长输天然气管道水合物生成预测及影响因素分析

在管道输送天然气中,准确预测水合物生成位置及其影响因素分析,对管道安全运行十分重要。为此,基于长输管线温度、压力计算与水合物生成条件预测模型,建立了长输管线水合物生成位置预测程序,并对具体实例进行分析,结果表明,管径越小、输量越大、保温材料导热系数越小、天然气中H2S含量越低、CO2含量越高,水合物生成范围缩小。该程序对长输天然气管道设计、安全管理、天然气脱硫处理提供了技术支持。     

凝析气田长输管道水合物防治的实践应用

凝析气田长输管道输送介质大多为气液混输,冬季沿程温降过大,极易导致管道内生成天然气水合物,为了防止天然气水合物生成对长输管道的堵塞,降低管道过流面积。有必要弄清楚水合物形成的条件和原因,以便提出有针对性的解决措施。凝析气大多为多相流输送,以饱和烃组分为主,在输送过程中由于沿线温度、压力的变化极易引起凝析和反凝析现象,在气液混输中,气相含烃量很高,冬季气温低时促进了水合物的生成。通过对水合物形成原因、塔里木某凝析气田气相组分和运行工况的综合研究,找出最大的影响因素,结合实际,提出最有效的解决方案。通过HYSYS模拟计算,找到了防止水合物生成的最佳方法。采取降压生产,油气分输的措施,并在生产中实践成功。所以,防止天然气水合物的生成十分重要。     

基于Java实现天然气水露点与水含量换算的软件开发

为了有效监控天然气管道安全输送的两个重要气质参数-天然气的水露点和水含量,本文以Java为编程平台,运用PR状态方程开发了天然气水露点与水含量换算的软件。软件计算结果与国标GB/T 22634-2008示例结果相比:水露点完全相同,含水量绝对偏差为:0.6 mg/m~3。天然气水露点和含水量转换的软件开发,将实现在管输天然气现场同时获取水露点和水含量两项气质参数,保障天然气输送的安全。     

天然气单管伴热集输管道伴热优化

天然气在开采出来之后,经常含有水,天然气水合物是天然气与水在一定的压力和温度下形成的结晶笼状固态化合物。天然气水合物可能导致管道、仪表和分离设备的堵塞,对天然气的输送是有害的。石油与天然气输送的管道中,常用采用添加除水剂的方法,压力控制方法,伴热的方法来维持生产操作及停输期间管道内介质的温度与压力。着重研究利用单管热水伴热的方法来抑制天然气集气管道中水合物的生成。主要概述了利用热水伴热方法对管道进行伴热,并且借助VB程序编制软件完成热水伴热的输送过程的相关分析计算,通过计算的数据结果进行绘图,在符合实际伴热条件的的同时,选出最优方案。     

天然气掺混输送可行性研究

天然气的掺混是长输管道中存在两个或多个进气点所面临的问题。主要是研究不同气质的天然气掺混在一起,能否满足输送要求。文章对某跨国管道掺混后的天然气水露点、含水率进行分析,预测符合管输条件不合格气的最大掺混比例。分析结果符合实际生产。     

天然气水合物形成与解堵

天然气水合物是有两种物体形成,分别是碳氢化合物以及通过水一起组成的结晶化合物。天然气长输管道所处环境温度较低且输送压力高,易形成水合物而堵塞管道。本文简述了水合物形成条件、机理和解堵方法。     

湿天然气管道清管过程水合物模拟研究

湿天然气管道清管过程更容易生成水合物,给清管带来较大的堵塞风险。采用OLGA软件对湿天然气的清管过程进行模拟和分析。模拟结果验证了湿天然气管道容易产生水合物这一特征。进而,对水合物生成的影响因素进行了分析,包括管道输量、环境温度、起点温度和抑制剂。最后,基于分析结果提出了合理可行的防止措施,为湿天然气的清管提供理论依据和指导。     

避免生成天然气水合物的措施

天然气水合物的生成与天然气输送管道系统的温度、压力及气体中的水蒸气含量有关,合理控制输气的温度和压力的参数,能够避免形成天然气水合物,保证管道输气的顺利进行,达到预期输气的效率。     

长输管道内天然气水合物形成的预测

长距离天然气输送管道输送压力一般较高,管道内易形成水合物而阻塞管道.长输管道内压力温度变化复杂,难于精确判断水合物的形成.针对这一问题,本文分析了长输管道内压力温度的变化规律,给出了判断水合物形成的理论模型和计算方法.并将计算结果与实验值做了比较,结果表明该模型具有较高的精度.     

