天然气长输管道中水合物生成的预测

天然气管道运行过程中,随着管道内压力、温度和天然气组分的变化会生成水合物。水合物的生成会降低管道的输送能力,从而提高输送成本,严重时更会堵塞管道甚至发生管道爆裂,造成重大的生产事故和巨大的经济损失。通过天然气管道内水合物生成条件预测模型的建立,确立天然气水合物形成时的温压关系,再结合天然气输送管道中温度和压力分布的仿真模拟,就可以预测天然气输送管道中水合物生成的大体位置和水合物生成的类型。这可以为防止天然气输送管道中水合物生成和堵塞提供技术依据,也为管道的设计和运行提供指导性建议。     

海底凝析天然气管道水合物形成条件预测

海底天然气管线由于运行条件、环境温度、输送工艺的特殊性 ,极易形成水合物。凝析天然气在海底管线中的输送过程属于两相流动范畴 ,沿线运行参数、水汽含量的计算方法与一般的天然气管线不同 ,文章根据平湖 -上海和锦州 2 0 - 2两条凝析气海底管线的实际生产数据 ,优选出适合海底凝析气管线工艺计算的两相流水力学和热力学模型 ,结合水合物生成条件和饱和含水量的统计热力学理论计算方法 ,能有效地预测海底管线水合物可能形成区域 ,对防止水合物形成 ,确保管线安全运行具有重要指导意义     

天然气水合物堵塞预测技术研究

在输送未经矿场分离的天然气的过程中,由于压力和温度等外界环境因素的改变,常常生成大量的水合物,造成管线冻堵,严重影响天然气的正常生产。本文从统计热力学理论出发,结合Vander Waals-Platteeuw理想固体溶液假设,给出了水合物生成条件预测数学模型和计算方法。通过检验：该模型在预测酸性气体水合物生成温度时的平均相对误差为0.33％;对非酸性气体的偏差仅为0.113％,算例表明模型计算方法简单,使用十分方便,具有较高的精度,能够满足工程需求。     

管道流动体系天然气水合物分解动力学模型研究进展

天然气水合物聚集堵塞管道事故频频发生,管道解堵耗时棘手,给石油化工行业造成了巨大的经济损失和能源浪费,研究管道流动体系下天然气水合物的分解特性为解决管道水合物冰堵问题提供理论基础。综述了国内外管道天然气水合物分解动力学的研究进展,重点阐述了管道水合物的分解机理及相应天然气水合物分解模型。发现目前关于管道流动体系下水合物分解规律的研究不多,管道水合物分解模型不够完善。基于水合物微观分解机理及环道流体宏观运动规律,对建立多因素影响、适用于管道流动体系的新型管道天然气水合物分解综合模型提出了构想。最后,对管道流动体系水合物分解特性的研究方向提出了建议与展望。     

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…     

天然气水合物形成预测方法及应用

在天然气开采及运输过程中,气体组成、温度、压力和含水量成为水合物形成的主要原因,所以,天然气水合物的形成预测方法和防治成为天然气科学界十分关注的问题。本文对常用的天然气水合物的形成预测方法进行介绍和对比,并应用于油田实际的水合物生成预测。     

水合物形成预测及防止措施优化研究

气体水合物是由水分子的几何晶体构成，晶格含有被轻烃或其他轻质气体（如氮气、二氧化碳）占据的空穴。它是半稳态的类似于致密冰雪的固体化合物，一般在35℃以下就有可能形成。气体水合物不仅可能导致管线堵塞，也可造成分离设备和仪表的堵塞，为保证生产的正常进行，必须判断在管路运行条件下，是否有水合物产生及如何防止水合物的形成。     

高压天然气管道内水合物浆液流动特性的数值模拟

高压天然气管道内水合物的沉降堆积会引发严重的安全问题,而理解水合物浆液流动特性是解决问题的关键。文中运用计算流体力学的方法,利用FLUENT软件对高压直管内水合物浆液的流动特性进行数值模拟,探究入口压强、水合物颗粒体积分数、水合物颗粒粒径和水合物颗粒密度对水合物浆液流动特性的影响。结果表明,在高压天然气管道内,水合物颗粒会沿着管道壁面在近壁面区域发生沉降堆积,且其沉积程度会随着入口压力,颗粒体积分数,水合物颗粒粒径的增大而增加,而水合物颗粒密度对其沉积特性整体影响较大。     

