影响克拉美丽气田天然气水合物生成因素分析

现克拉美丽气田的主要单井集输工艺为"井口注醇初级节流+集气站集中加热节流"和"井口加热节流+集气站集中加热节流"两种,在开采、集输过程中常因天然气水合物冻堵而影响气井正常生产。针对天然气组成、凝析油含量、电解质浓度、抑制剂浓度等影响天然气水合物生成的影响因素进行分析,探讨各因素在克拉美丽气田天然气水合物形成中的作用。同时,根据克拉美丽气田实际情况提出了防止天然气水合物生成的预防措施,有效地改善天然气水合物冻堵问题。     

大牛地气田水合物防治工艺研究

在天然气生产过程中天然气水合物会增大井内油管和地面集气管线的阻力，严重时会堵塞油管和地面管线和设备，影响气井正常生产，水合物的防治是气田开发过程中一大技术难题。为此针对大牛地气田水合物的防治方法从预测到应用加以了研究。大牛地气田采用集气站集中向井筒高压注醇的方法预防水合物的形成，使用质量浓度98%的甲醇集中注醇工艺与现场生产管理实时检测相结合，取得了良好的效果，保证了安全、平稳采输，并得出如下结论：①即使在炎热的夏季天然气生产中气井、集气管线仍会产生水合物；②结合气田实际情况建议采用甲醇作为该气田水合物抑制剂；③甲醇注入量要根据生产状态及时调整，以节约生产成本，采用集中注醇的同时还要集中回收再生，保护环境。     

建南气田天然气水合物的危害与防治

建南气田天然气开采、集输过程中,由于天然气水合物的生成,曾多次造成井筒、输气管线的堵塞,影响了建南气田的正常生产。从建南气田天然气水合物的形成及危害出发,探讨了水合物生成的原因,采用了提高节流后天然气的温度、加强气水分离、加注抑制剂等防治措施,取得了明显的成效。     

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。     

榆林气田南区天然气水合物防治技术探讨

天然气开采环境为低温、高压,这就导致在输气过程中极易产生游离水从而生成天然气水合物最终影响气田生产。通过研究天然气水合物的特征及形成条件,结合榆林气田南区生产实际特从理论指导、工艺调整、现场操作等方面提出天然气水合物的预防措施,为采气管线安全平稳运行提供保障。     

温黄气田冬季生产水合物堵塞原因分析及防治对策

针对温黄气田天然气集输系统冬季生产水合物堵塞现状,结合水合物形成条件及现场集输工艺,分析了温黄气田天然气生产管线发生水合物堵塞的主要原因,介绍了动力学水合物抑制剂CT5-54的现场试验情况以及四年来在水合物堵塞防治方面取得的成功经验与认识。     

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苏里格气田地面环境恶劣，由于温度变化很大，在集输气管线中极易形成水合物，造成集输气管线的堵塞。如何根据温度的变化精确预测管线中水合物形成的位置，从而达到优化集输气管线、防止水合物的产生，对高效开发苏里格气田具有特别重要的意义。为此，在对苏里格气田集输气管线沿程温降和沿程压降规律进行深入研究的基础上，建立了天然气水合物产生的预测模型，开发了预测水合物生成的计算机软件，并用苏里格气田实际生产数据对预测模型进行了验证，证明了模型和软件的正确性和可靠性，本成果的推广应用对优化苏里格气田采集气工艺、提高苏里格气田开发效益具有重要的意义。     

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。     

长北气田天然气水合物研究与对策

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。     

天然气水合物抑制剂加注量计算方法研究

靖边气田采取加注甲醇防止水合物的形成,常规经验公式未考虑酸性气体组分、地层水矿化度等因素影响,计算甲醇加注量误差较大,无法有效指导现场应用。本文结合靖边气田气质、水质特征及现场工况,开展室内实验评价了水气比、地层水矿化度、酸性组分、抑制剂浓度等因素对水合物形成的影响;在拟合修正含极性抑制剂、电解质体系对水的活度影响系数基础上,建立了适用于靖边气田的水合物统计热力学预测模型,并考虑埋地管线沿程温降制定了甲醇加注量的计算方法。现场应用情况表明模型精度较高,可有效指导单井甲醇加注量计算。     

