长距离湿气管线的停输再启动工艺研究

为了防止长输管道停输再启动过程中生成水合物及蜡,需对管道停输再启动的瞬态过程进行研究。使用OLGA软件模拟的方法,对长距离湿气管线停输和再启动瞬态流动规律进行了研究,并对不同停输工况下再启动过程进行了参数预测及影响因素分析。研究结果表明:再启动期间,管线末端排液量突增;停输温度、压力及管线输量对管线末端气体体积流量、排液量和管线持液率均有明显影响。     

添加剂对CO2水合物生成的影响

以水合物的方式分离/储存CO₂气体是一项具有挑战性的新技术。为了提高水合物的生成速率和储气密度，在小型可视化的水合物反应装置上实验研究了不同种类的添加剂对CO₂水合物生成特性的影响。结果表明，实验用有机硅系列添加剂可以有效降低气-水界面的表面张力，提高水合物的生成速率。CO₂水合物的生成量随着添加剂浓度的增大而增大，但当浓度高于0.1%以后，其生成量增长非常缓慢。单组分添加剂Silwet L-77效果最好，而单组分添加剂THF对CO₂水合物的生成没有任何改善，但将浓度为4%的THF和1%的Silwet L-77混合后却对水合物的生成起到了显著的改善效果，12 h内的气体压降可达到0.27 MPa，是纯水体系的10倍之多，照片显示有大量的水合物生成。研究结果对寻找适合于CO₂水合物快速生成的添加剂，为其应用于高效分离储存CO₂气体技术等方面提供了指导。     

恩平15-1油田开发CO2回注封存工程方案研究

恩平15-1油田CO₂回注封存项目是中国首个海上超百万吨级CO₂回注封存示范工程。该油田部分伴生气CO₂含量高达95%,累产约8.3亿m³。为积极响应国家“双碳”目标和要求,中国海油以此油田为试点首次提出了海上回注地层封存方案。本文从CO₂浓度对脱水工艺的影响和三甘醇与分子筛脱水工艺比选两方面开展了CO₂脱水工艺研究,认为分子筛脱水工艺更适用于海上高含CO₂气体脱水;开展了压缩回注设备选型及国产化研究,首次在海上采用超临界大分子三级往复式压缩机,可以适应本油田压缩流量较小、压比较高的工况;采用高温高压釜室内实验研究超临界CO₂对碳钢的腐蚀情况,发现在不饱和含水工况下釜内和釜底超临界CO₂相中的试样平均腐蚀速率很低;对CO₂回注封存环境监测提出了回注前、回注中和停注后的环境监测方案,对于海上CO₂回注工程安全具有重要意义;开展CO₂     

埋地湿天然气管道安全停输时间计算方法研究

为了防止湿天然气管道在停输过程中水合物的形成,有必要对管道的安全停输时间进行计算。湿天然气管道在停输过程中,管内介质与周围环境进行热交换,停输时间过长可能会导致水合物形成,造成再启动困难。采用多相流模拟软件对安全停输时间计算方法进行了研究,利用有限元方法分析停输时埋地管道及周围土壤温度变化情况,将天然气温度与水合物形成温度进行对比,计算湿天然气管道安全停输时间,并研究了不同输送工况下安全停输时间变化规律。一般说来,安全停输时间随着输量、起点温度、环境温度增加而延长。所以,准确计算湿天然气管道安全停输时间对于指导气田安全生产具有重要意义,可以为计划停输方案制定提供依据,防止事故停输工况下水合物的形成,提高输气管道操作安全性。     

酸性天然气生成水合物条件实验测定与应用

针对酸性天然气藏开发易生成水合物,堵塞井筒及生产管线的问题,运用定温搜索压力法,对中国西部地区2个高含CO₂的天然气藏气样进行水合物生成条件实验测定。研究表明:天然气中高CO₂含量提高了地层水中HCO^-₃的离子含量,从而增加了地层水的矿化度;与纯CH₄气体相比,相同温度条件下,CO₂的存在显著降低了天然气水合物生成所需的地层压力。对于目标天然气流体,在低矿化度地层水中,生成水合物条件与在纯水中没有明显差别;在较高矿化度(16 970.7 mg/L)地层水中生成天然气水合物压力显著高于纯水体系。进一步基于Clausius-Clapeyron方程计算所合成水合物的分解焓为62 kJ/mol,生成的天然气水合物为Ⅰ型结构。最后结合实验数据和生产动态数据,对目标气藏开发过程水合物生成特征进行分析,预测井筒内是否生成水合物以及出现水合物的井筒位置,该研究为现场生产预防水合物生成具有借鉴意义。     

