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。     

动力学抑制剂作用下天然气水合物生成过程的实验分析

通过实验分析动力学抑制剂作用下天然气水合物的生成动力学过程,可为动力学抑制剂的作用机理研究及新型抑制剂的研制提供可靠依据。为此,利用自行研制的水合物抑制性评价装置,模拟了3 000m深水钻井的井下动态环境(2℃,30MPa),对常用类型的动力学抑制剂进行了天然气水合物抑制性能评价实验,结合实验过程中压力—温度曲线以及温度、压力随时间的变化曲线,建立了钻井动态环境中天然气水合物生成动力学研究的分析方法,分析了深水钻井中动力学抑制剂作用下天然气水合物生成的动力学过程。结果表明,通过该方法可将天然气水合物的生成过程划分为水合物成核、水合物生长和水合物大量生成3个阶段,几种常用天然气水合物动力学抑制剂对水合物成核期的影响并不明显,但可有效抑制水合物的生长;以内酰胺基为关键作用基团的水合物动力学抑制剂主要通过吸附在水合物表面延缓水合物生长来发挥抑制作用,而其中共聚物类天然气水合物动力学抑制剂的抑制效果优于均聚物类天然气水合物动力学抑制剂。     

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。      

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。     

表面活性剂对天然气水合物合成影响的实验研究

为研究钻井液化学成分对天然气水合物的影响作用,利用天然气水合物人工合成实验系统进行了天然气水合物的人工合成实验.在天然气水合物的合成过程中,分别对天然气-水溶液体系中加入表面活性剂(Sodium Dodccyl Sulfate)与未加入表面活性剂时水合物的生成时间、生成温度、生成压力及表面活性剂的浓度等对生成过程的影响进行了实验.在加入表面活性剂的天然气-水溶液体系中,由于表面活性剂的存在加速了气体和水溶液体系的接触面,从而加速了水合物的生成、降低了水合物的生成压力、提高了相同条件下的生成温度,即表面活性剂的存在改变了天然气水合物的生成条件,而且增加了水合物中的含气率.因此,表面活性剂用于配置钻井液有利于保持天然气水合物井的井壁稳定.     

公式法预测天然气水合物形成条件及其评价

天然气水合物的形成会对天然气开采及运输过程造成危害,因此,预测天然气水合物形成条件至关重要。目前,预测方法主要有热力学模型法、公式法及图像法。其中,公式法因计算简单、方便工程应用而备受关注。介绍了8种不同公式,通过已知压力计算温度和已知温度计算压力两种情况,对非酸性天然气、高含CO_2的酸性天然气、高含H_2S的酸性天然气水合物形成条件的计算值与实验值进行对比。当通过压力计算水合物形成温度时,对于非酸性天然气,推荐使用Bahadori法;对于高含CO_2的酸性天然气,推荐使用Hammer法;对于高含H_2S的酸性天然气,推荐使用ZahediⅠ法。当通过温度计算水合物形成压力时,发现仅有Towerl法、Bahadori法及Hammer法对非酸性天然气计算误差较小,所有公式对高含CO_2的酸性天然气及高含H_2S的酸性天然气均不适宜。     

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,在温度低于15℃时,某深水油田的伴生气的相平衡条件低于甲烷和二氧化碳,高于乙烷和丙烷;在温度高于15℃时,其相平衡条件低于甲烷、乙烷和二氧化碳。这表明,与甲烷气体相比,该多组分气体由于乙烷、丙烷等的存在,更容易生成水合物,且水合物晶体呈针状生长,其针状结构会迅速发展成体型结构,极易造成管线堵塞。在集输管线流体平均压力为5 MPa时,40%的乙二醇溶液可使模拟气体的水合物相平衡温度降低5.3℃,为该油田水下油气集输过程中的水合物防治工作提供了理论依据。图10参19     

安棚凝析气井水合物形成原因及对策

根据河南油田安3006气井多次发生输气管线水合物堵塞现象,分析认为:天然气水合物为结晶型固体,是在一定温度和压力条件下,天然气烃分子与其中的游离水结合而形成。计算出了安3006井水合物形成的温度-压力关系曲线,分析了水合物形成的规律,并给出了解堵方法和预防措施,指出防堵的关键是合理配产平稳操作。     

苏里格气田集气站凝析油产量影响因素分析

鄂尔多斯盆地苏里格气田上古生界气藏在开发过程中,当温度和压力低于临界凝析温度和临界凝析压力时会凝析出一定量的凝析油,属于微含凝析油气藏。凝析油具有较高的经济价值,但其产量受温度、天然气产量、工艺等因素的制约,不同条件下凝析油产量波动很大,会造成预测值与实际生产值产生较大误差。本文结合苏里格气田中区、西区历年实际生产情况,从温度、天然气产量、工艺因素、化学因素及生产因素等方面加强了对凝析油产量影响因素的分析,为今后凝析油产量的预测及油气比参数的调整提供了重要依据。     

