气井水合物冻堵防治技术

针对大庆长垣外围气井产量低、携水困难,形成井底积液影响生产等问题,提出了用井下节流法防治气井水合物的技术,经现场应用效果较好。井下节流法有效地解决了气井积水影响生产的问题,不仅提高了气井生产时率,而且提高了井口温度,有利于降低积气能耗。     

凝析气集输管道中天然气水合物冻堵防控措施效果模拟

为研究探讨水合物冻堵防控措施,结合OLGA水合物动力学模型CSMHyk V2.0对某凝析气集输管道内的水合物生成及变化规律进行了模拟。利用Parametric Studies敏感性分析,以过冷度为标准,研究了抑制剂的最佳注入量。通过对比不同工况,发现入口流量和出口压力均会影响水合物的生成:入口流量越大、出口压力越小,越晚进入水合物区,水合物浆液的黏性比越小,发生阻塞的概率也较小。研究结果可初步探索软件模拟在水合物浆液流动保障中进行应用,为类似管道运行中的安全操作提供理论依据和实际参考。     

天然气水合物冻堵分解技术探究

研究了天然气水合物冻堵分解技术,其有助于推动气井保护性开采,高效实施开采,同时为相关理论研究及具体实践工作开展提供一定的参考和帮助。     

雅克拉采气厂气井天然气水合物冻堵防治措施研究

雅克拉采气厂结合生产实际,针对气井生产中发生的天然气水合物冻堵现象,通过科学分析气井冻堵的规律和机理,开展了有针对性的气井天然气水合物冻堵防治措施研究,如优选工作制度、水套炉加热、井下节流、电伴热、回油伴热、中频感应伴热、盐水加注等,这些措施的实施有效解决了气井天然气水合物冻堵问题,大大提高了气井生产时效,取得了良好的经济效益。     

浅析玛湖油田双节流水合物冻堵防治技术

目的 针对玛湖油田高含气油井的水合物冻堵防治问题,采用井下与井口双节流喷嘴,进行水合物冻堵预防、调产及放喷解堵研究。方法 基于PIPESIM软件计算了油管与喷嘴压力及温度,研究了井下喷嘴对井下油管与井口管线水合物冻堵的影响、井口喷嘴对产量调整的影响。结果 双节流喷嘴极差对水合物预防与产量调整具有直接影响,增大双节流喷嘴极差可以大幅降低水合物发生的风险,减小双节流喷嘴极差可以提高井口喷嘴的调产能力,井下喷嘴可以降低井口放喷解堵对储层的不利影响。结论 现场试验结果表明,井口油嘴在保持调产能力的同时,井下喷嘴具有水合物冻堵预防与放喷解堵的双重作用,提高了玛湖油田高含气油井的开发效率。     

高压高气油比自喷井水合物冻堵解除及防治

高压高气油比自喷井生产过程中可能生成水合物,水合物能堵塞井筒、阀门、管线和设备,降低油井产能。从水合物的生成条件及影响因素入手,对水合物冻堵解除及防治技术进行了探讨,以陆梁油田SN6320井水合物解除为例,采取油套环空流体加热法,可安全有效地解决水合物冻堵问题;通过对井口工艺流程进行临时改造(外移水合物生成位置)并控制井口压力,该井顺利生产,并可预防水合物的生成。     

海底输气管道强度设计

海底输气管道建设方兴未艾，海底管道设计正向着高压力、大管径、长距离、深海域发展。与陆上管道强度设计不同，海底管道壁厚计算的基本载荷除了管道内压外还应考虑海水水深造成的静水压力。在很高的静水压力作用下，管道截面可能发生屈曲，当外部压力超过某一临界值时，局部屈曲可沿管线轴向传播。本文介绍了海底管道强度设计的特点、管道壁厚的计算方法和防止海底管道发生屈曲变形传播的措施。     

利用三甘醇脱水工艺从源头解决大庆地区输气管道冻堵问题

大庆油田天然气公司担负着为大庆市区及周边工业和民商用户的天然气供气任务。大庆油田冬季气候寒冷,近年来在冬季气温低的情况下,由于天然气水露点高,气中含水高,频繁发生天然气输送管道冻堵问题,给下游用户造成了严重影响。解决商品天然气的含水高问题,对于保证冬季天然气管网安全运行和下游用户用气安全具有十分重要的意义。经过取样化验,造成商品天然气水露点温度升高的主要原因是油田气深冷装置的再生气含水高。在调研分析的基础上,提出了对分子筛再生气增设三甘醇脱水装置,以保证再生气回掺到外输干气后的混合气水露点满足冬季输送要求。该装置投运后脱水效果良好,经济效益和生产效率明显提高,具有示范推广意义。     

平湖油气田海底输气管道保险理赔

介绍平湖油气田 355．6 mm 输气管道保险理赔案的特点、要点以及在理赔过程中为理赔案的顺利进行所开展的工作。     

海底输气管道反向输油可行性研究

该文采用水力热力分析的方法研究了BZ26-3至BZ26-2海底输气管道反向输油的可行性。结果表明,海底输气管道反向输油是可行的,为了满足海底管道安全输送要求,需要BZ26-2油气田与BZ13-1区域的混合原油不脱水直接输送,加注降凝剂使所输原油凝固点不高于18℃以及原油最小输量为588m3/d。海底输气管道反向输油过程中可能出现BZ13-1油气田、BZ26-2油气田或BZ26-3油田停产的工况,因此需要分别采取掺水输送和加热输送的应对措施。     

