井筒和集输管线中水合物生成条件的预测

高压、低温条件下 ,天然气中含有一定的水分 ,在管道、井筒以及地层多孔介质孔隙中形成水合物 ,水合物的形成会造成巨大的危害。水合物的结构有I、II和H型 ,大多数水合物理论预测模型均在VanderWaals Platteeuw模型的基础上发展起来的。在统计热力学理论基础上 ,推导的水合物相平衡理论模型 ,适用于井筒和地面集输多相管流中水合物生成条件的预测 ,适用于I、II和H型水合物的相平衡计算。实例证明 ,这种模型的计算精度能够满足现场的要求     

天然气水合物的形成影响因素与浆体输送研究

天然气深水集输管道内极易生成水合物,研究其形成影响因素对管道的安全运行具有重要意义。采用PVTsim建立了数值模型,并基于5种实验数据对模型进行了可靠性分析。利用该模型,模拟在不同工况下天然气形成水合物的边界条件,基于实验和OLGA模拟数据得到了水合物体积分数与介质摩尔分数的定量关系。研究表明,相比压力,水合物的形成受温度的影响更大。在天然气中,加入乙烷、丙烷、二氧化碳、硫化氢,均会使水合物形成范围扩大,而加入氮气,会使水合物形成范围缩小。随着水中盐度的增大,水合物生成范围缩小。外界温度、压力对水合物生成量的影响较小,几乎可忽略不计。基于水合物浆输送技术的研究成果,得到了保障HCFC⁃141b型和THF型水合物浆流动安全的临界甲烷摩尔分数。     

含蜡W/O体系水合物成核特性与诱导期模型

明确含蜡W/O(油包水型乳状液)体系水合物成核特性是保障深海油气开采及集输管道安全的关键,水合物生成诱导期是描述成核特性的基础参数.基于反应釜中含蜡及不含蜡W/O体系水合物生成诱导期实验,首先定义实验体系诱导期为体系达到相平衡温度时刻与观测到升温峰时刻间的时间间隔;其次发现含蜡体系诱导期显著长于不含蜡体系的诱导期,且随...     

瓦斯水合物相平衡测定及分解热计算

为探究瓦斯水合物相平衡条件及其分解热特征,利用瓦斯水合物相平衡实验装置结合图形法研究了CH_4—N_2—O_2瓦斯混合气在纯水体系及TBAB(四丁基溴化铵,0.2mol/L)添加剂体系的水合物相平衡条件,将纯水体系下瓦斯水合物相平衡压强实验值与Chen-Guo模型计算值进行对比,基于Clausius-Clapeyron方程计算了瓦斯水合物分解热.结果表明:瓦斯水合物相平衡条件随着CH_4浓度的升高变得更加温和,TBAB可显著改善瓦斯水合物相平衡条件,使水合物相-气相边界向高温低压区域转移;相同温度下,2种瓦斯混合气在纯水体系生成水合物的相平衡压强实验值均低于Chen-Guo模型计算值,相对误差分别为0.18,0.23;水合物分解热随着瓦斯中CH_4浓度的升高而增大,TBAB体系瓦斯水合物分解热远大于纯水体系.     

管壁中不同含水率的气主导体系水合物沉积规律

管道中多相流动条件下的水合物生成和沉积会形成流动障碍,影响正常的油气生产和运输作业。基于水平环状流气主导体系中水合物易在气相中夹带的液滴中形成或者在管壁上生成的特点,建立管壁中不同含水率的气主导体系水合物沉积模型,分析了水平环状流中不同影响因素下的水合物沉积规律。结果表明,在水平环状流中,随着含水率和过冷度的增大,水平环状流中管壁上的水合物沉积速率逐渐增大,最大沉积速率增至原来的3倍,发生水合物堵塞的风险增大;由冷凝水生成的水合物沉积会随着时间的增加而增大。本研究可为后续相关的水合物堵塞以及水合物防治提供理论参考,具有重要的应用价值。     

杭锦旗气田集输工艺优化研究

针对杭锦旗气田的特点及开发中存在的难题,利用OLGA软件建立了集输工艺计算模型,进行了集输工艺优化研究。模型计算结果与实际运行参数相对误差在3%以内,能够较准确地模拟集输管网的实际运行情况。在此基础上,进行了高低压集输工艺下水合物生成情况,带液与分液工况下的集输距离的模拟计算。结果表明,井下节流、井口不加热、不注醇的低压带液集输工艺能较好地适应杭锦旗气田滚动开发的需要,可有效解决复杂地貌条件下,管道低点积液、管道水合物堵塞以及高压集气工艺前期高产液情况下天然气脱水效果差等问题。单井进站集输距离控制在6.5km(DN80),两井串接进站集输距离7km(DN80-DN100),三井串接进站集输距离4km(DN80-DN80-DN100)。     

