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。     

含CO_2天然气水合物抑制剂抑制效果对比分析

随着天然气事业的发展,国外在天然气水合物抑制剂的研究方面成熟,常采用加热和加注抑制剂的方法来防止水合物的生成。国内在气田开发实践中,主要采用国外成熟技术,但在应用中还需要进一步完善。吉林油田长岭1号气田CO2平均含量约30%,最高达90%,而且高含CO2气田数量少、起步晚,因此可供借鉴的资料并不丰富,需要根据高含CO2气田的特点对几种水合物抑制剂进行分析比较研究。本文主要在水合物生成条件的基础上做实验,针对甲醇和乙二醇做抑制剂,选取不同体积分率的抑制剂浓度来完成水合物生成条件的实验,完成抑制剂效果评价曲线,从而选择出效果更好、更经济实用的水合物抑制剂。     

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。     

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。     

天然气水合物预测及管线注醇工艺优化计算

管线中有水合物生成时会造成管线堵塞，仪表失灵、压力升高等事故，严重影响气田的安全生产，通过注入甲醇抑制剂可以有效减小管线的冻堵概率。现场研究发现，目前注醇工艺盲目粗放，导致甲醇消耗量过大，通过对水合物生成热力学模型进行研究，采用C++编程语言计算试验压力下水合物的生成温度，与实验数据进行对比，确定最佳的水合物预测方法Makogon模型；以此模型为基础计算管线实际运行时的水合物生成温度，然后结合管线产水量、产气量等运行数据采用John Carroll模型计算甲醇抑制剂的消耗量。最后通过现场试验，验证了计算成果的实用性和经济性。     

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。     

甲醇抑制剂的合理用量研究

随着国内外大量油气田的不断开发,天然气水合物的形成和堵塞防治问题引起了科研生产工作者的极大关注。主要介绍了天然气水合物的形成机理、防治措施,其中,添加抑制剂是目前防治水合物形成经常使用的方法,以某气田为例,以Windows XP为平台,Visual Basic 6.0为工具开发编制程序计算甲醇抑制剂的合理用量,并分析包括井口温度、井口压力、产气量以及产水量与抑制剂用量的关系,采用Origin对软件系统的模拟结果进行曲线拟合,并得出相应的拟合关系式,从而确保输气管道安全经济运行。     

复配型抑制剂对高二氧化碳天然气水合物抑制效果评价

高含二氧化碳气田在开采、输送过程中生成天然气水合物易生成天然气水合物,严重影响气田的顺利开发。添加水合物抑制剂是高效的防治手段,但目前单独使用动力学抑制、热力学抑制都存在一定弊端。本文通过对比使用不同用量的动力学抑制剂、热力学抑制剂以及复配型抑制剂的抑制效果和经济指标,说明动力学抑制剂与热力学抑制剂复配后抑制效果更优,不仅降低了水合物生成温度,减少热力学抑制使用量,缩减抑制剂成本,提高了经济效益,同时减小对地层伤害。     

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。     

延长天然气不同因素对抑制剂注入量的影响

一般情况下,大部分的气井采用的高压集气工艺在一定的温度和压力作用下,会不可避免的形成水合物。预防天然气的水合物的形成方法较多,在气井中注入水合物抑制剂的方法相对较为普遍。现以某一天然气井作为例子,对天然气水合物抑制剂的注入量进行精确的计算,并对影响抑制剂注入量的因素进行分析,为气井的实际运行提供参考依据。     

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。     

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。     

高矿化度水中动力学水合物抑制剂性能

利用自主设计的水合物抑制剂评价装置,分析比较了蒸馏水及气田高盐水环境中水合物的形成规律,重点评价了高盐水环境中PVP、NVC、Poly(VP/VCap)、PVCap 4种抑制剂的使用效果。结果表明,压力为7.0 MPa,温度为3℃的条件下,蒸馏水环境中水合物的形成时间为16 min;而高盐水环境中水合物的形成时间为45 min。质量分数为2.0%时,上述4种抑制剂在高盐水环境中的有效抑制时间分别为300、350、1 100、1 100 min;其中PVCap在质量分数为0.5%时抑制时间就超过1 100 min,其抑制性能最优,满足现有气田工艺要求。高盐水环境有利于抑制剂发挥抑制效果。动力学型抑制剂具有加量少、毒性低的优点。     

海上高压气田水合物形成及乙二醇注入分析

海上气田在正常生产中由于受温度、压力、流动条件突变等因素影响,可能会形成天然气水合物,从而引发管道堵塞、设备超压等生产事故,为了防止水合物的生成,通常采取注入乙二醇进行水合物抑制。本文结合实际的高压天然气田开采工程经验,得出水合物形成的三个主要工况—正常生产工况、长时间关井工况、关井再启动工况,运用ASPEN HYSYS模拟与Hammerschmidt公式计算相结合的方法分析水合物的形成和乙二醇的注入,解决了工程实际问题,对类似高压气田的开发有重要的借鉴意义。     

天然气水合物预测方法与防治措施分析

含游离水的天然气在高压低温的状态下生成的冰雪结晶状化合物被称作天然气水合物。在开采和运输天然气的过程中,井筒或输气管道中如果有水合物生成,就极易造成堵塞,气田的正常生产就会受到影响,所以防治水合物对于石油天然气工业愈发重要。针对水合物的防治主要采取加热,降压,井下节流和注抑制剂等防治措施。未来水合物防治的发展趋势是寻求对环境友好、用量小、效果好的低价抑制剂。     

注醇工艺在气田应用的可行性分析

电伴热工艺在低温时达不到防止水合物形成的作用,需要由注醇工艺保证正常生产,通过对电伴热+注醇工艺与完全注醇工艺进行对比,认为目前A气田更适合于电伴热+注醇工艺。但随着生产井的增多,甲醇消耗量增大,成本费用较高,若建立甲醇回收系统,对注入的甲醇回收循环利用,可以适应A气田快发展形势下高甲醇需求量,降低了生产成本,可以进行推广应用。     

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。     

气田集输系统水合物防治工艺的对比分析

气田集气过程中水合物的生成会影响集输系统的正常运行,常用的水合物防治方法有脱水、加热、降压以及注抑制剂。重点研究了应用较为广泛的加热法和注抑制剂法,介绍了两种工艺的具体特点、适应条件及其在各气田的应用情况,提出了气田具体水合物防治工艺选择的建议,对指导现场水合物的防治工作有一定的借鉴意义。     

川东北气井抑制剂配合防治水合物技术

川东北地区气井由于压力高、温度高、腐蚀环境恶劣,地面流程控制在技术上、安全上要求更为严格。在防治水合物问题上,目前普遍使用的是加热法,由于区块特性和防治方法单一,出现了许多问题。在实际测试过程中,仅仅依靠物理方法防止水合物的生成是不够的,需要采用化学的或物理化学相结合的方法才能达到有效且经济的目的。本文在广泛调研国内外气田防治水合物实例的基础上,通过实验和理论计算对比分析,确定了川东北地区目前嘉二段、飞三段的抑制剂浓度和注入量,为川东北地区防治水合物提供理论依据。     

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。