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在南海西部深水钻井过程中对于水合物的防治过于保守,使用的水合物抑制钻井液——HEM钻井液成本高,钻速低。为了降低钻井液成本,缩短钻井周期,针对深水钻井过程中低成本聚合物钻井液下水合物生成堵塞风险与处理方法问题,结合南海莺琼盆地BD区块钻井情况,对聚合物钻井液下不同气体组分的水合物生成相平衡曲线,不同工况下水合物生成区域,井筒水合物堵塞处理等开展了研究,得到不同工况下井筒水合物生成风险区域,优选了动力学抑制剂聚M-乙烯基己内酰胺作为水合物生成抑制剂,热力学抑制剂乙二醇作为水合物堵塞解堵剂,并在室内设计形成10种新型动力学抑制剂,其中动力学抑制剂DS-A3对水合物的生成有良好的抑制效果。实验研究以及BD某井现场应用表明:(1)在正常钻井循环、压井、关井工况下没有水合物生成区域,不会有水合物生成堵塞风险;(2)综合考虑抑制效果与成本,0.8%聚M-乙烯基己内酰胺对井筒水合物的抑制效果最好,45%的乙二醇对于解除井筒水合物堵塞风险效果最好;(3)在没有特殊复杂井下工况情况下,只要停钻时间不超过15 h,可以直接使用聚合物钻井液进行深水钻井,平均单井钻井液成本下降50%~70%,创造良好的经济效... 相似文献
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井筒中天然气水合物生成和沉积形成的流动障碍是影响深水气井安全高效开发的重要因素。在深水气井不同工况下多相流动特性研究的基础上,考虑不同工况下的水合物生成和沉积特点及影响因素,建立了不同工况下的水合物流动障碍预测模型,揭示了不同工况下的水合物流动障碍形成机制,探讨了不同工况下的水合物流动障碍风险及防治方法。研究结果表明:初开井、测试、关井和冷启动工况下井筒中均存在水合物生成区域,但初开井和短时间关井工况下井筒中发生水合物流动障碍的风险较小,而测试和冷启动工况下井筒中可能会发生水合物流动障碍。上述工况下井筒中的水合物沉积层生长均是非均匀分布的,水合物沉积层厚度最大的位置是发生水合物流动障碍最危险的部位。针对深水气井不同工况的具体特点,提出了不同工况下的水合物流动障碍防治措施,并探讨了一些其他可能适用于深水气井的水合物防治方法。 相似文献
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目的 在CO2管道输送过程中,输送管网的工艺参数在停输再启动工况下会发生变化,容易生成水合物堵塞管网。预测和分析CO2输送过程中水合物及水含量的生成规律,以保证管输的效率和安全性。方法 基于延长油田一期36×104 t/a输送管网设计,利用OLGA软件建立超临界含杂质CO2输送管网模型,在稳态输送下水合物生成的研究基础上,预测和分析停输再启动工况对水合物的生成位置和生成量等的影响。结果 在停输工况下,水合物生成温度和压力降低,水合物生成位置发生前移,在管网入口5 km处开始有质量浓度为0.18 kg/m3的水合物生成;而在再启动工况下,水合物生成温度增加,水合物生成量峰值为0.9 kg/m3,水合物生成区段减短且生成位置后移至管网20 km处。结论 模拟结果可以较好地指导延长油田管网设计,为管网的安全运行提供理论依据。 相似文献
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长北气田由中国石油与壳牌石油公司合作开发,该区块在开发过程中充分利用焦耳—汤姆逊效应,同时采用湿气输送;因此水合物的防止显得尤为重要,通过对水合物形成的研究,把气体水合物的生长过程划分为水合物晶核的形成、水合物晶体的生长两个水合反应阶段;在实验室中模拟长北气田的产出水的组份,测定了含盐、电解质、凝析油等对水合物形成的影响,得到了长北气田天然气水合物形成的温度与压力的关系;修正了水合物形成温度预测图;并对目前水合物抑制剂的研究做了介绍,经过对比选择,选出了适合长北的水合物抑制剂,并通过对不同工况下水合物抑制剂使用量的实验,对Hammerschmidt方程、Nielsen-Bucklin方程进行对比修正后,得出了适合长北的计算水合物抑制剂量的计算公式,实践证明该水合物抑制选择正确,公式对现场操作具有指导意义。 相似文献
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水合物法天然气管道输送的实验研究 总被引:1,自引:0,他引:1