多相混输管道常温集输半径确定与应用研究

油田进入高含水期后集油能耗迅速上升,如果开展常温集输可节约成本,带来一定的企业效益。为判断管道能否进行常温集输,根据现场实测数据,构建并修正水力热力计算模型,进行水力热力耦合计算,确定了管道的常温集输半径,并采用单因素敏感性分析方法对常温集输半径各影响因素的敏感性进行排序,在此基础上研制常温集输半径图版,为地面常温集输工作提供指导。结果表明,修正后的水力热力模型可以较好地预测该管道的压降、温降,其计算值与实测值的平均相对误差分别为9.42%、5.31%;对常温集输半径影响最大的三个因素为起点温度、起点压力、产液量;利用以上三个因素绘制的图版为管道能否实施常温集输提供了依据,当不能常温集输时,可以通过查询图版确定管道起点所需的温度压力。     

复杂山地湿气集输管道积液动态累计规律

复杂地表条件下高含硫天然气集输管道积液会在管道低点聚集,降低管道输送能力,引起压力的急剧波动,加剧系统腐蚀。针对多起伏、高压力、大管径湿气集输管道积液的问题,建立了基于流型的气液两相流积液瞬态预测模型,模拟了普光气田P201集气站及末站集输管道积液动态累计规律。研究发现,在入口气量、管路结构不变的情况下,清管后积液首先出现在离入口最近的上坡段,随着输送时间的延长,积液从入口依次向下游推进。在气量为500×104 m3/d,入口质量含气率为0.008 9条件下,测试管路积液在36h后达到一临界值,此时管内积液量将不发生显著变化。临界积液量受气体流量影响显著,气体流速越大,气液界面剪切应力增加,携液能力越强,临界积液量越小。     

油基体系下天然气水合物浆液流动实验研究

在多相流管输体系下,水合物浆液在流动过程中会遇到崎岖不平的地形地貌,此时采用倾斜管道显得尤为重要。因此,研究了天然气水合物浆液在倾斜管内的流动特性对堵塞管路的影响。在低温高压可视水合物实验环路上,开展了油基体系下油＋天然气的水合物堵管实验,探究了初始压力、初始流量等因素对天然气水合物浆液流动和堵管时间的影响。同时,利用实时在线颗粒测试仪,对水合物生成、流动及堵管过程中水合物颗粒的微观变化进行了分析。结果表明,随着初始压力增大,天然气水合物的诱导时间、生成时间和浆液流动时间均缩短,天然气水合物堵管趋势增大;随着初始流量增大,天然气水合物的诱导时间、生成时间和浆液流动时间均延长,天然气水合物堵管趋势减小。对水合物生成至堵管的过程以及堵塞机理进行了分析。对油基体系下天然气水合物堵塞管路的研究结果表明,在油基体系下可以通过减小初始压力、增大初始流量来有效地减小天然气水合物堵塞管路的概率。研究结果可为维持和保证天然气水合物在管道中的安全流动提供理论参考及依据。     

天然气水合物形成条件与生长过程研究

测量并计算了合成天然气水合物的形成条件,结果表明,温度越高,水合物相平衡压力越高,而且压力的增加率越大．在水合物相平衡测量基础上利用水合物形成实验装置,在定压条件下对表面活性剂体系水合物的形成过程和水合物的储气质量进行了实验研究,实验结果表明,活性剂对水合物的形成具有显著的促进作用,提高了水合物的储气密度．在3．86MPa、274．05K条件下,天然气水合物的储气量达159．     

油气两相流温降计算方法的研究

油气集输管线的沿程温降主要与压降、总传热系数有关,而油气两相流在沿程的流动过程中不稳定,流态多变,导致了压降的计算方法有着很大的区别。在考虑了平均含气率与焦耳-汤姆逊效应对温降的影响后,建立了集输管线的油气两相流温降数学模型,采用了贝克流型划分法对油气两相流进行计算,其计算结果优于苏霍夫公式所计算的结果,说明了该计算方法能够提高油气两相流温降计算的精度。     