数值计算法预测天然气水合物的生成条件

分析和比较数值计算法预测天然气水合物的生成条件,数值计算法大致可分为回归公式法、波诺马列夫法和平衡常数法。而波诺马列夫法[1]是工程计算中对水合物预测较精确的一种方法,该方法在研究和讨论天然气输送过程中水合物的生成和防治,对保障天然气管道的安全运行具有十分重要的实际意义。     

天然气水露点数据分析及控制方法研究

水露点是管输天然气的一项重要气质指标。本文在对天然气水露点测定方式进行研究总结基础上,确定基于帕尔贴效应制冷的冷却镜面式测试方法具有更多优点,通过基于该方法的露点仪对某天然气管网输气场站及CNG加气母站的水露点数据进行检测并处理,提出了标准参照法、横向对比法两种分析方法,得到了水含量自上游到下游逐渐增加的变化规律,同时结合实践经验对降低管输天然气水含量方法进行总结。     

天然气水合物抑制技术研究分析

在天然气开采,输送及储运过程中,生成的天然气水合物常常造成管道、阀门和设备等堵塞,影响正常的运营与生产。结合天然气水合物形成的特点,着重介绍了添加热力、动力抑制剂等控制天然气水合物的工业方法,分析各自的优缺点,并展望了未来抑制技术的研究趋势。     

长输天然气管道干空气干燥最优长度优化计算

天然气管道建成后必须进行水压试验,使管道内含水量较高,输气管道投产前存在于管道内壁和管道低洼处的液态水对天然气有增湿作用,导致天然气露点在输气管道投产初期不能满足管输要求.为此,投产前需要对天然气管道进行干燥处理.干空气干燥是目前广泛采用的干燥方式,通过建立以干燥时间、压缩机费用、干燥空气费用和压缩机运输安装费用为最小...     

天然气水合物成因分析及防治措施

天然气水合物是水与轻烃、CO_2及H_2S等小分子气体形成的非化学计量型笼形晶体化合物或称笼型水合物。水合物在管道中形成,会造成堵塞管道、减少天然气的输量、增大管线的压差、损坏管件等危害,导致严重管道事故。介绍了天然气水合物的形成条件及危害,结合天然气外输海底管道的运行状况变化,分析了天然气水合物形成的原因及天然气水合物堵塞海底管道后的治理措施。     

长输天然气管道输损管理探究

长输天然气管道输损是天然气输入总量和管存量输出量之间的差值,出现这种差值的主要原因是长距离的管道输送、输送过程中的多点、多面以及管道输送过程中的环境温度变化和压力差异等多种状况多会造成管道输送损耗。本文主要介绍了天然气管道腐蚀对于管道输损的影响,从而对整个天然气其企业的经济造成影响,因此对其进行研究并找到相应的解决方案就很有必要。     

天然气水合物的生成对浆液流动稳定性影响综述

目前在海底混输管道的水合物风险控制策略中,允许水合物在管道内的生成,以液固浆液流动的形式对海底油气产物进行输送。其中主要通过控制浆液中水合物的生成量和聚集程度,来实现对海底集输管线的流动安全保障。液固浆液流动具有相当复杂的流动特性,固相颗粒的引入对于流体的流动特性影响很大。本文分别综述了拟单相流动体系和气液多相流动体系中水合物颗粒对于管输体系流动稳定性的影响以及水合物对混输管道堵管特性的影响。着重讨论了水合物在管道壁面的生长和沉积特性、水合物与气液流型的耦合关系以及不同体系中水合物的堵管机理。此外,对软件模拟在水合物生成及浆液流动特性研究中的应用做了简单介绍。最后,根据对相关研究结果的总结,指出水合物在壁面生长沉积的微观特性和定量表述、颗粒不同分散形式的临界流速、不同气液流型条件下的水合物生成特性和颗粒行为等是今后水合物相关研究中需要进一步深入探究和明确的问题。     

天然气长输管道运行危害因素及应对措施

随着国家能源结构调整战略的实施,天然气的勘探开发力度逐年跃增,国家天然气长输管线沿伸和覆盖越来越广。天然气管道建设与运行安全意义重大,一旦发生泄漏爆炸,也会严重影响威胁人们的生命财产安全。本文调研分析了天然气长输管道运行中输送介质、自然及社会环境、管道本体、SCADA系统等方面存在的危害因素,并简要给出了风险管控应对措施,对保障天然气长输管道安全运行提供参考。     

长距离天然气管道输送防冻堵技术综述

在进行长距离天燃气输送时,水合物的形成可以造成管道冻堵造成憋压事故,所以进行必要的防冻和解堵技术的研究,现有的防止水合物的生成的方法有首先严把管道天然气质量关,改善必要的管道运行生产温度,加入一定的化学抵制试剂,这几种方法可以改变水合物在管道中的生成条件。同时进行合理的清管排污处理。同时本文在天然气管道解堵方面也提供了相应处理方法。     

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。     

长输管道天然气增压站建设的三大控制要素研究分析

在建设长输管道天然气增压站过程中,为了提高增压站建设质量,必须掌握天然气长输管道的运行特点,并在建设过程中加强对质量、进度和成本三大要素的控制,才能更好地确保整个长输管道天然气增压站建设成效的提升和优化。