陕京输气管道水合物的处理与防范措施

以陕京输气管道为例,讨论了天然气水合物的形成条件,分析了天然气水合物对输气管道运行安全的影响,探讨了输气管道内游离水的来源,给出了判断和预测水合物形成位置以及输气管道发生水合物堵塞或冰堵的方法,其判断和预测结果与管道实际运行状况相符。提出了陕京输气管道处理与防范天然气水合物堵塞的具体步骤和措施。     

天然气水合物的成因分析及处理措施

从天然气最初的开采、集输到管道输送的整个过程中,天然气水合物的不利影响一直存在.输气管道的实际运行情况证明,天然气水合物不仅腐蚀管道,而且在气温较低时,容易形成冰堵,严重时会造成管道爆裂,从而影响输气管道的安全平稳运行.重点分析了水合物的形成原因以及对安全生产、运输造成的影响,并就目前的处理技术、措施进行了归纳总结.     

天然气水合物生长及堵管规律研究进展北大核心

为了保障混输管道管输介质的安全、稳定流动,调研了国内外关于天然气水合物的研究成果,分析了水合物堵管试验结论,系统总结了混输管道天然气水合物形成、生长及堵管的研究进展。结果表明:水合物的形成并非达到热力学形成条件后瞬间完成的,其在相界面处开始形成、生长和发展;动力学、传质及传热是水合物生长的关键因素;水合物的堵管过程分为形成、聚集及堵管3个阶段。单纯依赖水合物热力学相平衡研究不足以描述水合物结晶与生长过程的多阶段性,研究水合物的生成机理需要从热力学和动力学两方面开展,以期对水合物的形成机理和管道堵塞规律有更深入的认识和更精确的预测。     

天然气水合物生长及堵管规律研究进展

为了保障混输管道管输介质的安全、稳定流动,调研了国内外关于天然气水合物的研究成果,分析了水合物堵管试验结论,系统总结了混输管道天然气水合物形成、生长及堵管的研究进展。结果表明:水合物的形成并非达到热力学形成条件后瞬间完成的,其在相界面处开始形成、生长和发展;动力学、传质及传热是水合物生长的关键因素;水合物的堵管过程分为形成、聚集及堵管3个阶段。单纯依赖水合物热力学相平衡研究不足以描述水合物结晶与生长过程的多阶段性,研究水合物的生成机理需要从热力学和动力学两方面开展,以期对水合物的形成机理和管道堵塞规律有更深入的认识和更精确的预测。     

长输天然气管道水合物形成条件及预防措施

长输天然气管道在含有游离水并满足一定温度压力条件下,易形成水合物,给出了水合物形成的必备条件。分析了陕京输气管道水合物的形成条件,结合管道的实际运行情况,提出了预防水合物形成的具体措施。     

大涝坝凝析气田单井采气管道预防水合物工艺

大涝坝凝析气田在冬季生产过程中,受环境温度影响,单井井口采气管道因水合物堵塞严重影响安全生产.针对大涝坝凝析气田单井采气管道水合物堵塞管道及防治工艺现状,采用HydrateVersion 5.3软件对水合物形成温度进行预测,对防治水合物工艺措施进行优化.研究结果表明：在6 MPa运行压力下,冬季实际温度低于预测水合物形成温度16.715℃,采气树井口立管及采气管道弯头部位易形成水合物.加注质量分数10％～15％的甲醇,预测水合物形成温度为10.11～12.68℃.通过在DLK6井采用中频感应加热技术,当输入电流为20 A时,监测到加热管段末端流动介质温度为18.7℃,高于预测水合物形成温度16.715℃.通过加注甲醇和采用中频感应技术均可以有效地预防水合物的形成.     

