龙王庙组气藏采气地面流程水合物防治研究

磨溪区块龙王庙组气藏气井油压高、节流压差大,开井过程中,采气地面工艺流程容易形成水合物发生堵塞,带来安全隐患,影响生产。通过优选天然气水合物计算模型预测水合物生成条件,计算分析不同开井制度和工况条件下水合物生成温度和各节点温度变化,结果表明,采气地面工艺流程的水合物生成与井口温度、压力密切相关,在总节流压差一定的情况下,水合物生成与各级节流压差分配无,相关性,末级节流下游更容易生成水合物。基于不同工况条件对水合物形成的影响,提出大产量开井升温、建立背压减少节流压差、加乙二醇抑制水合物生成的开井方式,通过在龙王庙组气藏气井开井实践应用,避免了采气地面流程堵塞的发生,确保了安全顺利投产。     

苏里格气田集输管线清管过程瞬态模拟

对清管过程中的两相流流体特征的研究有助于管线及上下游设备的设计及操作。为此,采用稳态Barua模型与具有较好组分追踪功能的TACITE编码瞬态模型对苏里格气田集气管线清管操作中两相流瞬时流动规律进行了研究,重点分析了通球过程中流型、液体流量、压力、清管速率及天然气水合物堵塞等工况的变化规律。结果表明：由于清管过程中地形起伏较大,流体出现了多种流型,液体流量与压力沿程波动较大;清管器速度在上升管段和下降管段的凹凸结合处由于前后压差的明显变化会发生较大的改变。通过对管道总持液量变化的分析,获取了清管后各阀组管线恢复稳态的时间。采用瞬态分析方法对清管器运行中温度变化研究的结论表明：各阀组在清管过程中没有天然气水合物的形成。进一步验证了清管节流理论的正确性。     

微波解堵在涩北气田应用的探索

微波具有独特的加热效果,已经有实验证明微波对水合物的分解具有很强的促进作用,其运用前景十分广阔。在天然气开采过程中,由于液态水的存在,在管路节流件处由于天然气节流膨胀温度降低,往往会生成水合物,造成管路堵塞。本文针对水合物在涩北气田集气站流程中二级节流处生成堵塞集气管线问题进行讨论,将微波加热技术运用在天然气水合物解堵,探讨其技术可行性与发展前景。     

天然气长输管道清管作业时间测算

长输天然气管道经常进行清管通球作业。清管作业期间,清管器瞬时速度的不断变化会导致预测清管运行时间困难。本文通过现场实践与理论分析,解决清管器运行速度问题,可以准确预测出清管器运行速度。     

水合物抑制方法及编程计算

在给定组分条件下，天然气水合物的生成与否主要取决于压力和温度，正确地预测天然气节流后的温度及计算抑制剂用量，可为防止水合物堵塞措施提供技术依据。针对上述问题，选用较合理的方法对水合物生成条件进行预测，通过对水化物生成条件的分析和相关图版的拟合，建立天然气水合物预测模型及合理计算抑制剂注入量模型，对抑制水化物工艺参数编程进行仿真计算，提出合理的工艺参数。     

井下节流工艺在大牛地气田的应用

针对大牛地气田多数气井在生产过程中易形成水合物、影响气井正常生产的问题，采用天然气水合物预测经验公式法，预测了水合物生成的最大井深，并利用气井垂直管流计算方法确定了合理节流气嘴直径。通过应用井下节流工艺，降低了气井的井筒压力，加之井下温度高，因而有效地制止了天然气水合物的形成；同时选择合理的气嘴直径，有效地控制了气产量的大小，满足了输气要求，避免了现场作业的盲目性。     

油气井井下节流技术研究与应用

高压油气井均需安装油气嘴或针形阀等节流装置,用来控制油气井产量和井口压力。当气体通过这些流通截面突然缩小的孔道时,由于局部阻力较大,将产生压力降低、比容增大、温度降低的现象。当温度降低到天然气的露点温度时,气体就会结冰,形成水合物而堵塞井口,从而导致油气井停产。针对提高节流前天然气的温度和天然气中加入抑制剂这2种解决办法的局限性,开展了井下节流技术防止水合物生成的研制,并在现场进行试验及推广应用。     

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川西新场气田投入开发以来出现的堵塞现象较多，文章对新场气田常见堵塞类型进行了总结，并通过对完井测试工艺、储层压裂改造、气井生产动态、气井维护措施的研究，分析了形成各种堵塞的原因。认为新场气田上沙溪庙组气井具备形成蜡堵、水合物堵、压裂液堵的物质条件和物理条件，采气管柱内的粘附节流作用是引起温度、压力突变的主要原因，管内节流最终导致水合物生成和蜡质析出，致使堵塞物多样化；堵塞的发生主要为管内不清洁所致。无论井下还是地面系统，堵塞防治都应立足于井筒或管内净化，在气井建井和开采过程中都应加以考虑。并针对上沙溪庙组气井不同作业阶段提出了相应的堵塞防治措施，对于冬季较普遍的采气外管水合物堵塞采用反吹清管是最为经济有效的。     

