气田采气管线天然气水合物生成条件预测

延长气田地面集气工程采用高压集气工艺,天然气在井口未经任何处理,经高压采气管线输送至集气站内进行集中处理。在一定温度和压力条件下,极易在采气管线中形成天然气水合物堵塞管道,影响采气管线的正常运行,因此,对采气管线水合物的生成条件进行预测是非常必要的。结合天然气管道动力学与天然气水合物统计热力学模型,利用VB编制了计算软件,以延长气田采气管线为例,对管线中天然气水合物的生成条件进行预测和分析,从计算结果可以看出,该水合物生成条件的计算方法在实际工程应用中具有一定的实用价值。     

天然气管线水合物生成影响因素研究

介绍了天然气管线中水合物生成条件、以及水合物的生成对管线正常输送和安全运行的影响;提出了天然气管线水合物生成影响因素比较框图,对不同输送工况下管道中水合物的生成进行了分析,得出天然气管线中水合物生成影响因素有输量、起点压力、起点温度和管径,其中输量影响最大,起点压力影响最小,适当增大输量、提高起点温度、降低起点压力和减小管径,可以缩小水合物生成范围甚至避免水合物生成。     

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。     

水合物一次分解压力对记忆效应的影响

在工程领域,水合物开采及天然气运输过程中普遍存在管道堵塞等问题。为有效地解决天然气输送过程中的堵塞现象,并为油气的高效储存与运输提供重要的理论依据和参考,采用两种不同粒径的多孔介质石英砂混合,在初始压力8 MPa、温度16 ℃条件下进行水合物一次生成实验,一次生成结束后,在不同分解压力下采用恒压升温法对水合物进行分解,分解反应进行150 min 后,稳定至与一次生成相同的初始条件下进行二次生成实验。通过水合物生成过程中反应釜内温度压力变化曲线等,分析不同一次分解压力对水合物二次生成过程及特征指标的影响。实验结果显示,相比一次生成过程,水合物二次生成过程存在明显且稳定的记忆效应。由此得出结论,一次分解压力对水合物二次形成的影响具有临界压力,分解压力为此临界压力时,水合物二次生成速率相对较小且饱和度低,此时记忆效应最弱。这一研究结果可望对自然环境下水合物开采过程中二次生成对管道堵塞的解决、油气的高效储存与运输提供重要支撑。      

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由于海底长距离天然气／凝析液混输管道输送压力一般较高,环境温度较低,因此管道内极易形成水合物。水合物可能堵塞管道,对长距离的输送是有害的。针对这一问题,给出了判断气体水合物形成的理论模型和计算方法,可以计算在给出的压力、温度和组成条件下,水合物形成曲线以及不形成水合物所允许的最大含水量。最后将计算结果与国外软件、实验数据作了比较。     

天然气管道内水合物形成的预测

在天然气管线中 ,水合物会堵塞管道 ,损坏设备。分析了天然气管道内水合物形成过程和预测方法 ,编制了天然气管道水合物预测软件。介绍了天然气管道全线运行参数的确定 (包含稳态和动态 ) ,天然气管道全线所允许的最大含水量的确定和天然气管道全线实际含水量的计算方法。通过比较天然气管道全线所允许的最大含水量和实际含水量 ,来判断全线是否有水合物生成     

蜡晶析出对天然气水合物生成动力学特性的影响

深海含蜡油气混输管道在低温、高压的输送环境下,容易引发蜡晶与天然气水合物(以下简称水合物)共存的现象并相互影响,加重管道堵塞。为了探明蜡晶析出对水合物生成动力学特性的影响情况,采用正庚烷(n-C_7)与正二十八烷(n-C_(28))混合液模拟含蜡输送体系,应用高压可视化反应釜观察水合物生成动力学实验,结合水合物生成过程中的可视化图像,研究不同蜡含量对水合物成核时间、耗气量和耗气速率的影响规律。实验结果表明:(1)在274.15 K、3.5 MPa的实验条件下,蜡晶析出加快了水合物的成核和生长过程,在蜡晶浓度(ω)为3.3%的体系中,水合物诱导时间最快缩短了56.9%;(2)同一温度、压力条件下,蜡晶析出增大了气体消耗量,并且蜡晶析出量越多累计耗气量就越大,在ω为3.3%的体系中,最大气体耗气率增加了2.15倍;(3)同一温度、压力条件下,含蜡体系中水合物的生长速率远远高于不含蜡体系。结论认为,蜡的存在会加速水合物的生成,增加水合物的沉积量,加大管道堵塞风险;为了确保深水油气混输管道的输送安全,应及时清理管道内析出的蜡晶。     

