凝析气水合物生成条件的测定及计算

利用全透明蓝宝石水合物静力学实验装置,采用“压力搜索法”,分别测定了5种凝析气的水合物生成条件,实验体系包括纯水、地层水以及含醇的水溶液和地层水溶液,共9个体系,58个数据点.考察了气油比对凝析气水合物生成条件的影响以及电解质和醇类抑制剂对凝析气水合物生成的抑制作用.实验温度范围为273.35～293.75K,压力范围为0.6～12MPa.并利用Chen和Guo提出的水合物生成条件预测模型对所测数据进行了计算,结果与实验数据吻合得较好,表明该模型能够较好地预测凝析气水合物的生成条件.     

电解质水溶液体系中气体水合物生成条件的预测

对描述高压电解质水溶液体系的Ｚｕｏ－Ｇｕｏ模型进行了简化，并将其扩展应用于混合电解质水溶液体系。结合Ｄｕ－Ｇｕｏ水合物理论模型，分别对３６个单一电解质水溶液体系及４１个混合电解质水溶液体系中气体水合物的生成条件进行了预测，取得了较为满意的结果。     

凝析天然气水合物的生成条件及预防措施

1.凝析气藏的特点 天然气气藏按组分特点可划分为纯气藏、湿气藏和凝析气藏三大类。通常,天然气中凝析气凝析油含量在50g/m3以上者属凝析气藏。凝析气藏的特点是C5以上重烃含量高,地层压力较高,高于凝析气临界凝析压力,流体以     

某深水油田集输管线水合物生成预测及防治

深水油气钻井和开发过程中极易生成天然气水合物,对深水钻井和油气集输造成严重影响.某深水油田的伴生气组分复杂,现有水合物生成预测模型计算误差较大.为准确预测该油田伴生气的水合物生成风险,本文利用天然气水合物微观实验装置,模拟油田多组分气体,进行了水合物生成条件测定,并探索了乙二醇对多组分气体水合物生成的影响.研究表明,在...     

含盐和甲醇体系中气体水合物的相平衡研究 Ⅰ.平衡生成条件的测定

在温度２６０．８～２８１．５Ｋ和压力０．７８～１１．１８ＭＰａ下，采用“压力搜索法”在自行设计和组建的实验装置上测定了一个合成天然气在含盐以及含盐和甲醇水溶液体系中的水合物平衡生成条件，共１１个体系７２个数据点。结果表明，无论对于单盐或多盐水溶液体系，甲醇对天然气水合物的生成均有显著的抑制作用；当溶液中甲醇增加至２０％（质量）时，ＫＣｌ的抑制作用强于ＣａＣｌ２。     

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。     

气井水合物生成条件预测

气井井筒中形成的天然气水合物,会堵塞油管,影响生产。通过对国内外文献的调研,分析了气井水合物的形成条件、影响因素及各种预测方法。在研究气井井筒的温度、压力分布的基础上,结合水合物形成的简化牛顿热力学改进预测方法,建立了水合物形成的预测模型,并编制软件进行气井实例计算。计算结果表明,该模型预测水合物形成效果较好。     

天然气水合物生成预测及防治技术

介绍了天然气水合物的结构和危害，总结了预测天然气水合物生成条件的主要方法，包括经验图解法、相平衡计算法、统计热力学计算法等，阐述了防止水合物形成和排除已生成水合物的常用技术，包括脱水、脱轻烃、降压、提高流动温度、加化学添加剂等。     

天然气水合物生成条件的计算

本文开发了一种预测天然气水合物生成的简单方法，此法无需使用三个热力学照态性质参数Δμｗ＾０、Δｈｗ＾０和ΔＶｗ。对于不同混合物及不同组成的天然气所得计算结果与实验值有很好的一致性。     

一种改进的含醇与电解质混合体系水合物生成条件预测模型

在油气钻采、集输过程中,体系温度及压力发生变化时,易形成水合物堵塞管线、计量仪表等,影响油气钻采正常作业。现场一般采用注醇方法来抑制水合物的生成,对含醇和电解质混合体系下水合物生成条件的准确预测十分重要。文章基于Van der Waals和Platteeuw提出的基础模型,结合Aasberg-Peterson逸度系数模型及UNIQUAC活度系数模型,建立了含醇与电解质混合体系水合物生成条件预测模型,经实验数据验证表明,本改进模型具有一定精度。     

Predicting the conditions for gas hydrate formation

Gas hydrate is a crystalline mixture obtained from gas molecules trapped in the cavity of hydrogen bonding water. To date, an essential step in the development of natural gas industry has been the acquisition of knowledge in the operation and handling of gas under high pressure without hydrate formation. Since there are several ways to predict hydrate formation, this study investigates predicting hydrate formation using the Katz method. In addition, several new models for accurate estimation of gas hydrate formation conditions will be provided. These models are based on artificial neural network (ANN) requirements. To create the model, predictive experimental data published in books and journals, as well as data extracted from Katz graph (Katz chart), estimate the formation conditions of gas hydrate. We validate the model created with the use of various statistical parameters such as mean squared error (MSE) and R²-value. The result of these parameters in models created to predict the formation of hydrates accurately and efficiently is evaluated. In this study, our goals are to use an artificial intelligence neural network to predict the formation of gas hydrates.     