深水气井测试管柱内天然气水合物沉积堵塞定量预测北大核心CSCD

天然气水合物堵塞预测是进行水合物防治方案设计的重要依据,目前针对深水气井测试实践作业中所采用的水合物生成热力学预测理论仅能初步判断测试管柱中水合物的生成位置。基于气、液两相接触关系及气、液相间传质传热特征,考虑天然气水合物生成和沉积速率,建立了深水气井测试管柱内天然气水合物沉积堵塞定量预测模型,并以南海西部深水气井X井为例对测试管柱内水合物堵塞高风险区和沉积堵塞程度进行了定量预测。研究结果表明,本文建立的深水气井测试管柱内天然气水合物沉积堵塞预测模型计算结果具有较高的计算精度,可满足测试作业工况要求;深水气井测试管柱内水合物堵塞多发生在最大过冷度附近;产出气体内存在自由水测试工况下,水合物堵塞发生的风险远高于无自由水工况,产气量减小将增大水合物堵塞风险区域;初始无自由水测试工况下,产气量增加将增大水合物堵塞风险;在测试初期较短时间内,水合物沉积对气体产出影响不大,当测试时间超过安全作业窗口,水合物堵塞风险剧增。本文的研究成果对于深水气井测试管柱内天然气水合物的防治具有一定指导意义。     

深水气井测试管柱内天然气水合物沉积堵塞定量预测

天然气水合物堵塞预测是进行水合物防治方案设计的重要依据,目前针对深水气井测试实践作业中所采用的水合物生成热力学预测理论仅能初步判断测试管柱中水合物的生成位置。基于气、液两相接触关系及气、液相间传质传热特征,考虑天然气水合物生成和沉积速率,建立了深水气井测试管柱内天然气水合物沉积堵塞定量预测模型,并以南海西部深水气井X井为例对测试管柱内水合物堵塞高风险区和沉积堵塞程度进行了定量预测。研究结果表明,本文建立的深水气井测试管柱内天然气水合物沉积堵塞预测模型计算结果具有较高的计算精度,可满足测试作业工况要求;深水气井测试管柱内水合物堵塞多发生在最大过冷度附近;产出气体内存在自由水测试工况下,水合物堵塞发生的风险远高于无自由水工况,产气量减小将增大水合物堵塞风险区域;初始无自由水测试工况下,产气量增加将增大水合物堵塞风险;在测试初期较短时间内,水合物沉积对气体产出影响不大,当测试时间超过安全作业窗口,水合物堵塞风险剧增。本文的研究成果对于深水气井测试管柱内天然气水合物的防治具有一定指导意义。     

清管过程中隧道内输气管道应力分析

清管是保证管道能够长期在设计输量下安全运行的基本措施之一,清管过程大致分为试压后清管和正常工况下清管两部分。我国大部分天然气管道分布在丘陵、山地等地形起伏较大的地区,清管模型大多没有考虑地形起伏或高差对清管模型的影响。受力模型与管内的清管器运动有直接关联,只有建立合适的清管器运动瞬态模型,并与清管过程中输气管道受力模型相结合,才能较为准确地模拟出实际的应力状况并定量给出清管对管道的影响,以期指导清管作业。     

海底长距离湿气管线清管流动规律及方案优化

针对长距离湿气管线清管时出现的清管器速度过快、管线出口液体峰值过高、提高输量造成能耗增加等问题,基于OLGA软件建立长距离湿气管线清管模型,研究不同输量对水力清管管线入口压力、积液量的影响,研究不同输量下清管器作业时管线入口压力、清管器速度、管线出口累积液量变化规律。研究结果表明：在水力清管时,输量提升越多管线内积液量越低,但超过一定范围输量提升对积液量影响不明显;在清管器清管时,输量越大,管线入口压力振荡越小,清管器平均速度越高,管线出口瞬时液量峰值也越小。针对某气田进行清管瞬态模拟,结果表明,水力清管作业时将20万m3输量上调至28万m3、清管器清管作业时将输量下调至42万m3清管效果最佳。     

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长庆气田主要采用高压集气集中注醇工艺流程，防止气井生产过程中形成的水合物堵塞，但部分气井及集气管线在生产运行过程中暴露出堵塞严重等问题，为此开展井下节流技术的研究和应用具有重要的实际意义。文章介绍了该工艺的基本原理、井下节流器室内模拟试验以及施工参数优化设计，同时结合井下节流工艺技术在长庆气田现场试验资料，分析了该项工艺技术应用对改变水合物形成条件及减少管线堵塞次数等方面取得的效果。     