埋地混输管道温降计算分析

油气集输管线的沿程温降主要与压降、总传热系数有关,而油气两相流在沿程的流动过程中不稳定,流态多变,导致压降的计算方法存在较大差别。在考虑了平均含气率与焦耳-汤姆逊效应对温降的影响后,建立了集输管线的3种油气两相流温降数学模型,采用了贝克流型划分法对油气两相流进行计算。结果表明,用液体持液率H1代替质量含气率Xwg计算多相流的混合比热Cp,能够提高油气两相流温降计算的精度。     

管输过程中天然气水合物沉降规律计算研究

天然气水合物具有气含率高、污染低、储量大等优点,具有良好的发展前景,因此对天然气水合物进行研究很有必要。以海底输送管道为研究背景,在多相流模型的基础上,建立了基于有限体积法的天然气水合物气-固两相流问题的数学模型,并进行了数值计算与分析,得出了直径差(管径与通流直径之差)与距管道入口距离之间的关系。设定管道入口流速和管径规格为定值,通过直径差分析了管道中水合物的堆积位置。计算结果表明,在其他条件不变的情况下,随着距管道入口距离的增加,直径差的变化规律符合Gauss曲线函数,并对此进行了拟合,得到了Gauss函数方程,利用此方程在给定管道位置的情况下能计算直径差。最后,通过改变管径大小进行了模拟和分析,得知Gauss函数方程也适用于不同管径的管道,可为预测水合物在管道中的堆积位置以及提高天然气水合物输送效率提供理论依据。     

段塞流从单管流入并联分离器的分流实验研究

为了研究油气集输系统中并联分离器出现的气液偏流现象,自主设计并搭建了气液两相流分流实验系统。该实验系统中采用数据采集系统对流量、压力、压降、液位、持液率等多种实验参数进行记录。设计了两种结构的气液分流管路,并在两种管路结构（水平管⁃T型管⁃水平管结构与水平管⁃T型管⁃立管⁃水平管结构）下进行了段塞流分流实验,分别研究了对称管路条件与非对称管路条件下的气液分流特性。实验结果表明,两种管路结构下,当管路条件对称时,在实验流速范围内,段塞流的气液两相等流量分配到两台并联分离器内;对于实验中的两种管路结构,分离器气相出口管路条件的不对称会引起气、液两相的偏流,且液相的偏流程度均小于气相。基于压降计算建立了非对称条件下气液两相流的分流模型,对气液流速对分流特性的影响进行了简单解释。     

含气高含水率原油低温集输温度确定方法研究

黏壁温度作为普适性低温集输边界条件,其在高含水率开发后期的油田中得到了广泛推广及应用。当集输温度高于黏壁温度时,集输管线运行平稳;当集输温度低于黏壁温度时,绝大部分集输管线的压降显著升高,部分集输管线的压降变化不明显。现场降温试验结果表明,当集输管线进入计量间温度逐渐降低至凝点以下6、8、10、12℃时,井口回压存在运行平稳、小幅波动、低频大幅波动和高频大幅波动四个阶段的变化,且当集输温度过低时,集输管线内存在多次“再启动”过程。不同气油比条件下的现场集油管线掺气降温试验结果表明,当气油比分别为40、80、160 m³/t时,集输管线可以在进入计量间温度低于黏壁温度3、4、6℃的工况下进行低温集输。     

携砂管流临界输运特性研究进展

在含砂油气集输管道中,如果流速控制得过小,砂粒则会在管道底部发生沉积,导致管道流通面积减小甚至完全堵塞、砂层下腐蚀穿孔、清管频繁或"卡球"等诸多问题;而流速太大,则可能造成管道弯头等管件的冲刷破坏,因此研究携砂管流的临界输运特性至关重要。分析了携砂管流面临的沉积、冲刷等流动安全问题,较为详细地阐述了固体颗粒在液体管道与在多相流管道中输运的实验和理论研究进展。指出了悬浮液中颗粒浓度远高于油气集输管道通常遇到的浓度,其关联式不适用于油气集输管道,不同流型下砂粒的沉积-冲蚀一体化模型将是油气集输管道下一步急待研究的课题。     

一种开采天然气水合物的新方法——注高温海水法

向海洋天然气水合物中注入热海水1h后,水合物开始分解产生大量甲烷气体,系统压力呈线性增加,2h后压力缓慢上升;水合物分解率随温度升高而增加;随注入流量的加大其分解率也增加;但分解率随时间不是无限的增加,而是在10b以后趋于稳定状态;在管线和反应器里发现了固体沉淀.