预测天然气水合物生成条件回归公式的评价

水合物的生成会给天然气生产和集输过程带来极大的困难,准确预测水合物形成条件至关重要。归纳总结了预测天然气水合物形成温度的回归公式,包括Makogon公式、Towler公式、Bahadori公式。通过比较公式计算值与实验值,计算出平均相对误差来评价各公式的计算精度。计算结果表明,对于非酸性天然气,3种公式的平均相对误差分别为0.55%、0.40%和0.43%。对于低含CO2天然气,3种公式的平均相对误差分别为0.41%、0.32%和0.52%。Towler公式的计算精度最高。此外,3种公式均无法准确预测含硫天然气的水合物形成温度。     

深水油气管线天然气水合物生成条件预测方法及应用

在深水油气田开发中,为了有效防止天然气水合物的生成,迫切需要对天然气水合物生成条件进行准确预测。为此,根据深水环境压力高和多温度梯度的特点,应用气液两相流理论与传热学原理建立了适用于深水油气管线的温度预测模型;在现有实验数据的基础上,对5种天然气水合物预测方法进行了对比优选,结合Beggs-Brill方法建立了预测深水油气管线天然气水合物生成条件的模型,并编制了相应的计算程序。实例研究结果表明,管线流量越大、绝热材料导热系数越小、绝热层厚度越大、停产时间越短时,天然气水合物的生成区域就越小。该模型可用于制订合理的管线流量指标、选择恰当的管线保温材料和准确计算无接触时间,对深水油气田的安全生产提供了技术支持。     

加氢裂化装置脱乙烷塔顶气水合物生成条件研究

加氢裂化装置脱乙烷塔顶回流管道在寒冷的冬季容易出现堵塞现象,发现该堵塞物为气体水合物.管道中一旦生成水合物,会减小流通面积,产生节流进而造成阀门、一些设备以及管道堵塞,严重影响管道的安全运行.采用Chen-Guo水合物理论模型对某厂加氢裂化装置脱乙烷塔顶气生成水合物的条件进行了计算,结果表明,根据该气体组成,在脱乙烷塔操作压力3.05 MPa下,操作温度低于37℃即可生成水合物.分析了多种抑制水合物堵塞管道的方法,指出添加水合物抑制剂的方法可行,但还需要考察添加水合物抑制剂对液化石油气产品质量的影响.     

Phase equilibrium modelling of natural gas hydrate formation conditions using LSSVM approach

The formation of gas hydrates in industries and chemical plants, especially in natural gas production and transmission, is an important factor that can lead to operational and economic risks. Hence, if the hydrate conditions are well addressed, it is possible overcome hydrate-related problems. To that end, evolving an accurate and simple-to-apply approach for estimating gas hydrate formation is vitally important. In this contribution, the least square support vector machine (LSSVM) approach has been developed based on Katz chart data points to estimate natural gas hydrate formation temperature as function of the pressure and gas gravity. In addition, a genetic algorithm has been employed to optimize hyper parameters of the LSSVM. Moreover, the present model has been compared with five popular correlations and was concluded that the LSSVM approach has fewer deviations than these correlations so to estimate hydrate formation temperature. According to statistical analyses, the obtained values of MSE and R² were 0.278634 and 0.9973, respectively. This predictive tool is simple to apply and has great potential for estimating natural gas hydrate formation temperature and can be of immense value for engineers who deal with the natural gas utilities.     

Prediction of the conditions for sour gas hydrate formation in the presence of methanol inhibitor

In this work a new thermodynamic model for accurate prediction of H₂S and CO₂ containing sour gas hydrate equilibrium dissociation temperatures in the presence of a gas hydrate thermodynamic inhibitor (methanol) is presented. The average absolute deviation between the predicted and measured sour gas hydrates dissociation temperatures (AADT%) considering pure and mixed acid gases in the presence of methanol inhibitor is about 0.274% which is much lower than those obtained by the other available thermodynamic models. The proposed approach is quite reliable over wide ranges of methanol and acid gases concentrations and can be used for performance evaluation of other gas hydrate inhibitors regarding the design of sour natural gas flow assurance systems in oil and gas industries.     

带水凝析气藏采收率标定废弃条件确定

废弃产量和废弃压力是标定凝析气藏可采储量的重要参数。在一年一度可采储量标定工作中发现,目前所提及的废弃条件的确定方法对于带水凝析气藏而言或说法不确切,或计算方法不适应,或精度不高。根据多年可采储量标定的经验,针对东海带水凝析气藏实际情况,提出一套适应于东海地区带水凝析气藏废弃产量和废弃压力的确定方法,且以东海XX气藏YY井为例,结合油藏工程、采油工艺等专业,介绍计算方法具体运用,对于具有同样地质特征气藏具有一定的借鉴意义。     

考虑闪蒸的凝析气井动态产能计算

凝析气井在生产中常会出现反凝析现象,会对其产能预测产生影响,特别是在凝析油含量较高的气藏中影响尤为明显。为此,提出了使用关井压力恢复试井结果,计算凝析气井瞬态产能的方法。从油、气两相渗流方程出发,利用相渗曲线定义拟压力,得到线性化后的油气两相渗流方程。结合状态方程及多组分闪蒸计算,准确描述了凝析气藏在开发过程中相态的变化,得到准确的地层压力和油相饱和度关系,实现了压力与拟压力的转化。利用线性化的拟压力方程可计算试井分析图版,并通过试井分析得到地层渗透率等参数。使用这些地层参数,通过拟压力方程计算得到凝析气井的IPR曲线,最终可对凝析气井的产能进行准确计算和预测。将模型的计算结果与实际井例的生产测试数据进行对比,结果表明其计算合理准确,与已有的井产量数据基本吻合,可在凝析气井中推广使用,以获得准确的产能预测数据。