天然气水合反应器的研究进展

水合反应器的研究与开发是天然气水合物技术产业化的关键之一。介绍了水合物的生成机理,分析了影响水合反应器开发中的传热和传质问题,综述了水合反应器的研究概况,提出了水合反应器结构设计中须提供特殊的机械单元以促进反应器内物料迅速混和、气液固表面快速更新和局部水合反应热迅速移除。指出了当前研究较多的管式、射流式、塔式、流化床和超重力水合反应器的优缺点。由于流化床和超重力水合反应器具有生产效率高、传质和传热性能优异、反应速率快、单位质量水合物生产能耗较低等优点,成为天然气水合反应器进一步研究的重点。     

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在天然气储运技术的发展进程中，继液化天然气、压缩天然气方式之后，天然气的水合物储运方式已受到国内外的普遍关注。利用水合物方式进行天然气储运需要解决制备、储存和再气化等问题。在其实用化的进程中，如何提高水合物制备效率，实现高密度的储存最为关键。在国家能源结构调整和实施“西气东输”的背景下，天然气水合物储存可以为能源储存和战略储备，以及解决用气负荷均衡性方面提供一种选择。为此在分析确立天然气水合物蓄能特点的基础上，对已有的天然气水合物制备强化工艺进行了分类和比较，指出在满足必要的热力学条件下，采用紊流扰动下的水合物制备工艺过程可以大大提高气—水的接触面积。在紊流扰动下的水合物制备工艺技术发展中，探索和研究此强化措施下的水合物制备过程热动力学、直接接触传热传质、诱导时间、晶核形成等问题对天然气水合物储运技术的发展具有重要作用。     

天然气水合物新型抑制剂及水合物应用技术研究进展

天然气水合物的生成具有双重性，一方面在天然气开采和集输过程中，水舍物的生成会造成集输管线和生产设备堵塞，不仅直接影响油气工业的正常生产还会带来严重的安全问题；另一方面，基于天然气水合物的各种应用技术又具有诱人的工业应用前景。简要综述了动力学抑制剂（KHI）和防聚剂（AA）两种低剂量水合物抑制剂（LDHI）以及水舍物在天然气储运和气体分离等方面应用技术的研究进展，着重介绍了动力学抑制剂（KHI）和防聚剂（AA）的抑制机理、研究和应用现状及现场使用经验。     

含硫气藏天然气水合物生成预测及防治

在川东北含硫气藏的勘探开发过程中,天然气水合物冰堵一直是影响开发进程的一个问题。其预测与防治是急需解决的难题,而目前在国内关于这方面的研究却很少,仅有的方法也只是针对一般气井,而对于含硫气井的预测结果偏差就很大。通过现场实践研究,采用分子热力学模型法进行计算,分析得到了压力、组分等对天然气水合物温度的影响,尤其是硫化氢的存在对天然气水合物形成的影响,为含硫气藏天然气水合物的防治提供了依据,并在天然气水合物形成温度预测的基础上,结合河坝1井的实际情况进行了水套炉型号的优选。实践证明：利用该方法预测的天然气水合物生成温度和预防方法是准确、可靠的。     

多孔介质中天然气水合物生成的主要影响因素

目前有关天然气水合物(以下简称水合物)的研究主要集中在物理化学性质考察和开采(分解)方法探索方面。在进行后者的研究过程中,地层渗流过程的物理模拟至关重要,但目前借助于石油开采研究中广泛应用的填砂管等多孔介质对水合物进行动态过程的研究却鲜有报道。为此,利用河砂填砂管在岩心驱替装置上进行了甲烷水合物生成过程的物理模拟,考察了地层温度、甲烷压力及地层模型性质参数等对水合物生成过程的影响。结果表明:(1)利用冰融水作为地层模型的束缚水可显著提升甲烷水合物的生成速率;(2)多孔介质条件下过程驱动力(即实验压力或温度偏离水合物相平衡对应值的程度)对甲烷水合物的生成起着决定性作用;(3)当甲烷压力高于水合物相平衡压力1.4倍以上,或者实验温度低于相平衡温度3℃以下时,甲烷水合物生成诱导期几乎不随温压条件的变化而变化;(4)渗透率、含水饱和度、润湿性等参数对实验中甲烷水合物的生成率不构成明显影响。     

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文章按凝析油气体系定容衰竭相态模拟实验过程，测试了大港油田千米桥凝析气藏烃类体系水合物的生成条件，并以此为基础检验了统计热力学方法在天然气水合物生成条件预测中的可靠性。然后在前人有关天然气水合物研究成果的基础上，结合凝析气藏开采过程动态相态变化预测方法的建立以及采出井流物烃组成的动态相态数值模拟预测，讨论了适合于凝析气藏衰竭开采过程中从井筒→井口→常温高压分离器→节流膨胀分离器→透平膨胀分离器多级分离回收工艺上下游一体化的天然气水合物生成条件预测方法。该方法特别适用于凝析气藏开发方案设计阶段，能更好地为凝析气藏从气井井筒到地面多级分离工艺流程乃至到天然气处理厂工艺流程中天然气水合物的防治工艺设计提供依据。文中通过吐哈油田丘东和大港油田千米桥两个凝析气藏开采过程中天然气水合物生成条件的预测及防治措施分析说明了方法的应用效果。     

