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。      

CO2泡沫驱体系筛选与评价

吉林油田CO₂驱油藏物性差,渗透率差异较大,裂缝相对发育,注入CO₂过程中出现气窜,严重影响气驱效果。为此开展CO₂泡沫体系研究,扩大气驱波及体积,提高气驱开发效果。室内建立泡沫体系的性能评价手段,优选一种由阴离子表面活性剂与非离子表面活性剂复配而成的CYL泡沫体系,确定现场CYL泡沫体系的最佳加量为0.3%、气液比1:1。物模试验结果表明：裂缝性低渗透岩心中CO₂泡沫驱采收率最高53.67%,CO₂气驱采收率次之（35.74%）,水驱采收率最低（23.42%）。CO₂泡沫驱的效果明显好于水驱、CO₂驱,现场开展CO₂泡沫驱试验,注气压力由措施前的6.0 MPa上升到措施后的8.1 MPa,井组日产油由措施前的7.7 m³增至措施后的10.8 m³,措施效果明显,有效提高气驱开发效果。     

基于CO2特性的无水加砂压裂技术研究与应用

吉林油田致密油资源潜力大,储层物性差,常规水力压裂改造技术易造成储层污染、能量补充不及时,油井产量递减快。CO₂无水压裂技术具有增加地层能量、降低储层伤害、原油混相等技术优势。基于液态CO₂压裂液体系的黏度、携砂性及滤失特征方面的研究,开展了CO₂无水压裂技术加砂试验。通过优选增稠剂Ⅱ型压裂液提高CO₂的黏度,采用段塞与连续加砂相结合的加砂方式、优化前置液比例,完善加砂工艺,提高加砂规模,压裂液体系黏度增加15～45倍,效果明显好于增稠剂Ⅰ型。CO₂无水加砂压裂技术实施的10口井压后日产油是常规重复压裂的2倍以上,折算单井节约水资源1 512 m³。      

高岭石与CO2溶液反应实验研究

目的高岭石是沉积岩重要的黏土矿物,为明确高岭石在CO₂水溶液中化学行为与变化历程,探究CO₂与高岭石反应规律。 方法在10 MPa、60 ℃下,利用XRD、XRF、ICP、SEM等手段系统评价了高岭石与CO₂在不同反应阶段的状态,重点对比了高岭石粉末反应前后固相元素、晶体结构及反应液中离子含量变化,结合高岭石结构特征,明确高岭石在酸中的变化规律。 结果液相中新增加了Al³⁺、Si⁴⁺,Mg²⁺含量先上升后趋于平稳,固相粉末中Si/Al(质量比)变化较小,衍射曲线峰形稳定,高岭石集合体未见明显溶蚀,单体边缘有轻微溶蚀。 结论高岭石与CO₂反应后总体变化较小,在CO₂溶液中相对稳定存在。实验结果为注CO₂对储层特征的影响以及气/水交替驱的可行性研究提供重要参数和依据。      

基于MEA/烟气CO2捕集系统的工艺模拟和吸收塔高度对模拟的影响分析

目的对MEA/烟气CO₂捕集系统进行工艺模拟计算,研究分析理论塔板数和填料高度对模拟计算的影响。 方法采用Aspen HYSYS软件,对吸收塔采用不同填料高度和不同理论塔板数分别在溶液循环量为30 m³/h和40 m³/h时进行模拟计算,对CO₂捕集率、再生能耗等结果进行对比分析。 结果当吸收塔理论塔板数为20或25时,CO₂捕集率模拟值偏低。 当吸收塔理论塔板数为20时,再生能耗为采用252Y规整填料(填料高度10 m)吸收塔的1.61~1.87倍,为采用50 mm鲍尔环填料吸收塔(填料高度15 m)的1.53~1.78倍。当吸收塔理论塔板数为25时,再生能耗为采用252Y规整填料(填料高度10 m)吸收塔的1.31~1.38倍,为采用50 mm鲍尔环填料(填料高度15 m)吸收塔的1.24~1.32倍。 对于30%(w)的MEA/烟气吸收体系,252Y规整填料高度的临界值为10 m,50 mm鲍尔环填料高度的临界值为15 m;模拟再生能耗为4.10~4.31 GJ/t CO₂。 结论当吸收塔理论塔板数为20或25时,再生能耗模拟计算值偏高,Aspen HYSYS软件在能耗模拟方面适应性较差。采用Aspen HYSYS模拟计算时,建议先对吸收塔结构参数定义后再进行系统模拟,可得到相对准确的模拟计算结果。      

