深水气井井筒压力温度分布数学模型的建立

针对在进行凝析气井生产动态分析以及优化设计过程中深水凝析气井井筒压力、温度分布预测、采气工艺等重要问题。考虑应用SRK状态方程与相平衡闪蒸计算模型结合的方法并对此方法进行充分研究。想要构建以相态变化的深水凝析气井的井筒压力和温度耦合的计算模型为基础的计算模型。然而深水凝析气井还存在井身温度分布不规律,气井在海水中暴露的长度较大,井身的传热与地层部位有不同的规律。凝析气还存在井筒里面发生的相态变化比较复杂,这些问题导致单单是设计计算模型是不远远够的。最终还要利用四阶龙格库塔法对计算模型进行解答才能预得到较为完整的数学模型。这样便可以利用建好的数学模型并且通过提供实际的数学参数计算得出水凝析气井井筒内压力以及温度分布。该模型能够预测出水中气井的生产动态分布等问题,能为今后的深水采气工作提供完整数学理论基础。     

井下节流在青海气区的研究与应用

针对青海气区气田易出砂;在生产过程中易形成水合物,在井筒中形成冻堵;部分气井较深,地层压力高,温度高,井口压力大,造成地面集输等级高,开发成本大的问题,利用气井垂直管流计算方法确定了节流气嘴的合理直径和最小下深。通过应用井下节流工艺,降低了气井的井筒压力,有效地制止了天然气水合物的形成,控制了井口压力的大小,满足了输气要求。;同时加工改进了控砂节流气嘴,达到了控砂的目的。     

挥发性油井合理生产参数确定

考虑挥发性油井生产过程中流体相态和组分变化,利用Wellflo软件中的组分模块计算挥发油井的流入动态曲线,以井口油嘴为节点计算了不同油嘴尺寸下的流出动态曲线,计算了井筒中的温度和压力分布,确定了井筒中形成水合物的生成条件,确定了挥发油井生产的合理流压和油嘴尺寸,其结果可指导挥发性油井高效生产。     

含硫气井井筒堵塞模型及计算软件

在含硫气藏的开采过程中,井筒堵塞是较为常见的现象。与普通气井不同,含硫气井的井筒堵塞有可能是水合物造成,也可能是硫沉积造成。本文在对含硫天然气进行物性修正及正确计算井筒压力、温度分布的基础上,建立了水合物生成条件的计算模型及硫沉积的计算模型。根据建立的模型,编写了计算程序,用以确定含硫气井井筒堵塞类型及具体位置。通过开发软件进行实例计算,其计算结果与实际相符,可作为优化生产参数、开展井下解堵作业的基础。     

青海油田马八气井电磁加热防冻堵工艺可行性研究

未经处理的天然气中都含有一定的水蒸气,它在一定的条件下会生成冷凝水、冰塞和水合物。水合物极易堵塞井筒。因此,针对马八气井开发过程中出现的水合物冻堵问题,通过实际生产情况明确了保持井口温度在20℃以上时,井筒将不易生成水合物。通过井口安装智能防爆高频加热装置来防止井口冻堵。其防冻堵效果良好。     

防止水合物形成的气井井口温度定量研究

本文首先阐述了气井井口水合物生成的原因,接着对气井井口水合物的生成情况进行了分析,进而研究了井口温度对水合物形成的影响,旨在说明气井井口水合物的形成对管线造成的安全隐患,为研究如何减少井口水合物的形成提供一定的参考。     

气井井下节流压力温度耦合预测模型

本文应用节点系统分析方法,以节流装置为节点,将井筒压力温度预测分为井底到节流装置,节流装置以及节流装置到井口,基于气井流体质量、动量和能量守恒以及井筒径向传热理论,建立了气井井筒压力温度耦合预测模型。将节流过程视为绝热过程,根据节流过程能量守恒原理,并忽略位能差,导出了流体节流过程中焓变计算模型。实例计算表明,本文建立的气井井下节流压力温度耦合预测模型能为气井井下节流动态分析、井下节流器工艺参数设计、水合物防治提供必要的技术依据。     