LHCX凝析气田水合物形成预测及防止措施研究

天然气水合物是采气过程中经常遇到的一个重要问题。在生产过程中，水合物的生成可导致气体输送管线及加工设备的堵塞而影响正常生产。文章针对LHCX凝析油气田，对水合物的形成条件进行了论述，采用统计热力学方法对该气田不同压力条件下水合物形成的温度进行了预测，计算出了M1井、M3井不同产量条件下井口流动温度及M1井、M3井地面给定输出压力下的井口节流温降情况。根据计算结果得知：该气田气井在产量10×10₄m₃/d、压力大于5.0 MPa时，井筒中不会形成水合物；在地面给定输出压力下，M1井通过气嘴节流后的气流温度高于水合物形成温度，不会形成水合物，而M3井通过气嘴节流后的气流温度低于水合物形成温度，将形成水合物。另外，还对水合物的预防及清除方法进行了讨论，针对LHCX凝析油气田情况，建议采用加注甲醇（己二醇）和地面加热升温措施以防止水合物的形成。     

纯CO2的节流特性

CO₂管道输送是碳捕集与封存技术的一个重要环节。当CO₂管道超压时可采用节流方式泄压,但节流易导致管内温度场骤变,有可能会造成干冰堵塞或管道低温损伤,因而研究CO₂节流特性对于CO₂管道安全泄放控制具有重要意义。为此,建立纯CO₂等焓节流模型,给出了考虑相变的CO₂节流后温度的计算方法,并与天然气主要成分CH₄对比,分析了CO₂的焦耳-汤姆逊效应。研究结果表明,处于正常输送工况（20 MPa以下）的CO₂节流时将产生温降效应;由于CO₂临界点温度和压力较高,其节流后容易进入两相区,使温度和密度发生突变。因此,进一步讨论了改变节流控制参数（入口温度、入口压力和出口压力）对节流出口温度的影响。结论认为：①在节流压力一定时,提高入口温度使超临界CO₂不易进入两相区,但使密相CO₂更易进入两相区;②若节流进入两相区,在一定范围内改变入口压力对出口温度没有影响;③当节流入口条件一定时,出口压力为临界压力时是形成两相流的分界压力,出口压力为三相点压力时是形成干冰的分界压力。该研究成果对CO₂管道的节流控制和干冰堵塞预防具有指导意义。     

苏里格天然气集输管道冻堵预测软件开发及应用

天然气在集输过程中因地貌、气象及运行条件的影响,少量的天然气会形成水合物堵塞管道。根据温度、压力的变化准确地预测管道的冻堵位置,优化集输管道的设计方案防止水合物的产生,对于气田的高效开发具有重要的意义。文章对集输管道冻堵的原因进行了分析,建立了集输管道冻堵的预测模型,介绍了预测软件程序的设计开发及软件的应用实例,并对预测软件应用的经济性进行了分析。     

基于有限元法的大落差管段清管冲击分析

“川气东送”管道全长约2 200 km,沿线地形地貌复杂,多处形成大落差起伏,最大坡度达60°,给管道清管作业带来一定的困难和风险。为此,针对大落差管段建立了清管动力学有限元模型,在给定清管器进入管道时的初始运行速度、管道内压等作业参数的条件下,采用ABAQUS有限元分析软件分析了橡胶清管球在大落差管段清管时的运行规律以及清管器通过时管道的振动情况,研究了清管器冲击时的管道应力变化与清管器速度及管道内压的变化关系,评估了大落差管段清管时的安全性。结果表明：①橡胶清管器清管作业时,管道内部的输送压力对大落差管段的冲击载荷影响明显,管道最大应力会随着管道内压的增大而增大;②清管器的速度对冲击应力的影响不大,基本呈增长趋势,变化范围在7 MPa之内;③清管器通过时管道发生明显振动,通过后管道恢复原状;④为保证清管器顺利通过大落差管段,增大了清管器两端压差,此时清管器速度表现为增长趋势。     

基于压力波法的管道堵塞检测技

在油气输送管道中，由于低温、高速流动、搅动等因素的影响，天然气在管道中易形成水合物堵塞管道，而油品则易发生凝结堵塞管道。为此，提出了利用管道堵塞前后两端压差的剧烈变化来检测管道的堵塞，并首次提出了利用管道水击过程中的正压波确定油气管道堵塞位置的原理和方法。其原理为：当管道堵塞时，在管道首端发出一个脉冲正压波，正压波沿管道向下游传播遇堵塞物后反弹向首端传播，在管道首端可以获得两次正压波信息；通过采集管道首端压力信号，并利用小波变换法提取压力信号突变信息，获得正压波两次通过传感器的时间差，最后结合正压波波速便可以确定管道堵塞的位置。该方法具有所需设备少、操作费用低、操作简单等优点，优于现有的管道堵塞位置确定方法。     

渤西南海底输气管网联合清管技术

渤西南海底输气管网是中国第一个海底输气管网,管网具有距离长、结构复杂、气源多和气质差异大的特点,由于管网节点在海上平台,整体清管难度大,投产以来发生了多次积液和冻堵。为此,针对该管网的特点,分析了管道的沿程温度分布,预测了管道积液量;据此设计了分阶段清管的清管方案,选择了专门研制的泡沫清管球,首次对该管网成功地实施了联合清管作业,共清除积液约170 m3,保障了海底输气管道的安全生产。