无机盐与硫化氢对天然气三甘醇脱水的影响

目的探究无机盐与硫化氢(H₂S)对天然气三甘醇脱水的影响规律。 方法综述了无机盐与硫化氢在三甘醇脱水性、再生性、流变性、发泡消泡性能以及腐蚀性等方面对天然气三甘醇脱水的影响。 结果随着三甘醇溶液中无机盐和硫化氢的富集,三甘醇溶液流变性下降,易发泡且消泡困难,还会与三甘醇发生反应,引起三甘醇变质,脱水效果明显下降。含硫化氢的三甘醇溶液具有腐蚀性,腐蚀管道和设备后产生铁离子,进一步影响三甘醇的性能。 结论由于三甘醇自身的化学结构易受破坏以及外界高温环境,使得三甘醇易发生变质。在天然气采用MDEA进行脱硫时,需要控制MDEA的添加量。建议:①深入研究三甘醇变质机理;②建立各无机盐离子与硫化氢对三甘醇溶液脱水性能影响的模型;③建立统一的三甘醇溶液废弃标准。      

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。     

静态强化技术在水合物快速生成领域的应用

气体水合物技术在水资源、环保、石油化工等诸多领域都极具发展前景,而水合物因生成条件苛刻、诱导时间长、含气率低等问题严重制约其发展。机械搅拌、喷雾、鼓泡等动态强化技术因引入机械设备而使得系统的成本和能耗较高,相比而言,冰粉静态接触、加入表面油气储运活性剂、多孔介质环境、引入换热结构等静态强化措施不仅能缩短诱导时间,促进其快速生成,且能耗极大降低。简述了静态强化技术在水合物快速生成领域的应用,分析了各强化措施的研究现状及优缺点,最后指出在未来水合物快速生成强化的研究中,应综合使用多种强化措施以提高气体水合物生成速度。     

流动体系CO2水合物浆液表观黏度影响因素分析

黏度是表征流体流动特性的重要参数,探究含水率、气液比等因素对水合物浆液表观黏度的影响规律,明确各因素的影响程度大小,对水合物风险控制策略的实施具有重要意义。以CO2、蒸馏水、工业白油、Tween-80为实验介质,依托高压循环水合物环道,基于正交试验设计的方法,选用L9(34)正交表设计并开展了一系列含油体系CO2水合物生成及浆液流动实验,并以水合物颗粒体积分数及剪切力为CO2水合物浆液表观黏度的评价指标,分析了油相类型、含水率、气液比、乳化剂浓度对水合物浆液表观黏度的影响,并对4种影响因素的敏感性大小进行了主次排序,实验结果表明乳化剂加剂量为影响水合物浆液黏度的主要因素。此外,进一步分析了各因素对多相流动摩阻的影响。本研究结论可在一定程度上为多相混输管线的安全运行提供参考。     

酸化原油破乳脱水的影响因素与处理技术研究进展

为了探索酸化原油脱水困难的原因,通过回顾近几年开展的酸化原油脱水影响因素实验以及现有的酸化 原油脱水工艺,总结了pH值、温度、固体颗粒影响原油破乳的机理,归纳不同破乳脱水工艺的适用性。热化学沉 降法适合处理黏度、含水率不高的原油。超声波稠油破乳脱水的实际应用效果显著,可以作为热化学沉降工艺 的辅助破乳。水洗法可去除部分固体颗粒和酸化淤渣,适用于重力沉降前预处理。高频脉冲电脱水法对酸化 油、老化油脱水效果都较好,适用于精脱水处理。微波破乳仍处于研究阶段,需进一步研究破乳机理以及验证工 业实用效果。最后对未来原油破乳和脱水工艺的研究提出了建议。     

油水乳化胶凝作用对蜡沉积影响的定量表征

通过对乳液黏温曲线变化规律进行挖掘,对凝油团形成过程定量表征,推导得出凝油团形成的数学关系表达式,将胶凝过程细化为凝油团形成和黏附两个阶段。通过蜡沉积的温度条件,发现随着沉积管壁的温度降低,凝油团形成系数逐渐增大,胶凝作用逐渐显著,即在沉积初期蜡沉积的厚度迅速增加,这与蜡沉积实验结果相吻合。     

