井筒水合物防治措施主要有加热法、化学抑制法、隔热保温法、油管内涂厌水层法、产量控制法、井下节流法等;地面水合物的防治措施主要有加热法、化学剂法和天然气脱水法。     

输气管线中天然气水合物的防治

天然气水合物是由天然气和水在高压低温条件下形成的类冰结晶状化合物。天然气储运过程中,天然气水合物常常造成管道、阀门和设备等的堵塞,降低了管道的输送能力。因此水合物的防治工作对于石油天然气工业日趋重要。针对水合物的防治可采取物理和化学措施,例如脱水法和添加抑制剂等。抑制剂主要包括热力学抑制剂、动力学抑制剂、防聚剂三种类型,开发环保并且低廉的动力学抑制剂和防聚剂是防治水合物的发展方向。     

低剂量抑制剂Inhibex501存在下的甲烷水合物相平衡研究

含动力学抑制剂的天然气水合物相平衡研究对新型低剂量抑制剂的开发具有指导作用。在283.6 ~ 290.9 K和7.51 MPa ~ 15.97 MPa的温压范围内研究了抑制剂Inhibex501及其溶剂2-乙二醇单丁醚对甲烷水合物相平衡条件的影响。实验结果显示，0.5wt%和2.0wt%浓度的Inhibex501对甲烷水合物形成的热力学条件具有促进作用，能使甲烷水合物形成移向更高的温度或者更低的压力，而2-乙二醇单丁醚在浓度0.2wt% ~ 1.0wt%范围几乎不改变甲烷水合物形成的热力学条件，N-乙烯基己内酰胺与N-乙烯基吡咯烷酮的共聚物对水合物形成热力学条件的改变起主要作用。     

羧甲基纤维素钠对CH4水合物形成过程的影响

羧甲基纤维素钠（CMC-Na）是水基钻井液中的重要组分,为研究CMC-Na对天然气水合物热力学和动力学的影响,实验测量了质量浓度介于0.5%～1.5%的CMC-Na溶液中甲烷水合物的相平衡条件,以及275.2 K、6 MPa的初始条件下CMC-Na溶液中甲烷水合物的形成过程。研究结果表明,CMC-Na对甲烷水合物的热力学稳定性具有微弱的抑制作用,相同压力下相平衡温度降低了0.1～0.2 K。CMC-Na溶液中形成的甲烷水合物为Ⅰ型,水合物数为5.84～5.90。在CMC-Na溶液中,甲烷水合物形成所需的诱导时间大大缩短,表明CMC-Na对甲烷水合物的形成过程具有促进作用。在CMC-Na溶液中水合物生成所需气体消耗量呈阶段式增长。水合物转化率低于35%的情况下,已经生成的水合物没有对搅拌器叶片形成持续附着进而卡住搅拌器。因此,CMC-Na对甲烷水合物的热力学稳定性具有一定的负面影响,对水合物的形成具有一定的促进作用。另外,CMC-Na能够降低水合物生成过程中搅拌扭矩的波动,对维持搅拌的正常运行具有重要作用。     

高含硫天然气管道泄漏扩散数值模拟

天然气在集输过程中,由于管道老化、腐蚀等因素引起的泄漏事故时有发生,其中以小孔径泄漏事故发生概率偏大.本文利用软件对高含硫天然气小孔径泄漏进行数值模拟,模拟结果显示,泄漏气体中甲烷和硫化氢的扩散范围、浓度含量、烟云高度受风速影响明显.高含硫天然气管道小孔径泄漏后,在环境风速8 m/s时,泄漏形成的危险区域沿地面向下风向...     