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。     

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。     

蒙脱石-CO2溶液反应实验研究

蒙脱石是沉积岩重要的黏土矿物,为探究CO₂的注入对蒙脱石产生的影响,明确蒙脱石在CO₂水溶液中的 化学行为,利用XRD、XRF、ICP 等手段系统评价了蒙脱石在10 MPa、60 ℃条件下分别与CO₂反应7、30 d 时的状 态,重点对比了蒙脱石粉末反应前后固相元素、晶体结构及反应液中离子浓度变化,结合蒙脱石结构特征,明确 蒙脱石在酸中变化的机理。结果表明,蒙脱石与CO₂反应后液相中Ca²⁺ 、Mg²⁺ 、Al³⁺ 浓度先上升后下降;Si⁴⁺ 浓度先 上升后趋于平稳,固相中d（001）对应晶面在溶解反应后遭到破坏。相对于Al³⁺ 、Si⁴⁺,反应过程中Mg²⁺、Ca²⁺、Na⁺ 的变动幅度相对较大。一方面,由于蒙脱石阳离子交换容量较大,层间Na⁺、Mg²⁺、Ca²⁺等半径较大的活性阳离子 易被半径较小的H⁺置换出;另一方面,蒙脱石层间分子间作用力为范德华力,相对于静电力较弱,结构易被破 坏。在酸性条件下,硅氧四面体稳定性略强于铝氧八面体,但蒙脱石中非晶态Si 易溶解,使Si 的变化幅度大于 Al 的变化幅度。     

西气东输一线管道掺氢输送压缩机运行工况适应性分析

目的将氢气掺入天然气管网会改变气体的组成和物性参数,使离心式压缩机运行工况点发生偏移,影响压缩机进出口压力、功率和能耗。为此,需对掺氢输送压缩机的运行工况进行适应性分析。 方法以西气东输一线管道为研究对象,考虑氢气掺入对天然气物性参数的影响,建立了基于相似换算方法的掺氢天然气离心压缩机特性计算模型、掺氢量为0%~20%条件下的掺氢天然气输送管道仿真模型;分析了掺氢前后在同等输量和同等发热量两种状态下,管道沿线压力、温度、离心式压缩机工况点与性能参数的变化规律。 结果对于同等输量工况,在输量为(2 800～4 500)×10⁴ m³/d,掺氢量为0%～20%时,掺氢量每增加5%,典型R-R型压缩机进口压力、出口压力和压头平均增加3.34%、1.60%和0.39%,压缩机自耗气、功率和压比平均减少0.35%、4.11%和1.64%;对于同等发热量工况,在输量为(2 800～3 500)×10⁴ m³/d、掺氢量为0%～20%时,掺氢量每增加5%,典型R-R型压缩机进口压力、出口压力、自耗气和功率平均增加7.31%、5.37%、4.78%和0.84%,压头和压比平均减少0.11%和1.72%。 结论西气东输一线管道压缩机适用于掺氢输送工况。      

有机胺萃取耦合CO2矿化过程中阴离子迁移规律研究

目的CO₂矿化技术利用金属离子将CO₂固化为碳酸盐是有效的碳减排路径,考查有机胺萃取耦合CO₂矿化过程中阴离子的迁移规律,为进一步设计矿化过程提供理论参考。 方法有机胺萃取耦合CO₂矿化法利用有机胺萃取氢离子(H⁺),并使阴离子迁移到有机相中,促进水相的钙、镁等金属离子进一步与碳酸根离子(CO2-₃)沉淀,测定镁基、钙基体系中CO₂矿化反应后阴离子的浓度和迁移率,并考查了时间、温度、相比(有机相与水相的体积比)对迁移率的影响。 结果镁基体系中,阴离子迁移率yI->yNO-₃>yBr->yCl->ySO2-₄;钙基体系中,阴离子迁移率yI->yNO-₃>yBr->yCl-。其中,钙基体系中阴离子迁移速率大于镁基体系,NO-₃的迁移速率大于Cl-。随着温度的升高,NO-₃和Cl-的迁移率下降。结论 阴离子与H⁺形成酸的酸度越强,阴离子迁移率越高。有机胺萃取酸之后,R₃N…H-O向R₃NH⁺…O-H 转变。低温和高相比有利于有机胺萃取耦合CO₂矿化反应中阴离子的迁移。      

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。     

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。     

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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。     

固态流化采掘海洋天然气水合物藏的多相非平衡管流特征

由密闭管线将破碎的海洋天然气水合物(以下简称水合物)颗粒向上输送至海面平台,是固态流化采掘水合物藏工艺流程的核心环节,但水合物固相颗粒在上升过程中受到温度升高、压力降低的影响,至某一临界位置将会分解产生大量气体,使井筒中的流动变为复杂多相非平衡管流,进一步加剧了井控、固相输送等安全风险。为了研究水合物在上述过程中的动态分解规律,通过建立井筒温度和压力场、水合物相平衡、多相上升管流中的水合物动态分解、耦合水合物动态分解的井筒多相流动数学模型,提出了数值计算方法并予以验证。研究结果表明:(1)应用数值模型分析,得到了不同施工参数条件下的液相排量、固相输送量(日产气量)、井口回压对多相非平衡管流的影响规律;(2)提出了基于多相非平衡管流特征的现场施工措施,适当提高固相输送量可以提高天然气产量,应同时增大液相排量、施加井口回压来保障井控安全。结论认为,该项研究成果为施工参数优化和井控安全提供了技术支撑,也为其他海区水合物藏固态流化采掘多相非平衡管流预测提供了手段。     

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.