全油气系统定量评价:方法原理与实际应用

人类对油气的勘探开发和利用已超过150年,油气勘探进展大致划分为油气苗找油气、圈闭找油气、油气系统理论找油气和非常规油气藏勘探4个阶段。非常规油气勘探是对常规油气勘探的重大突破,在经典油气地质理论认为不可能形成油气藏的禁区发现了大量连续分布的非常规油气藏。非常规油气藏虽然需要采取特殊措施才能获得有效产能,但具有广泛连续的分布特征且资源潜力巨大,与常规油气藏的最大差异在于其运聚成藏不受浮力主导和圈闭控制。当前,非常规油气勘探在实践中遇到了一系列重大挑战,包括非常规与常规油气藏的差异性表征困难、无统一分类方案、分布边界不清、无量化判别标准、关联性不明、尚未建立起联合成因模式等。全油气系统概念的提出为复杂地质条件下常规和非常规油气资源的勘探开发提供了全新思路和新的理论指导,其研究内容涉及油气成藏全要素、形成演化全过程、资源分布全系列、预测评价全方位。基于全油气系统的学术思想,在国家重点基础研究发展计划("973"计划)等项目课题的资助下,以油气门限控藏研究为切入点,重点剖析了中国6个代表性盆地(塔里木盆地、准噶尔盆地、四川盆地、鄂尔多斯盆地、渤海湾盆地和松辽盆地)12 237口探井中80 762个常规和非常规油气藏的钻探结果,并与北美地区已发现的常规和非常规油气藏进行对比,结合全球1 186个盆地已探明的52 926个油气藏的差异性统计分析,在全油气系统定量评价研究中取得了4方面成果:1发现全油气系统内普遍存在3类10种油气门限,揭示其成因机制和控油气特征,提出了研究方法和判别标准;2建立了油气运聚门限联合控油气资源形成分布模式,提出了有效资源量预测评价新方法;3建立了动力场控油气藏分布模式,提出了有利成藏领域和成藏区带预测评价新技术;4建立了分布门限组合控藏模式,研发了有利成藏区带和钻探目标优选新技术。全油气系统定量评价方法在常规和非常规油气藏成因分类、剩余资源预测、全球天然气水合物资源潜力评价等方面的应用成效展示了未来全油气系统研究的发展方向。     

天然气水合物降压开采出砂定量预测新模型

国内外天然气水合物试采经验表明，出砂问题是制约水合物资源有效开发的关键因素。从地层流体渗流角度出发，结合岩石力学理论，通过在出砂半径内对出砂量与产气量关系的推导，建立了天然气水合物降压开采出砂定量预测新模型。模型在确定地层和流体等参数情况下，得出地层出砂 量与产气量呈正相关关系，因此确定水合物降压开采产气量就可以定量预测对应的出砂量。结合岩石颗粒出砂模拟，描述了不同时期水合物分解过程颗粒出砂动态演化特征，并验证了模型预测的精度。从研究结果可以看出，水合物降压法开采过程中产气量、出砂量与地层压差关系密切。该研究成果对天然气水合物出砂预测具有一定启示作用，对后续水合物规模矿场试采也具有重要的意义。     

塔里木油田高压气井井下节流防治水合物技术

塔里木油田高压气井开采过程中水合物堵塞问题严重,影响了气井的正常生产,因而研究应用了合理的井下节流防治水合物技术。利用水合物生成预测模型与气井井筒压力温度预测模型,对高压气井的水合物生成温度和生成位置进行了预测;采用节点系统分析方法,以节流器为节点预测气井井下节流后的温度压力分布,对比节流前后的井筒压力和温度分布,分析高压气井井下节流防治水合物效果。根据高压气井LN422井的水合物相态曲线和井筒内温度压力场,认为水合物形成风险区为500 m以浅井段。应用井下节流技术后,LN422井的井口压力由29.2 MPa降至12.0 MPa,井口温度由21.0 ℃升至23.7 ℃,且井筒中各处的温度均高于该处的水合物生成临界温度。研究结果表明,井下节流技术可显著降低高压气井的井筒压力和水合物生成风险,延长生产免修期。      

中国海域天然气水合物勘探研究新进展

天然气水合物是中国未来最具潜力的新型替代能源。中国的天然气水合物资源量巨大，自中国开展天然气水合物勘探研究工作的17年来，中国在海域天然气水合物勘探研究方面取得了7个方面的进展，特别是2007年5月，中国地质调查局在南海神狐海域钻获近海底天然气水合物沉积样品，这是中国天然气水合物勘探上的一个重大突破。但是，中国海域天然气水合物的勘探研究还存在5个方面的主要问题：海域天然气水合物资源量预测过大；对天然气水合物成藏动力学、成藏体系研究不够，尤其是对烃源研究不够；中国在天然气水合物沉积层岩石物理方面的研究几乎还是空白；对地震剖面上的BSR、振幅空白带与天然气水合物沉积层的关系仍然不是十分清楚；中国目前的天然气水合物勘探技术研究还不够深入、不够系统。指出了中国天然气水合物勘探的光明前景。