井下节流及其对携液能力的影响研究

井下节流工艺将地面油嘴转移到井筒中,在实现井筒节流降压的同时,充分利用地温对节流后的天然气气流加热,从而达到降低地面管线压力、防止水合物生成、取消地面加热装置、减少注醇量等目的。为准确预测井下节流后气井井筒温度、压力分布,建立了气井井下节流井筒压力和温度动态预测模型。结合油田实例,预测气井节流后温度、压力沿井筒的分布,计算节流后温度、压力条件下井筒内气体流速和临界流速,为气井的生产提供了重要依据。井下节流后,气体由于压力降低而膨胀,气体的内能转变成动能,促使气流速度增大,临界流量减小,从而很大程度上提高了气流的携液能力,延长了气井的自喷生产期,大大的增加了气井的累计产量。对于即将积液或者积液不久的井来说,井下节流工艺可以改善井况,延长生产时间,也可作为一种排水采气工艺。     

定北气田井下节流工艺研究

定北区块勘探面积888km~2,古生界天然气评价资源量1853.35亿方,其中盒1段已提交预测储量896.92亿方,结合区块特征,采用井下节流的工艺进行采气。近年来气井井下节流工艺技术在国内外气田开发中得到了成功地应用,并发挥着越来越重要的作用。节流嘴直径和下入深度是井下节流的两个工艺参数,其设计合理与否决定了井下节流的效果。根据井下节流机理,节流嘴直径大小和下入深度与井筒压力、温度分布密切相关,因此,准确预测气井井筒压力、温度分布是井下节流工艺参数优化设计的关键。由天然气水合物的生成机理,建立水合物生成条件预测模型,依据节流热力学理论,确定节流嘴前的气流温度和压力,节流后的温度,结合节流嘴后的压力所对应的水合物生成温度,确定最小气嘴下入深度。由临界流动时气井产量与节流嘴前后压力的关系式,计算和确定节流嘴直径。     

凝析气井井筒结蜡的影响因素研究

在凝析气井的生产管理中,气井防蜡清蜡是其中一项重点工作。本文通过统计大涝坝气田和轮台S3气田各凝析气井井筒结蜡的不同情况,得出影响凝析气井井筒结蜡的不同因素:原油含蜡、压力、温度、产量、含水、气油比等,并通过对比分析,确定在影响凝析气井井筒结蜡的影响因素中,油压的影响因素占主导地位,为凝析气井的防蜡清蜡工作提供了依据。     

油水体系内水合物的生成:温度、压力和搅拌速率影响

水合物在管道内的生成对流动安全保障构成了极大威胁。为研究水合物在油水体系内的生成特性,本文以天然气、柴油、水为实验介质,在高压可视反应釜内开展了一系列不同温度、压力和搅拌速率的水合物生成实验。根据测试实验中温度、压力的变化趋势,首先分析了两种不同实验步骤下水合物的生成过程。然后,基于从反应釜可视窗处观察到的实验现象,研究了温度、压力和搅拌速率对水合物生成和分布位置、水合物生成形态及水合物形态演化过程的影响。实验中,可以观察到水合物的聚集、沉积和壁面膜生长现象。同时,实验还研究了温度、压力和搅拌转速对诱导时间、壁面水合物膜生长速率及气体消耗速率等水合物生成动力学参数的影响。本文研究成果可为油气管道水合物防治技术的发展提供理论支持。     

Phase behavior and kinetics properties of gas hydrates in confinement and its application

Massive amounts of gas hydrates occur naturally in the pores of sediments or fractures in permafrost regions and beneath the oceans. For hydrate formation in confinement, the equilibrium condition can shift to harsher conditions, lowering the water activity and subsequently depressing the hydrate freezing temperature at a given pressure. Conversely, the nucleation and rate of hydrate formation, as well as hydrate conversion can be increased in confinement. Therefore, reliable assessment of the hydrate distribution in nature requires accurate thermodynamic and kinetic models of hydrate formation; however, these models tend to be based upon the properties of bulk hydrates. Hydrate formation and growth promotion in confinement are also potentially interesting for hydrate technological applications, such as gas separation, energy storage, and flow assurance. This paper reviews the thermodynamic and kinetic properties and their interrelations of gas hydrates in confined spaces.     