间歇流条件下二氧化碳水合物生成诱导特性

为明确二氧化碳水合物在间歇流条件下诱导时间的变化规律，本文在高压水合物循环实验环路上进行了气团流及段塞流体系下的二氧化碳水合物生成实验，结果表明：气团流范围内诱导时间随流量增大而减小，而段塞流范围内诱导时间随流量增大而增大。分析产生该现象的原因为，气团流时，制约水合物成核的主要因素是气液接触面积，而在段塞流时，制约水合物成核的主要因素已变为温降速率下降导致的成核驱动力下降。同时，结合间歇流参数模型与气体水合物诱导时间模型，建立了流型对诱导时间影响的预测模型，模型计算值与实验值具有较好的吻合性，相对误差均在10%以内。     

间歇流下二氧化碳水合物生成形态与堵塞机理

为明确二氧化碳水合物在间歇流条件下的生成形态与堵塞机理，采用高压可视实验环路进行了气团流及段塞流体系下的二氧化碳水合物的生成实验，分析了气团流与段塞流下二氧化碳水合物生成及堵塞形态图像。结果表明：气团流下水合物主要生成位置为管道顶部，以持续增长的水合物层的形式逐步减小环路流通面积，最终导致堵塞；段塞流下水合物在液相及管道顶部均有大量生成，但受制于大流量的冲刷，顶部水合物层无法长期存在，破碎落入液相主体中，导致液相主体黏度上升，流动阻力增大，流速下降，进而为液相中絮状水合物的并聚成块提供条件，液相中水合物的不断聚集是段塞流下水合物堵管的主要原因。此外，段塞流下生成的中空水合物球体是一种特殊的水合物形态，这类水合物多形成于液塞区与液膜区交界处。由于其内包裹着气体，故而会浮于液相空间上部，也会受扰动而破碎成片状水合物，但都无法在顶部空间聚集紧实形成致密水合层。     

表面活性剂对原油流变性的作用与分子动力学模拟

选取5种合成降凝剂中常用的表面活性剂：丙烯酸、丙烯酰胺、顺丁烯二酸酐、乙酸乙烯酯和苯乙烯,采用试验和分子动力学模拟相结合的方法,考察其对原油流变性的影响。结果表明：在加剂量为2000mg/kg的条件下,5种表面活性剂的加入对原油的凝点影响较小,均使原油的凝点仅提高1℃;对原油的黏度和屈服值影响较大,其影响程度从大到小的顺序为：丙烯酰胺>丙烯酸>苯乙烯>顺丁烯二酸酐>乙酸乙烯酯;与空白原油体系相比,5种加剂原油体系势能降低,非键能负向升高,作用效果强弱顺序与试验结果相吻合,从分子层面解释了表面活性剂对原油流变性产生影响的作用机理。     

水合物浆液非牛顿特性与黏度模型研究进展

水合物浆液的黏度及非牛顿特性是水合物流动安全保障的重要参数,其研究对于水合物风险控制技术以及深水油气管线输送的安全预警具有重要的意义。本文介绍了用于水合物生成、黏度及非牛顿特性研究的流变仪类型以及在流变仪内进行水合物生成的实验材料;总结了水合物生成影响因素对水合物生成过程中黏度的影响规律,梳理分析了水合物浆液黏度定量表征模型;从剪切稀释性、触变性、屈服特性以及黏弹性4个方面总结了水合物浆液非牛顿特性的研究成果。总体而言,水合物浆液黏度及非牛顿特性研究存在较强的体系依赖性,构建的水合物浆液黏度模型所考虑的因素各异、普适性不高。最后,本文给出了今后在流变仪内开展水合物实验及模型研究的方向和建议：水合物微观结构参数和浆液流变参数的耦合研究;综合考虑水合物浆液非牛顿特性的黏度预测模型;水合物浆液黏度及非牛顿特性和水合物堵管理论的结合。