川东北气田伴生CO2注入川中油田EOR可行性分析——以普光气田伴生CO2注入桂花油田为例

四川盆地普光气田CO₂含量为8％～10%,每年高空燃烧排放的CO₂量约为6.9×10⁸ m³。为了实现低碳油气开发,挖掘资源潜力,建议将CO₂气从天然气中分离后注入川中侏罗系油藏,以提高这些低渗透致密油藏的采收率。在分析了川中桂花油田的开发历史后,绘制出桂花油田开采预测曲线,如采用大型压裂酸化、钻水平井、成像测井、三维地震储层预测技术,加上CO₂混相驱油提高采收率等,预计桂花油田的年产油量将在2015年恢复到4×10⁴ t,2020年达到7×10⁴ t,2025年达到10×10⁴ t。同时,经济分析的计算结果也支持这一建议,如把碳税和碳交易收入作为考虑因素,则该项目的可行性将更充分。随着川东北早三叠世-晚二叠世酸性大气田的陆续投产,比如同属于中国石油天然气股份公司的龙岗气田将有更多的CO₂需要加以埋藏,届时亦可将莲池油田、金华镇油田、公山庙油田和中台山油田等纳入CO₂混相驱油提高采收率试验区。     

SDS与THF对水合物法分离CO2+N2混合气的影响

水合物添加剂在一定程度上能够解决纯水体系下水合物分离混合气存在选择性低、水合速率不高和水合物生成条件苛刻等问题,为了系统地研究十二烷基硫酸钠（SDS）及四氢呋喃（THF）对水合物分离特性的影响,采用自行设计的水合物分离实验装置,分别进行了浓度为0、100 mg/kg、300 mg/kg、500 mg/kg、1 000 mg/kg的SDS溶液及摩尔分数为0、0.5%、1.0%、3.0% 的THF溶液体系下,水合物法分离摩尔分数为59%的CO₂和摩尔分数为41%的N₂混合气的实验。实验结果表明：SDS能够提高水合物的生成速率及储气密度,随着SDS浓度的增大,CO₂分离率与N₂损失率都呈现先增大后减小的趋势,分离因子呈现先减小后增大的趋势,在初始压力为5.0 MPa、温度为1.4 ℃的情况下,SDS浓度为0～100 mg/kg时水合物分离效果较佳;THF有效地降低了水合物的相平衡压力,THF本身生成Ⅱ型水合物并占据水合物的大孔穴,CO₂优先于N₂占据水合物的小孔穴,当初始压力为4.8 MPa、温度为1.4 ℃时,THF摩尔分数约为1.0%时能够较好地改善水合物的分离效果。     

CO2在毛8块稠油油藏热采中的作用机理研究

通过PVT高温高压物性实验测定了CO₂在查干凹陷毛8块稠油中的溶解度、对稠油的溶胀作用和降黏特性,利用数值模拟方法研究了CO₂的溶解作用机理和不同周期注入量对采出程度的影响,通过驱替实验研究了CO₂对提高驱替效率的作用。结果表明：油藏条件下CO₂在稠油中的溶解度达到55m³/m³,油气混合物的体积系数为1.14,溶解度为40m³/m³时,降黏率达到95%以上,对稠油的降黏作用显著;利用数值模拟方法,研究了CO₂注入后近井地带原油黏度的变化规律以及CO₂在油相中的含量,体现了CO₂对原油的降黏溶胀作用;室内实验表明,降黏剂+CO₂+蒸汽驱比降黏剂+蒸汽驱采出程度提高了11.4个百分点,研究结果对该稠油油藏采用CO₂进行开采提供了依据。     

超临界CO2管道输送流动保障分析要点探讨

近年来,随着碳捕集与封存的需求不断提高,CO₂管道成为关键支撑,大规模发展趋势明显。CO₂管道可采用气相、超临界相或密相输送的方式。相比气相输送,长距离CO₂管道采用超临界输送模式具有更好的经济性。与常规油品输送相比,超临界CO₂在输送过程中存在水击超压、热膨胀超压、降压相变、相变低温等问题,受超临界CO₂物性特点、输送工艺等影响,超临界CO₂流动保障值得系统性探讨。基于超临界CO₂输送工艺与运行特点,识别了超临界CO₂管道输送流动保障分析要点,探讨了超临界CO₂与常规油品的水击超压、热膨胀超压问题,具体开展了超临界CO₂计划性放空管体相态与温度分布研究。研究表明：超临界CO₂管道水击超压影响相对较小,但存在水击点下游降压相变风险;超临界CO₂管道停输后存在热膨胀超压风险;受地形影响,超临界CO₂管道计划...     