Hydrate formation in oil–water systems: Investigations of the influences of water cut and anti-agglomerant

To investigate the characteristics of hydrate formation in oil–water systems, a high-pressure cell equipped with visual windows was used where a series of hydrate formation experiments were performed from natural gas + diesel oil + water systems at different water cuts and anti-agglomerant concentrations. According to the temperature and pressure profiles in test experiments, the processes of hydrate formation under two kinds of experimental procedures were analyzed first. Then, based on the experimental phenomena observed through the visual windows, the influences of water cut and anti-agglomerant on the places of hydrate formation and distribution, hydrate morphologies and hydrate morphological evolvements were investigated. Hydrate agglomeration, hydrate deposition and hydrate film growth on the wall were observed in experiments. Furthermore, three different mechanisms for hydrate film growth on the wall were identified. In addition, the influences of water cut and anti-agglomerant on the induction time of hydrate formation were also studied.     

基于化学亲和力模型的水合物生成动力学

水合物生成促进及动力学模型是水合物利用技术的关键问题。本文回顾了水合物生成促进技术的发展，实验研究了氧化石墨烯（GO）与十二烷基硫酸钠（SDS）复配促进剂体系下CO₂水合物的生成动力学，揭示了不同浓度对水合物生成时间、耗气的影响规律。研究结果表明，在GO与SDS复配体系下，CO₂水合物生成速度加快，诱导时间和生成时间缩短，耗气量增大。得出最佳复配浓度为0.005%GO+0.2%SDS，与纯水和单一0.005%GO体系相比，水合物的生成时间分别缩短69.7%和12.2%，耗气量提高11.24%和3.2%。建立了该体系下CO₂水合物生成化学亲和力模型，并从模型角度研究了GO与SDS复配比例、温度和压力对化学亲和力模型参数的影响。利用Matlab对模型编程计算并与实验结果进行了对比分析，吻合很好。通过研究认为，化学亲和力模型可准确预测复配体系水合物的生成。     

气体水合物抑制剂的研制与性能评价

针对海洋深水钻井过程中气体水合物的形成严重影响钻井作业的顺利进行等问题,室内经过大量的优选实验,采用甲基丙烯酸乙酯和N-乙烯基吡咯烷酮作为单体,并对单体比例、引发剂、反应温度及反应时间等综合因素进行分析,研制出低剂量气体水合物抑制剂HLA。通过四氢呋喃(THF)测试法和水合物生成模拟实验装置评价其效果,实验结果表明:盐类气体水合物抑制剂能使形成气体水合物的温度和压力条件得到改变,此外还可以有效的抑制气体水合物的形成;低剂量气体水合物抑制剂HLA能使水合物的形成速率得到有效降低,使形成水合物晶核的诱导时间得到一定的延长,使晶体的聚集过程得到一定的改变,但并不能从实际上改变气体水合物形成的相平衡。     

Measuring hydrate/ice deposition in a flow loop from dissolved water in live liquid condensate

Experiments were conducted to investigate hydrate/ice plugging and deposition mechanisms from water dissolved in a liquid condensate system, using a single‐pass flow loop. Two different hydrate/ice plugging mechanisms were observed. Hydrate/ice deposition from a dissolved‐water phase resulted in a lengthwise uniform/dispersed deposit and a gradual pressure drop increase. The dispersed deposit acted as insulation at the flow loop wall, and the deposit began to propagate downstream. However, cooling below the liquid‐water saturation curve resulted in free water coalescence, and a localized hydrate/ice restriction in the flow loop. This localized restriction resulted in a rapid pressure drop increase. © 2009 American Institute of Chemical Engineers AIChE J, 2009     