凝析气井油管优化机理模拟研究

柯克亚凝析气田是以中孔小喉道、低渗储层为主的凝析气田，地层流体以凝析气为主，原始凝析油含量在300．600，0之间，且为饱和凝析气藏，在地层压力稍一下降，地层中马上出现大量反凝析液，这要求凝析气井的油管选择不能与干气井、湿气井类同，必须考虑井筒携液的问题，而气田油气井油管尺寸的选择是根据试采期油气藏产能进行编制开发方案时所确定；随着开发时间的延续，油气藏逐渐进入产能递减期，地层压力大幅度下降，井筒的摩阻损失降低、滑脱效应增大，井筒、井底积液情况屡屡发生，油气产能急剧下降，目前采用的油管尺寸显然已不能达到有效携液的目的；为了提高油气产能，通过不同油管粗糙度、流体组分含量、不同井口压力条件、不同油管尺寸对井筒压力损失及合理产气量的影响进行油管优化机理模拟研究，最终确定油管尺寸与油气举升效率、产量间的关系，并在气田成功措施作业2井次，不仅解决了气体滑脱、并底积液的现象．还提高了油气产能。     

凝析气管道输送泄漏监测技术

凝析气田在新勘探开采的油气资源中占较大的份额，凝析气管输技术在海洋、沙漠、滩海等条件恶劣的环境中已经得到了广泛应用，但随着输气管道使用年限的增长以及一些自然的和人为因素的影响，不可避免地会发生管道泄漏，从而造成环境污染。为此，基于凝析气在输送管道中的流动总处于慢瞬变流状态，根据气体管输的连续性方程、动量方程和混合能量方程，建立了凝析气管输模拟数学模型； 同时为了便于使用计算机实现实时模拟过程，对所建立的模型进行了简化处理，并设计了具体的计算思路；进而以管道SCADA系统实测两端运行参数为边界条件，根据凝析气管输瞬变流数学模型，建立了凝析气管道输送泄漏监测的方法。实例计算结果表明，所提出的方法是一种可行度很高的凝析气管输泄漏检测方法。     

板桥凝析油气田排液采气工艺技术研究及其应用

板桥凝析油气田地质构造复杂,多为小断块单井构造,井型多为斜深井，已进入开发后期，地层压力降幅大，且普遍存在地层反凝析堵塞以及水驱气藏边底水推进导致的地层严重水锁，井筒严重积液已成为气藏提前废弃的主要原因，并导致最终采收率偏低。文章系统地评价了板桥凝析油气田现有的排液采气技术，筛选了适合板桥凝析油气田以小泵深抽为主的排液采气技术，着重探讨了超深泵挂配套技术中杆柱组合的可靠性和高气液比工况下提高泵效的配套井下工具和配套抽油机工作制度，并针对板桥凝析油气田的实际情况对设计方法和施工工艺进行了探讨，对现场实施情况进行了评价分析。     

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v根据文献数据，分析了天然气采输过程中形成水合物的热力学和动力学条件。研究结果认为，加注水合物抑制剂是防止水合物形成的重要措施，近期国外开发成功的动力学天然气水合物抑制剂，如N 乙稀基吡咯烷酮的聚合物（NVP）、NVP的均聚物（PVP）是一个重要的发展方向，应引起充分地重视。此类抑制剂是在水合物形成晶核和生长的初期吸附在其表面，从而延缓了水合物晶体达到临界尺寸的生长速度。此类抑制剂虽价格较贵，但用量一般不超过3%，且药剂对环境的影响很小。同时指出，对高含硫天然气的采输而言，原料气脱水是防止水合物形成最有效的措施，而脱水工艺则以冷冻法为首选。     

凝析气藏微观渗流实验研究

认清近井地带凝析油形成、分布及流动规律，可以为凝析气藏的开采提供重要的理论依据。文章给出了一种通过微观渗流实验研究近井地带凝析油分布及流动规律的实验方法，用具有与真实储层相似的孔隙结构微观仿真玻璃模型模拟地层孔隙介质，并在高温高压条件下观测凝析气液在模型中分布与流动规律。微观实验研究结果表明，凝析油容易聚集在小孔道、喉道、部分死孔隙以及孔壁表面，并逐渐演化形成段塞，而大孔道中凝析油不容易聚集。凝析油主要有携带、贴壁爬行、段塞流等3种流动方式。     