多孔介质内甲烷水合物生成动力学研究

天然气水合物作为一种潜在的新型潜在替代能源,分布广泛、储量巨大。水合物生成动力学特性对于了解自然界天然气水合物形成规律与水合物相关技术应用具有重大意义。针对甲烷水合物生成动力学特性进行研究,设计开发了甲烷水合物生成测试系统,研究了不同温度和不同孔隙粒径的多孔介质对于水合物生成动力学的影响。结果表明,随着温度的降低以及多孔介质孔隙粒径的减小,甲烷水合物生成过程中的气体消耗速率越快,生成结束时消耗的气体的量越多。同时,利用水合物生成多步骤机制模型,获得了甲烷水合物生成过程各中间产物的变化规律。     

基于VB语言的水合物相平衡预测软件开发研究

为了对天然气水合物相平衡进行相关研究,实现对不同压力（温度）条件下水合物临界生成温度（压力）的迅速计算,有必要研究和开发天然气水合物相平衡预测软件.利用VB语言面向对象可视化的特点,并结合分子热力学模型法,编制纯水中水合物相平衡预测软件;同时利用软件对混合组分气体生成水合物的相平衡进行分析比较.软件界面简洁,操作简单,通过简单的输入输出操作,可在短时间内完成相应的计算.结果表明,软件对于混合组分天然气水合物的相平衡预测较为准确,其相对误差控制在1％以内,对工程实践有较强的指导意义.     

川东地区高含硫气井元素硫沉积分析及防治措施探索

近年来,川东地区长兴、飞仙关等高含硫气藏气井的投产,为弥补天然气产量递减起到了关键作用。但是,高含硫气井在生产过程中,天然气中的硫会随气体状态的变化而析出,堵塞气流通道,影响气井正常生产。结合高含硫气藏生产特征及气质组分,分析认为,元素硫沉积的主要影响因素是气流速度和压力、温度,而压力、温度的影响主要表现在硫的溶解度上。对典型高含硫生产井峰X井进行元素硫沉积分析。提出相应的防治措施:通过适当提高采气速度,控制井筒压力和温度的变化,并采取加注化学硫溶剂等措施,可以防治元素硫沉积;特别提到了采用高抗硫材质小直径管加注工艺,这是结合川东地区高含硫气井完井管柱特点(油套环空安装有永久封隔器)采用的药剂加注工艺。通过对高含硫气井元素硫沉积的影响因素分析和防治措施的推荐,为高含硫气井的稳定开采提供借鉴。     

马更些三角洲冻土区天然气水合物成藏的地质控制因素

本文系统归纳了马更些三角洲冻土区天然气水合物赋存的稳定条件、分布特征和水合物成藏特征,指出构造条件、沉积条件和水动力场在天然气水合物富集过程中起到的重要作用。马更些冻土区天然气水合物主要气体来源为热成因气,空间非均质分布特征明显,且与传统油气资源共生成藏。在冻土带底部温度和压力视为均一条件下,可为深部气源提供运移通道的区域主断层等构造条件是天然气水合物聚集成藏的控制因素。储层非均质性影响天然气水合物的空间分布,粗粒沉积是高饱和度水合物富集的有利场所;同时,冻土层在水合物成藏中起到“封盖作用”,良好的“储盖组合”有利于水合物富集成藏。此外,深部超压流体系统和浅层重力流系统两大水动力场也是影响该地区天然气运移和水合物赋存与分布的重要地质因素。     

天然气水合物——一种巨大的潜在能源

天然气水合物—一种巨大的潜在能源李强王焕新承德石油高等专科学校化工系在特定的温度和压力下，天然气与水结合可生成一种外观似冰的白色结晶体——天然气水合物。虽然人们在很多年前对该水合物就有所觉察，但并未引起足够的重视。至本世纪７０年代初，随着石油天然气工...     