吉林油田二氧化碳捕集、驱油与埋存技术及工程实践

系统总结吉林油田在CO₂捕集、驱油与埋存技术研究和工程实践方面形成的成型技术和矿场应用经验，阐述形成的全产业链配套技术系列。采用“模拟计算+中试试验+矿场应用”方法，研究证实了不同CO₂浓度捕集工艺在油田的适应性，研发了以新型活化剂为主的低耗能活化N-甲基二乙醇胺脱碳工艺技术，建立了主干网CO₂气相输送、井口超临界注入、采出流体气液分输的运行模式。根据不同气源条件，应用液相、超临界相、高压密相增压技术和设施，形成了气密封管、连续油管等井下注入工艺及配套防腐防堵技术。驱油实践中研发了锥形水气交替驱、CO₂泡沫驱、高气油比CO₂驱等采油技术与采出流体处理技术。通过数值模拟和现场试验探索，形成了直接回注、分离提纯后回注、混合回注3种产出气循环注入CO₂驱技术，并完建10×10⁴ m³/d循环注入站，实现了伴生气“零排放”。形成了碳通量、流体组分、碳同位素等监测一体分析的CO₂埋存安全监测技术，并确...     

含杂质CO2管道输送水合物形成规律研究

在延长油田产生的CO₂气体输送过程中,管线会发生水合物冰堵,影响气体输送流量,为了探究CO₂水合物在管道输送过程中的形成规律,利用PVTSIM软件生成了CO₂水合物的相平衡曲线,并通过OLGA软件对水平管和弯管输送的水合物形成规律进行了模拟分析。结果表明:在低温高压条件下,水平管和弯管输送过程中均会有水合物形成,其生成过程是一种类似于盐类的结晶过程,通常包括成核和生长两个阶段,然后依靠流体颗粒之间的黏附力致使水合物聚集,与直管段相比,弯管段更容易产生水合物;水合物生成速率均由小到大,然后快速进入稳定阶段,最后趋于0。现场管线的水合物也多发生在弯管处,从而进一步验证了CO₂水合物的形成规律。因此,在管道输送过程中应避免高压出口和低温入口条件,保证管道安全运营。      

含杂质超临界-密相CO2管道输送工艺参数优化

CO_2输送作为CCUS技术实现的中间环节,承担着将CO_2从捕获地输送到封存点的重要任务,结合原油、天然气管道的经验可知,由于管道输送具有输量大、安全可靠性高、连续性强等优势,是目前最主要的CO_2输送方式。根据国外40多年的CO_2管道输送经验,由于超临界-密相CO_2具有类似于液体的高密度和类似于气体的高扩散性与低黏度,被认为是最经济的管道输送方式。以国内某油田30×10~4 t/a CCUS项目为例,采用Pipephase模拟软件对不同管径的超临界-密相CO_2管道在相同入口参数下进行模拟计算,分析研究不同管径下的管道压力、温度、密度与输送距离之间的变化规律,得出含杂质超临界-密相CO_2最优管道输送工艺参数,为后续我国CCUS项目推广和发展提供理论依据。     

N-甲基二乙醇胺溶液中CO2气体吸收与水合物生成特性实验研究

目的酸性气田开发气流中往往含有二氧化碳(CO₂)和硫化氢(H₂S)等酸性组分,易形成天然气水合物(简称水合物),引起管道堵塞。解决酸性组分吸收剂对水合物作用机制不明确问题,为脱除酸性气体组分并防治水合物生成提供理论依据。 方法 采用恒温恒容法研究了N-甲基二乙醇胺(MDEA)溶液质量分数、搅拌状态及初始压力对CO₂气体吸收规律的影响、MDEA溶液对CO₂水合物生长速率和宏观晶体形态的影响,并与传统热力学抑制剂乙二醇(EG)效果进行对比。 结果CO₂气体吸收量随MDEA溶液质量分数的增加表现为先增后减的趋势。开启搅拌和降低压力可加快CO₂气体的吸收速率,增加气体吸收量。在气液界面,水合物晶体以二维模式生长,并且MDEA可改变CO₂水合物的宏观形貌,增加其质量分数可显著增加CO₂水合物覆盖溶液表面的时间、降低CO₂水合物的生长速率。与EG相比,MDEA水合物的动力学抑制效果较差,但水合物膜覆盖时间较长,生长速率较慢。 结论MDEA可与溶液中水分子形成氢键,与水合物竞争水分子,减少水的活性,同时,MDEA分子可与CO₂分子结合,与水合物竞争CO₂,显著降低水合物生长速率。研究结果对酸性气体的分离捕获和天然气流动的安全保障具有理论指导意义。      

液态CO2原位置换整形天然气水合物的形态研究

CO_2置换法在开采天然气(CH_4)水合物资源的同时,能将温室气体(CO_2)以稳定的水合物形式永久封存并保持海底地质结构的稳定。探究液态CO_2原位置换整形天然气水合物的过程形态,验证水合物的形态结构是否会破坏,对实际开采技术的研发具有关键意义。利用自行设计的可视化反应釜对液态CO_2置换整形天然气水合物进行实验观测研究。结果表明:①在置换过程中,原位CH_4水合物分解的同时生成CO_2水合物,并保持过程中水合物的整形结构稳定的第二类原位置换过程是可以实现的;②在实际工程应用中,采用液态CO_2在相应的相平衡压力条件下,对大规模的天然气水合物藏进行第二类原位置换,可望获得较高的水合物藏置换开采效率。实验结果为进一步研究液态CO_2置换天然气水合物开采工艺提供了直观的过程现象。     