天然气水合物浆液黏度的实验研究

随着海洋天然气开发深度的增加，混输管线的天然气水合物堵塞问题越来越受到重视。传统的水合物防止技术，如保温、注入甲醇等方法，因应用条件苛刻和高成本等原因而很难应用于深海油气田的开发。新的替代技术之一就是把天然气水合物以固体颗粒的形式分散在多相流中形成浆液进行输送。为此，应用高压落球式黏度计测试了合成天然气在柴油和凝析油中形成的水合物浆液黏度。实验结果表明，浆液的相对黏度随水合物分率的增加而增加，并且当天然气水合物分率大于某个临界值时，相对黏度增加的幅度增大。初始乳状液黏度对浆液黏度影响很大。甚至当初始乳状液的黏度较大时，低天然气水合物分率浆液黏度会大于高水合物分率浆液黏度。     

富含凝析水的凝析气井产能分析新方法

常规凝析气井产能分析常沿用单相气井的产能分析进行经验性修正或在此基础上结合常规烃类流体相态研究方法建立的考虑地层油气两相相态变化的产能分析方法，没有考虑地层凝析水对产能的影响。随着天然气勘探开发向地层深部的发展，一些特殊的如异常高温、高压富含气态凝析水的凝析气藏不断涌现，并且所占的比例越来越大，当温度较高时，地层束缚水、边底水和可动间隙水与烃类流体的互溶能力就较强，烃类流体中含水量就会增加，再用常规的烃类流体相态研究方法去指导开发这些特殊的凝析气藏，就致使凝析气藏在开发方式、油气藏工程设计和动态分析方面产生一定的误差。因此，有必要建立考虑多相流体复杂相态变化的凝析气井产能分析新方法，以便得到更为精确的凝析气井生产动态。文中结合气-液-液三相流体相平衡热力学闪蒸计算，建立了考虑近井地带反凝析液饱和度分布以及动态污染影响的凝析气井产能分析新方法。根据文中给出的凝析气井产能预测模型在数值求解的基础上，编制了相应的计算程序，可准确预测不同时期凝析气井的地层流入动态。     

我国台西南附近构造沉降与沉积作用对气水合物成藏的可能控制

南中国海东北部大陆斜坡带上的海相沉积有适当的沉积厚度,处于适宜形成气水合物的温―压域内,有一定的甲烷生成潜力。从台西南盆地的地震反射记录中,可以观察到气水合物存在的证据――似海底反射(BSR),暗示了气水合物的广泛分布。台西南盆地的构造沉积格架与甲烷的生成和大量气水合物沉积可能存在直接联系;各种快速堆积的沉积体系(如滑塌块体、等深流沉积、浊积扇及三角洲)前缘,是天然气水合物富集的有利沉积相带,其中等深流沉积和滑塌块体推测为最有利气水合物聚集的沉积体。     

LHCX凝析气田水合物形成预测及防止措施研究

天然气水合物是采气过程中经常遇到的一个重要问题。在生产过程中，水合物的生成可导致气体输送管线及加工设备的堵塞而影响正常生产。文章针对LHCX凝析油气田，对水合物的形成条件进行了论述，采用统计热力学方法对该气田不同压力条件下水合物形成的温度进行了预测，计算出了M1井、M3井不同产量条件下井口流动温度及M1井、M3井地面给定输出压力下的井口节流温降情况。根据计算结果得知：该气田气井在产量10×10₄m₃/d、压力大于5.0 MPa时，井筒中不会形成水合物；在地面给定输出压力下，M1井通过气嘴节流后的气流温度高于水合物形成温度，不会形成水合物，而M3井通过气嘴节流后的气流温度低于水合物形成温度，将形成水合物。另外，还对水合物的预防及清除方法进行了讨论，针对LHCX凝析油气田情况，建议采用加注甲醇（己二醇）和地面加热升温措施以防止水合物的形成。