超临界含杂质CO2管网停输再启动对水合物生成的影响

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。     

气井井筒水合物预测研究

天然气中的各种组分分子在一定温度和压力下,与游离水结合,形成结晶笼状固体,在生产的过程中会堵塞油管,严重的时候甚至造成停产.考虑井筒中天然气温度和压力的耦合,从井底逐点迭代计算出井筒中天然气温度、压力的分布,再用判别水合物的热力学模型逐点判别是否形成水合物和找出水合物生成的具体位置,为防止水合物的生成提供指导作用.可以通过降低井筒压力和提高井筒温度或降低天然气体系的形成温度2个方面着手预防水合物的生成,防止水合物生成可作为开发前期选择油管考虑的一个因素.     

油气运输过程中抑制水合物生成的研究

天然气在高压低温的条件下运输,输送管道很容易由于水合物的形成导致堵塞问题的发生,输送管线越长,发生问题后严重性就越大。因此必须做好运输管道内抑制水合物生成的工作,进而确保输送管道的持续有效工作。本文主要介绍了管道内水合物生成的条件以及当前常用的抑制水合物生成的方法,并分析了这些传统方法存在的问题和弊端,进而引出了新的抑制水合物生成的方法,以及水合物抑制剂的工作原理及简介。     

新型天然气水合物动力学抑制剂评价及应用

在天然气开采及储运过程中,天然气水合物会导致井筒堵塞、气井停产、管道停输等严重事故。为有效防止天然气水合物在设备和管道中生成,常需添加水合物抑制剂。通过筛选合成,研制了一种既经济又安全环保的新型动力学天然气水合物抑制剂。实验采用自制设备,探讨了系统压力、过冷度、抑制剂浓度、凝析油、甲醇等对水合物生成动力学的影响,以及不同浓度下新型抑制剂的抑制水合物生成效果。结果表明：新型抑制剂最佳抑制浓度为1.5%,在一定过冷度下,系统压力越高,抑制效果越差;一定压力下,过冷度越大,抑制效果越差;少量凝析油对抑制性能影响不大;甲醇使其过冷度大大提高;气体流动易使水合物的生成加快,降低了水合物生成过冷度。新型抑制剂在现场试验中,采用合理的加注工艺能有效控制水合物堵塞,为气井生产中防治水合物的产生提供了技术支持。     

天然气油基水合物浆液流动实验

为了解决高压油气混输管道中天然气水合物堵塞的问题,利用中国石油大学(北京)新建的中国首套高压(设计压力15 MPa)天然气水合物实验环路进行了天然气油基水合物浆液流动实验,探究了压力、流量等因素对天然气水合物浆液流动、堵管趋势以及堵塞时间的影响,并利用实时在线颗粒粒度仪监测了天然气水合物浆液生成过程中体系内天然气水合物颗粒粒径的变化趋势。实验结果表明:压力越高,天然气水合物堵管时间越短,天然气水合物的堵管风险增大;增大流量可以减缓天然气水合物堵管趋势,降低天然气水合物堵管的概率,但存在"临界最低安全流量"现象,即当流量大于某值时,天然气水合物不会发生堵管,流体以浆液的形式在环路中流动。反之,则会发生天然气水合物堵管事故;在天然气水合物生成过程中天然气水合物颗粒的粒径(弦长)分布会发生显著变化,天然气水合物颗粒间的聚并是导致天然气水合物浆液发生堵管的主要原因。     

天然气管道冰堵发生原因及解堵措施

由于输送天然气水露点较高,达到了生成天然气水合物的条件,致使天然气管道站场生产运行过程中发生了冰堵现象,严重影响管道的安全运行。通过分析天然气水合物的形成,给出了天然气管道运行过程中冰堵的预防措施及其实际应用技术条件。根据天然气水合物的生成机理,得出分输站场冰堵的解堵过程。通过典型案例分析,进一步说明天然气管道冰堵的发生过程和解堵措施的应用,为天然气管道运行中冰堵现象的预防和解除提供理论指导和技术支持。     