平湖油气田海底输气管道保险理赔

介绍平湖油气田355.6mm输气管道保险理赔案的特点、要点以及在理赔过程中为理赔案的顺利进行所开展的工作。     

海底输气管道平均压力的计算与研究

海底输气管道的平均压力是海底管道基础设计的重要参数之一,其预测结果的可靠性和准确性直接关系到管道的安全施工和平稳运行。基于OLGA动态模拟软件,以实际海底天然气输送管道为例,模拟了管道停输时进出口压力及温度随停输时间的变化规律,确定了该工况下的管道平均压力并预测了此时管道是否存在水合物生成的风险。     

处理气井冻堵新方法

在天然气的生产过程中,气井井筒和采气管线经常会发生各种各样的堵塞问题,严重影响气井生产,如何有效地预防堵塞逐渐成为了天然气开采过程中一项必不可少的部分.为此针对引发堵塞的原因进行归纳总结并加以研究,笔者通过研究发现引发堵塞的原因主要分为两种:水合物冻堵和起泡剂引发的泡沫堵塞.通过采用降压、升温、加抑制剂以及调节生产方式...     

海底高压输气管道泄压分析与研究

渤海某气田采取间歇式注气开采的方式,当停止注气后管道内高压气体需要泄放以保证海管安全。一种泄放方式是将高压气体泄放到另外一条低压输气海底管道,另一种泄放方式是在平台上通过火炬放空。利用OLGA动态模拟软件进行方案比选,结果表明：将高压气体泄放到另外一条低压输气海底管道,冬季泄压会造成高压海底管道温度低于其设计温度,因此推荐在夏季进行泄放;当泄放阀开度达到10%时,泄放最大流量与开度100%时接近,而低压海管入口流体温度升高到-12.9℃,有效降低了泄放时产生的低温对下游低压海底管道输气的影响。至于泄压至平台火炬系统,因泄压阀上下游压差过大,造成火炬管网需要超低温设计。因此最终推荐采取泄压至低压输气海底管道的方案。     

海底管道解堵措施

某海上天然气管道确定其堵塞物主要为蜡和胶质,采取注入柴油方式精确定位堵塞位置,通过潜水作业在海底管道上安装开孔管卡,从拖轮上注入清蜡剂,实现海底管道的分段解堵。用泥浆泵从平台2向海底管道挤柴油,控制泥浆泵出口压力不超过设计压力2.6 MPa,达到此压力后从平台2给海底管道排气,如此反复。确定堵塞起始位置距平台2的距离约为8.9 km;确定该海底管道堵塞位置为距离平台2大约6.6~8.9 km处。解堵剂主要由四氯乙烯和高分子表面活性剂组成。对海底管道共安装5个开孔管卡,注入清蜡剂11 m3,共清理出油泥35 m3后疏通了海底管道。如要重铺该海底管道粗略估计总体费用超过2亿元人民币,本项目花费人民币900万元即成功疏通管道。     

输气管道水合物颗粒螺旋流动数值模拟

为了对输气管道中天然气水合物颗粒输送体系的螺旋悬浮流动规律做出进一步研究,利用ICEM软件对天然气管道内的气固两相螺旋流进行了三维瞬态数值模拟与仿真。研究了天然气管道内不同横截面的速度场、水合物颗粒体积分数分布规律以及水合物颗粒沉降规律。模拟结果表明:当水合物颗粒体积分数达到8%左右时,螺旋流的切向速度衰减迅速,对水合物颗粒的携带能力也急剧下降,衰减速率是无颗粒螺旋流的几倍;螺旋强度较大时,流体速度曲线表现出"双峰"特点,螺旋强度较小时,流体速度曲线表现出"抛物线"特点;流体速度是影响颗粒运动的主要因素,叶轮角度是次要因素,流体携带能力与颗粒体积分数及颗粒粒径成反比。所得结论可为输气管道的安全输送提供理论指导。     

输气管道天然气水合物段塞形成机理

针对现有的多数水合物预测模型无法描述输气管道水合物段塞形成过程这一问题,依据管道中气液分布特点,构建了描述输气管道中水合物生成状态的物理模型。以此为基础,借用传热学、多相流和相平衡理论建立了预测水合物段塞形成的数学模型。给出了定解条件,继而采用数值模拟方法对水合物段塞的形成过程进行了研究。结果表明,模型可以成功预测段塞的形成位置、形态及变化过程;气流量、绝热层的厚度和导热系数对初始状态下水合物生成区域会产生明显的影响,而且随着气流量的增加,气芯的携液能力增强,液膜厚度减小;水合物段塞形成过程中引起管线压降增大、温度降低、气芯携液能力增强、液膜厚度减小等一系列参数的变化,这些变化又可以作用于段塞使其进一步生成。     

液化石油气管线冻堵分析与处理

2010年1月,新疆某油田液化气储运站库液化石油气球罐、工艺管线及排污管线均出现了冻堵现象.采取如下措施:对所有液化石油气储罐U型弯管及罐根部重新加装电伴热带,待罐内底部及U型弯管内结冰全部融化后进行排污作业；利用距排污汇管最近低点排污阀向液化石油气排污汇管内注甲醇,并将管线内压力建立在0.3～0.8 MPa范围内,通过14h间断注醇作业,实现排污管线解冻.     

海底输气管道预投产破解环保难题

两年前，越南在南根山盆地发现了两个近海大气田——田兰泰和兰多气田。预计这两个气田今后20年里每年可生产天然气30亿立方米。这标志着越南向能源自足方向迈出了一大步。为开发气田和建设管道，当局建立了南根山天然气项目，项目包括两个气田的开发和建设一条从海上平台到岸上处理设施的全长372公里、直径508毫米的输气管道以及1座燃气发电厂。