井下节流新技术在天然气采集过程中的节能效果

通过对长庆气田天然气采集系统地面节流工艺与井下节流工艺的对比,分析了两种工艺在天然气采集过程中的用能差异。井下节流技术在天然气采集过程中不需要常规的井口加热、注醇等耗能工艺,就可以达到天然气地面输送温度,并且不形成水合物,是先进节能型的采集技术。     

某天然气长输管道水合物生成预测及防治研究

天然气水合物的形成将严重影响天然气长输管道的生产运行。针对中国石化某天然气管道运行过程中由于上游气质、管道沿线地形、运行温度压力等原因导致的水合物频现、管道冻堵多发的实际情况,对该管道上游气质含水量进行分析,研究了水合物对该管道运行的影响,对管道内水合物的生成条件进行了预测;提出了冬季持续注入甲醇、间歇性清管等针对该管道的水合物防治措施。同时为防止持续注入抑制剂导致其在管段低点积存、影响管道运行的情况出现,基于该管道首站、末站压力、温度、组分数据,应用NGPCS软件及相关公式,对甲醇的注入量进行优化,得到了该管道在不同输量、不同含水量条件下的甲醇注入量,从而在保证管道安全运行的前提下,减少了管道中甲醇注入,避免了因甲醇过多而影响输气效率、增加清管频率的情况,有效降低了管道运行成本。     

海底天然气水合物成因影响因素探讨

自然界中的天然气水合物资源主要存在于海洋中,海底的自然条件是形成天然气水合物的基础.文章探讨了多孔沉积物、孔隙水成分等因素对天然气水合物形成条件的影响,分析了海底天然气水合物的成藏特性.     

硫化氢高温裂解制氢的动力学研究

为了探究硫化氢高温裂解制取氢气机理,对其建立动力学模型,并将动力学模拟结果和试验数据以及热力学计算结果进行了比较,所建立的动力学模型能够较好地模拟硫化氢的高温裂解制氢过程,与试验数据以及热力学计算结果比较吻合。结果表明,随着裂解温度的提高,硫化氢的转化率和氢气的生成率显著提高,在1250℃时,分别可达56．8％和10．6％。当温度较低于1050℃时,随着停留时间的变长,硫化氢的转化率和氢气的生成率显著提高;当温度高于1050℃时,停留时间超过0．2s后,其对硫化氢的转化率和氢气的生成率影响很小。     

硫化氢高湿裂解制氢的动力学研究

为了探究硫化氢高温裂解制取氢气机理,对其建立动力学模型,并将动力学模拟结果和试验数据以及热力学计算结果进行了比较,所建立的动力学模型能够较好地模拟硫化氢的高温裂解制氢过程,与试验数据以及热力学计算结果比较吻合.结果表明,随着裂解温度的提高,硫化氢的转化率和氢气的生成率显著提高,在1 250℃时,分别可达56.8%和10.6%.当温度较低于1 050℃时,随着停留时间的变长,硫化氢的转化率和氢气的生成率显著提高;当温度高于1 050℃时,停留时间超过O.2s后,其对硫化氢的转化率和氢气的生成率影响很小.     

含动力学抑制剂体系甲烷水合物微观分解过程

注入低剂量水合物动力学抑制剂是防治油气管道中水合物堵塞的有效技术之一。为了实现高效、经济解堵,非常有必要展开动力学抑制剂对水合物分解行为影响规律的研究。利用粉末X射线衍射仪和激光共聚焦拉曼光谱仪在常压、-10℃条件下原位观测纯水体系和含动力学抑制剂聚乙烯基己内酰胺（PVCap）体系的甲烷水合物微观分解过程。结果显示,相比纯水体系,PVCap的存在会减弱s I型甲烷水合物“自保护”效应,加速水合物的分解。甲烷气体在水合物大、小笼中的含量同步降低,且相对含量基本保持恒定,说明PVCap不影响水合物以晶胞为单位进行整体分解。六角冰的（100）和（002）晶面峰面积随时间的变化不同步,且在纯水体系和含PVCap体系中呈现的变化趋势截然不同。     