水下采油树节流阀中天然气水合物生成分析

采用数值模拟的方法,结合天然气水合物生成的温度-压力曲线,对水下采油树系统中套筒式节流阀内的天然气水合物生成情况进行分析。将节流阀内实际压力与天然气水合物生成的临界压力的最大差值定义为最大等效压力,在此基础上,研究了进口温度、出口压力及相对开度对最大等效压力的影响,并提出了一种新的天然气水合物预测方法——最大等效压力法。根据此方法,得到了在特定进口温度和出口压力条件下的水合物生成的临界相对开度区间。相对开度在此区间内,节流阀内不会生成水合物;在此区间外则有水合物生成。研究结果对天然气生产及输送过程中的流动保障具有重要意义。     

管道流动体系天然气水合物生成模型研究进展

天然气水合物浆液管道输送技术可实现水合物防治的动态控制及天然气水合物的管道输送,而流动体系天然气水合物生成模型研究为水合物浆液管道输送技术的发展提供理论支持。总结了国内外流动体系天然气水合物生成模型的研究进展,重点分析了水合物生成动力学模型。发现目前适用于流动体系的天然气水合物生成模型还很少,并且多为由静态体系水合物生成模型拓展而来。基于气液两相螺旋管流流动特性及天然气水合物微观结构,建立了螺旋管流体系天然气水合物生成模型。最后,指出了流动体系天然气水合物生成模型研究的发展方向。     

重力式加注水合物生成抑制剂撬装装置

苏里格气田集榆中生成的水合物易堵塞阀门及分离器入口、管道弯头及三通处,严重时会影响天然气的集输流程。为此,采用重力式加注水合物生成抑制剂撬装装置,可以合理解决水合物生成的问题。该装置是在井站利用液体自身重力把抑制剂加注到管道中,以降低天然气水合物的形成温度,有效防止水合物在榆气管道中的生成。     

油气田用雾化装置设计原理及发展动态

由于天然气中含有一定的水分,通过管道输送中会析出天然气水合物,温度降低时会结冰堵塞管道。为此通过注入水合物抑制剂可消除天然气水合物。开发的油气田雾化装置用于注入水合物抑制剂。目前雾化装置正向自动连续、精确定量的方向发展。     

海底输气管道水合物冻堵的处置与防控

在输气管道内天然气和水接触可形成天然气水合物,从而导致管道冻堵,影响海上天然气管道输送安全。结合渤海某海底输气管道发生水合物冻堵事件,首先简要介绍了天然气水合物形成的主要影响因素,而后介绍了该海底天然气管道的运行参数、管道中天然气水合物形成条件和原因、管道冻堵情况及解堵过程,最后分析总结了管道在发生水合物堵塞后,初期压差升高阶段和完全冻堵阶段的解堵处置方法,并提出预防海底输气管道发生水合物冻堵的若干措施或建议。     

通过HYSYS计算天然气水合物抑制剂注入量

在天然气处理工艺中,为了防止天然气在输送过程中形成水合物堵塞管路,有必要在管路系统中加入抑制剂,通过注入甲醇、乙二醇等抑制剂可以降低水合物形成温度,达到防止水合物生成的目的.通过HYSYS工艺模拟软件中的水合物形成预测模型可以找到一种抑制剂注入量的计算方法.软件计算是一种快速、有效的方法,在此基础上考虑工程经验和设计余量,为工程设计提供可靠保证.     

天然气井口节流阀流场数值模拟

天然气在通过井口节流阀时由于J-T效应(焦耳-汤姆森效应)会引起温度急剧下降,极易与天然气中含的水形成水合物,从而堵塞管道、影响生产,严重时会造成气井停产,管道停输、炸裂等严重事故。基于计算流体力学软件Fluent,对天然气通过井口的节流过程进行数值模拟,模拟结果显示了天然气节流过程中压力场、温度场变化规律,节流后的气流能量逐渐衰减,最后与周围气体相混合达到平衡,并且温度呈逐歩升高趋势。在此基础上,预测了节流过程中能否生成水合物,并提出水合物的预防措施,即定期地进行井口注醇、井口电伴热等方法,为实际生产中水合物的防治提供了理论指导。