Performance Improvement of Various Kinetic Hydrate Inhibitors Using 2-Butoxyethanol for Simple Gas Hydrate Formation in a Flow Mini-Loop Apparatus

The effect of 2-butoxyethanol as an additive on simple gas hydrate formation in the presence of kinetic hydrate inhibitors such as modified starch, polyvinylcaprolactam, and Gaffix VC-713 under various conditions in a flow mini-loop apparatus has been studied. A laboratory flow mini-loop apparatus has been designed and manufactured to measure the induction time of simple gas hydrate formation. Hydrate formers (such as C1, C2, C3, i-C4, and CO₂) are contacted with water containing dissolved inhibitor in the presence of 2-butoxyethanol as an additive at desired temperature and pressure. The effect of 2-butoxyethanol on the induction time during gas hydrate formation was investigated in the presence and absence of modified starch, polyvinylcaprolactam, and Gaffix VC-713 as kinetic inhibitors. Results show that the induction time is prolonged in the presence of Gaffix VC-713 compared to polyvinylcaprolactam and modified starch as inhibitors. Moreover, the induction time in the presence of 2-butoxyethanol is greater than in the absence of this additive for simple gas hydrate formation. As a result, the performance of kinetic hydrate inhibitors was enhanced in the presence of 2-butoxyethanol for natural gas components during gas hydrate formation.     

水合物法回收油田气C2-C4烷烃的研究

研究了油田气中C1-C4烷烃生成气体水合物的条件,并根据其生成和分解的不同条件,提出一种水合物法回收油田气中C2-C4烷烃的新方法。该方法工艺简单,成本低,回收率为55.25%;工艺放大取得的参数为反应温度0℃,反应压力2.0MPa,反应时间15min,搅拌速度140r/min。并研究了乙二醇、FeCl3和CdCl3添加剂对气体水合物生成的影响。     

Development of a Surface‐Active Coating for Promoted Gas Hydrate Formation

This work deals with the influences of surface‐active coatings made by silanization with an increasing hydrophobicity on methane hydrate formation in view of induction times, gas uptake, and rate of gas consumption. Hydrate formation was performed in a stirred pressure autoclave under stationary and transient conditions in presence of different coatings made from diverse silanes. With increasing carbon chain length of the silanes, promoting effects were observed while using stationary formation conditions.     

二氧化碳水合物快速生成方法研究进展

气体水合物具有很多优点,却没有大规模的工业化利用,最主要的问题是生成二氧化碳水合物速率缓慢,阻碍了水合物法技术的应用,因此最大程度地提高其生成速率是气体水合物技术得以成功应用的关键。最常见快速生成二氧化碳水合物的方法是加入促进剂,而不同种类和浓度的促进剂对二氧化碳水合物生成速率的作用效果不同。故本文主要概述二氧化碳水合物快速生成的方法,从动力学促进剂、纳米流体以及离子促进剂进行分析, 分别总结了它们对水合物的生成机理。分析了十二烷基硫酸钠（SDS）、纳米石墨、氯化钠三者单独作用时及三者和不同促进剂复配时对二氧化碳水合物的诱导成核时间、生成速率、相平衡、表面张力等方面的影响。最后指出：单一的促进剂都存在最佳浓度,但其会随着不同温度、压力等多种因素的改变而改变,以及不同种类的促进剂复配时存在协同作用且生成效果比单一的好,揭示不同温度、不同压力时最适宜的单一促进剂对水合物生成影响的规律及找出最适宜提高水合物生成速率的促进剂是今后研究的重点方向。目前各种单一的及复配的促进剂对水合物的生成影响尚未形成完整的体系,需要进一步研究。