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。 相似文献
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苏里格气田集输管线清管过程瞬态模拟 总被引:7,自引:3,他引:4
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。 相似文献
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王正东 《石油与天然气化工》1984,13(2):55-64
在天然气田的所有设备系统中,在长输管线系统中以及在气体处理和加工的一系列工艺过程中都存在着水合物生成的问题.水合物的生成会引起管线和设备的堵塞,从而增加输气的压力降,从国内外开采天然气田的经验来看,几乎所有气田都程度不同地存在着防止水合物生成的问题.因此,了解水合物的性质和生成条件,并采取适当的措施防 相似文献
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鹅脖连接器被广泛应用于水下采油树等结构物之间的软管连接。其深海安装作业风险高、要求严,因此研究鹅脖连接器安装工况下的安全性能对确保水下采油树乃至整个水下生产系统的平稳运行具有重要意义。针对南海某1 500 m水深气田使用的采油树鹅脖连接器深海安装工况,对软管首末两端的鹅脖连接器进行有限元分析确定应力集中区域,并基于ISO标准施加1.5倍设计载荷对连接器高应力区域进行应力集中验证。结果表明:连接器各部件最大Von Mises应力均小于许用应力,整体结构强度满足相关标准要求;高应力主要集中在吊耳、提升外框的底板和锁板以及软管接头,在设计时应予以重点关注;此类区域最大主应变和等效塑性应变均满足标准要求。现场安装结果表明,末端鹅脖连接器与软管接头的静态载荷实测值远小于极限载荷,整个海上安装及水下连接安全可靠。本文研究成果可为水下采油树鹅脖连接器的结构设计和深海安装提供参考。 相似文献
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苏里格气田作为我国内陆最大的整装气田,随着天然气不断开采,地层压力逐渐降低,采气工艺技术的革新与集气管网布局的优化成为延续气田生产寿命的核心问题。该气田通过井下节流工艺有效利用地温热能解决了水合物堵塞问题;新型锁芯式井下节流器一次打捞成功率在90%以上;布井方案采用单井串接工艺,缩短了采气管线长度;减少运行管理费用投入,使建设投资额降低约48.8%。梳理了近年来管网模型研究的发展动态,指出不同方法的优缺点,并以苏里格气田采气量增加30%的背景下,展示了骨架管网水力计算模型的建立过程和模拟软件算法流程,利用TGNET软件模拟管网压降幅度,从而有效抑制水合物生成并避免经济损失。针对集输管网适用性评价进行讨论,指出了生产工况变化对管网运行效率的影响,以及建立水力计算模型对于预测和避免潜在风险的必要性。 相似文献
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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。 相似文献
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深水高压气田开发面临的主要挑战之一,是如何应对高关井压力带来的超压工况下低压生产设施的安全保护问题。HIPPS作为一种高完整性的压力保护系统,具有反应快、安全性高、项目整体投资低的特点,已逐步应用于我国深水高压气田开发领域。在具体分析HIPPS基本配置、功能要求、水下和依托平台安装方案优缺点的基础上,采用HYSYS工艺模拟软件,对装有HIPPS的南海深水气田群项目番禺35-1段塞流捕集器,在超压工况下容器内部压力上升过程进行动态模拟。研究表明:对于深水高压气田,合理使用HIPPS可有效地提高生产安全性,降低项目整体投资;应在操作维修可行性、安全性、成本等方面对HIPPS的安装位置进行综合评估;HIPPS双关断阀SDV的压力高高值PSHH设定值建议比紧急关断阀ESDV压力高高设定值高3%,比低压系统安全阀PSV设定值低2%。 相似文献