元坝超深高含硫生物礁大气田安全有效开发技术

元坝气田是目前世界上气藏埋藏最深、开发风险最大、建设难度最高的酸性大气田,国内外没有成功先例,缺乏相应理论、技术、方法。针对元坝气田长兴组气藏超深、高温、高压、高含硫、礁体储层复杂、气水关系复杂、天然气组分复杂、压力系统复杂、地形地貌复杂等"一超、三高、五复杂"的特点,以及面临的地质规律不清、气藏描述太难、有效开发不易、钻完井瓶颈多、安全环保压力大等五大开发难题,创新了生物礁发育与储层分布开发地质理论,提出了超深条带状小礁体气藏有效开发模式,形成了超深层小礁体气藏精细描述技术、超深高含硫水平井钻完井技术、高含硫天然气深度净化技术、复杂山区高含硫气田安全集输技术等开发关键技术体系,建成了世界上第一个7000m超深高含硫生物礁大气田,突破了7000m超深高含硫生物礁气藏开发禁区,突破了7000m超深高含硫水平井钻完井技术瓶颈,实现了高含硫天然气深度净化技术国产化,实现了复杂山区高含硫气田安全集输技术智能化,确保了大型超深高含硫生物礁气田安全环保有效开发。     

聚胺水基钻井液中天然气水合物生成过程实验研究

实验采用定容压力搜索法测量了聚胺钻井液在3℃ ~ 13℃范围内甲烷水合物的三相平衡条件。定容条件下考察了在初始压力分别为8 MPa、10 MPa、12 MPa条件下聚胺钻井液中甲烷水合物的生成过程。结果表明,聚胺钻井液对甲烷水合物生成的热力学抑制作用并不明显。同时,提高反应的初始压力会显著缩短水合物的生成时间、增加水合物的生成总量、增大反应初期生长速率以及水合物生长的不均匀性。强化聚胺钻井液的传热传质速率并降低钻探时的井下压力有利于抑制钻井液中水合物的生成。     

二氧化碳-氮气混合气体在微粉硅胶中生成水合物的 实验研究

空气中CO₂含量的增加导致了全球气候变暖问题。气体水合物能够有效分离出电厂尾气中的CO₂,对改善环境具有重要意义。考察了微粉硅胶（silica gel）中80mol% N₂与20mol% CO₂混合气体水合物形成特性,选取压力范围为6.0 ~ 8.0 MPa,温度范围为 -20 ~ -5℃。研究发现,N₂与CO₂混合气进入反应釜后,直接生成水合物,诱导时间小于1 min。压力越高、温度越低,生成水合物的相对气体消耗量越大,最大的相对气体消耗量为0.115 (mol/mol),水的转化率最大为77.02mol%,前30 min水合物生成速率与压力无关。水合物气体消耗量越大,反应釜中剩余N₂组分的含量越大,最大为90.95mol%。水合物生成驱动力越低,水合物中CO₂ 组分越高。在6.0 MPa、-5℃下,水合物中CO₂组分最大为65.70mol%。     

在酸性体系中使用低剂量水合物抑制剂

低剂量水合物抑制剂（LDHIs）代替传统水合物控制技术越来越被大家所接受。虽然这些产品已经使用多年，但在酸性体系中使用低剂量水合物抑制剂的报告还很少见。大家都知道硫化氢（H2S）影响水合物稳定的条件。在一般的H2S百分比含量水平，烃类产品、运移系统与相应低含硫系统相比，水合物生成的温度显著增加。相应地出现了很多问题，比如H2S的含量是否要影响LDHIs的性能．虽然在低含硫体系中测试LDHIs的性能已成惯例，然而在高含H2S的体系下测试LDHI的性能十分困难．除了在实验室及在先导性测试中研究酸性体系的LDHIs外，在过去几年中，进行了几项LDHIs的现场应用。本文将详述在现场酸性体系中，动力抑制剂（KHIs）和抗凝剂（AAs）的五个成功应用的实例。这些结果表明在酸性体系中LDHIs的确能有效的控制水合物。