水合物法天然气管道输送的实验研究

随着海洋油气开发向深海进军,海底油气混输管线受困于天然气水合物堵塞问题。天然气水合物浆液管道输送技术是保障深水油气田开发的新工艺,而研究天然气水合物浆液的流动特性则是实现上述管输新技术大规模工业应用的重要基础。为此,自行设计了一套模拟海底油气管道天然气水合物生成及其浆体流动的实验装置,分析了模拟海底管道工况下天然气水合物的生成特点,推断出海底管道中天然气水合物生成大致经历乳状物→粒状物→团状物→云状物4个过程;测定了不同工况下天然气水合物生成的诱导时间和生成时间,发现随着反应压力增大,天然气水合物的诱导、生成时间逐渐缩短;比较了温度对天然气水合物生成的影响,发现随着温度升高,天然气水合物的诱导、生成时间均变长;研究了不同工况下的耗气量;初步探讨了海底管道中流动体系下天然气水合物的生成机理。该成果为海底管道以水合物法输送天然气提供了技术依据。     

���׳����������ܵ�Ͷ���о�

为了防止天然气管道在运行过程中生成水合物堵塞管道，天然气管道在投产时必须彻底脱水干燥。首先介绍了天然气管道投产时常用的脱水干燥方法，然后针对平湖气田至上海的海底输气管道，具体介绍了其脱水干燥作业，其中包括置换方向选择、置换后管道残余水量分析与估算、水合物形成条件分析等。根据设计参数和其它相关数据，预测了管道脱水干燥的效果，提出了一些管道投产的控制参数，为 该管道投产工作提供了依据和技术支持。     

热油管道停输再启动过程

通过查阅大量的资料，对最近几年停输再启动过程研究做了系统的总结，通过分析比较提出埋地管线停输过程中的水力、热力以及启动过程中的启动压力、安全停输时间的计算方法，同时还提出了在停输再启动的计算过程中所要考虑的几点因素。对于工程实践有一定的参考价值。     

NH3作为CO2置换CH4水合物促进剂的分子动力学模拟研究

针对天然气水合物开采中CO₂置换面临的渗透性差、置换效率低的问题,采用分子动力学模拟方法,将对水合物相具有强穿透能力的NH₃作为促进剂,分别模拟了CO₂单组分和CO₂/NH₃混合组分置换水合物过程。结果表明:在模拟设定的温度压力范围内,245 K和255 K条件下,NH₃对CO₂置换水合物过程起到正向促进作用,而当温度升高至265 K时,则会对置换过程起到抑制作用;温度相同时,升高压力可以提高置换效率,但不会改变NH₃对置换过程的促进/抑制作用。该研究结果可为提高CO₂置换法的置换效率提供新的思路。      

运行参数对某湿气集输管网积液的影响研究

在湿气集输管网运行过程中,积液会降低管输效率,加剧管道腐蚀,引起管网节点压力升高。针对某气田集输系统建立管网积液模型,通过单因素控制变量法,研究管网输气量、气体质量含液率、集气站出站温度、集气末站进站压力对管网积液量及积液分布的影响效应,通过正交试验设计研究各运行参数对积液的影响程度。研究结果表明,输气量的降低、气体质量含液率的增加、集气站出站温度的降低和集气末站进站压力的上升,均会引起管网积液量和积液管段数量增加。运行参数对积液量的影响从大到小依次为管网输气量、集气末站进站压力、气体质量含液率、集气站出站温度。输气量对积液量的影响最为显著,这将为积液控制提供指导。     

Computation of equilibrium hydrate formation temperature for CO2 and hydrocarbon gases containing CO2 in the presence of an alcohol, electrolytes and their mixtures

This work presents the applicability of a unified model to predict the CO₂-rich gas and pure CO₂ hydrate formation conditions in aqueous solutions containing glycerol, methanol, ethylene glycol, electrolytes and their mixtures. A water activity model is introduced that combines the effect of the soluble gases, an alcohol and electrolytes. Then this model is used together with the model of Holder et al. [Holder, G.D., Corbin, G., Papadopoulos, K.D., 1980. Thermodynamic and molecular properties of gas hydrates from mixtures containing methane, argon and krypton. Ind. Eng. Chem. Fundam. 19 (3) 282] to predict CO₂-rich gas and CO₂ hydrate formation conditions. The predictions are in excellent agreement with experimental data.