管道内二氧化碳水合物的形成和流动特性研究

随着油气开采从陆地向深海发展,防止气体水合物堵塞管道成为重要的安全挑战之一。在50m长的高压循环管路里,对CO2水合物的形成过程和流动特性进行了研究。研究结果显示在管径相同的水平管道内各处水合物几乎是同时形成的,最先成核形成小颗粒,然后小颗粒聚集成絮状;在水转化率为4%时,管道内没有形成局部堵塞;水合物形成后会导致管道内流动阻力增大,液体流速瞬间降低。     

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。     

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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。     

输气管线中水合物的形成及预防

天然气管道输送过程中因地貌、气象及各种管道条件而使少量天然气形成水合物，导致堵塞管线，影响管线的安全运行。分析了输气管线中形成水合物的热力学和动力学条件，其中在热力学条件中着重介绍了管道中含水量对形成水合物的影响，结合两方面条件简要介绍了预防水合物的常用措施。     

气井水合物生成条件预测

气井井筒中形成的天然气水合物,会堵塞油管,影响生产。通过对国内外文献的调研,分析了气井水合物的形成条件、影响因素及各种预测方法。在研究气井井筒的温度、压力分布的基础上,结合水合物形成的简化牛顿热力学改进预测方法,建立了水合物形成的预测模型,并编制软件进行气井实例计算。计算结果表明,该模型预测水合物形成效果较好。     

输气管线水合物的形成及预防

介绍了采气过程中天然气中水合物的成因及条件,分析了采气生产过程中水合物形成的危害,提出了采气生产过程中预防水合物形成的几项措施.     

气田采气管线天然气水合物生成条件预测

延长气田地面集气工程采用高压集气工艺,天然气在井口未经任何处理,经高压采气管线输送至集气站内进行集中处理。在一定温度和压力条件下,极易在采气管线中形成天然气水合物堵塞管道,影响采气管线的正常运行,因此,对采气管线水合物的生成条件进行预测是非常必要的。结合天然气管道动力学与天然气水合物统计热力学模型,利用VB编制了计算软件,以延长气田采气管线为例,对管线中天然气水合物的生成条件进行预测和分析,从计算结果可以看出,该水合物生成条件的计算方法在实际工程应用中具有一定的实用价值。     

天然气水合物形成速度的影响因素

天然气水合物储运技术是近几年国内外重点研究发展的一项天然气储存技术。本文考察了温度、表面活性剂浓度、水历史对天然气水合物生成的影响。研究得出:较低的反应温度、300mg/L的SDS溶液、水历史对天然气水合物的生成具有良好的促进作用。     

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天然气水合物是一种类似冰的笼型晶体水合物。它的生成与压力，温度，气水接触面积以及添加剂等因素有关。利用天然气水合物储气实验台，实验研究了不同类型的表面活性剂（包括阴离子表面活性剂，非离子表面活性剂）对天然气水合物生成的影响，主要研究了它们对天然气水合物生成速度，储气密度，诱导时间以及虚拟水合数的影响。结果表明：不同类型的表面活性都不同程度提高了水合物生长速度和储气密度，缩短了水合物形成的诱导时间，并使虚拟水合数接近于理论值。     

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��A structual model of generating natural gas hydrate is summarized in this paper. It's genesis conditions are calculated by means of the equations of statistical mech-anics and thermodynamics. The forming of hydrate may be avoided by the control of thermodynamic parameters This paper pays particular emphasis on using the different temperature decline formula to discuss how to select the preventer and observe it's effect.     

Predicting Natural Gas Hydrate Formation Temperature Using Levenberg-Marquardt Algorithm

In this study, two new correlations are proposed to predict the natural gas hydrate formation temperature as a function of pressure and specific gravity. The first correlation has been developed using Vandermonde matrix and the coefficients of the second correlation have been obtained by Levenberg-Marquardt algorithm. The error analysis shows the good performance of the two new proposed correlations to predict hydrate formation temperature compared to correlations presented earlier and also the experimental values.