深水井筒天然气水合物形成预测及风险评价北大核心

深水浅层钻井过程井筒内生成水合物会影响作业安全,需要对井筒环空内水合物形成范围和程度进行预测分析。以南海陵水气田某开发井为例,基于CSMHyK水合物动力学模型和OLGA多相流流动方程,建立深水钻井水合物形成数值模拟方法,计算多种工况下井筒温度-压力场,引入过冷度密度表征水合物形成可能性,预测了井筒环空水合物形成范围和程度,分析了钻井液排量、入口温度、密度及浅层气储压的参数敏感性。结果表明:在设定的工况条件下,泥线附近的隔水管环空具有水合物形成风险,水深800~1000 m的环空内水合物形成量最多;钻井液排量越小,入口温度越低,水合物形成风险越大,危险管段的水合物生成量超过40 kg/m3。选取过冷度密度、水合物生成井段长度、生成总量及峰值速率作为评价水合物生成情况的特征值,建立井筒水合物风险水平量化分析方法。研究结果可为深水浅层钻井过程水合物的防治和钻井方案的优化设计提供理论指导。(图6,表4,参27)     

深水井筒天然气水合物形成预测及风险评价

深水浅层钻井过程井筒内生成水合物会影响作业安全,需要对井筒环空内水合物形成范围和程度进行预测分析。以南海陵水气田某开发井为例,基于CSMHyK水合物动力学模型和OLGA多相流流动方程,建立深水钻井水合物形成数值模拟方法,计算多种工况下井筒温度-压力场,引入过冷度密度表征水合物形成可能性,预测了井筒环空水合物形成范围和程度,分析了钻井液排量、入口温度、密度及浅层气储压的参数敏感性。结果表明:在设定的工况条件下,泥线附近的隔水管环空具有水合物形成风险,水深800～1 000 m的环空内水合物形成量最多;钻井液排量越小,入口温度越低,水合物形成风险越大,危险管段的水合物生成量超过40 kg/m3。选取过冷度密度、水合物生成井段长度、生成总量及峰值速率作为评价水合物生成情况的特征值,建立井筒水合物风险水平量化分析方法。研究结果可为深水浅层钻井过程水合物的防治和钻井方案的优化设计提供理论指导。(图6,表4,参27)     

高含硫湿气管道水合物形成影响因素

应用统计热力学方法,研究了不同含量H2S对湿气输送管道形成天然气水合物压力和温度条件的影响,并使用HYSYS软件对高含硫湿气输送管道压力和温度的变化规律进行过程模拟。结果表明H2S含量越高,越容易形成水合物;高含硫湿气输送管道的压力变化和温度变化趋势相似,水相的存在加剧了管道压力和温度的变化,上坡处管道更易形成水合物;在高压条件下,低水相含量即可形成饱和自由水环境,且水相含量相对较高的气流更易形成水合物。     

起伏湿气管道持液率分布规律及临界倾角模型

起伏湿气管道在实际运行过程中,管道低洼处和上坡段容易形成积液,从而造成管输效率降低、管道压降增大、水合物生成、形成段塞流以及管道内腐蚀加剧等一系列问题,为此,对地形起伏湿天然气管道的积液规律进行分析。以某集气站集输管道为例,探究了地形起伏湿天然气管道沿线的液体分布情况,针对管内气体流速、管道倾角等因素对管道持液率的影响进行敏感性分析,得到该起伏湿气管道的积液规律以及某流量工况下管道不出现积液现象的临界管道倾角,并基于此建立了气体流速、管道倾角以及持液率之间的预测数学模型,将模型计算结果与软件模拟结果进行了对比分析,验证了预测模型的准确性。预测模型为湿气管道实际运行过程中的积液控制与安全运行提供了理论依据。     

天然气水合物浆体储运技术

将天然气水合物输送方式和传统的天然气输送方式进行了对比,结果表明,天然气水合物技术(NGH)可显著降低天然气储运费用,提高天然气储运的经济性和安全性.分析了天然气水合物浆体输送的可能性,介绍了水合物浆的生产和分解工艺,提出了利用水合物实现工业化天然气固态输送过程中一些亟待解决的技术问题.     

盐穴储气库井口水合物生成的影响因素

介绍了储气库井口的水合物生成条件,分析了井口温压变化规律及天然气各组分对水合物生成的影响.分析结果表明,储气库溶腔建腔过程中形成的残留水以及运行过程中连续的注采循环为井口水合物的生成提供了条件;天然气中各主要组分对水合物的生成也存在一定程度的影响.分析结果可为防治盐穴储气库井口水合物的生成,采取有效的预防措施提供理论参考.     

大连-沈阳天然气管道冰堵成因及处置措施

我国东北地区冬季严寒,天然气管网在运行过程极易出现冻堵。大连一沈阳天然气管道承担着大连LNG外输任务,自2011年底投产以来,出现多次冰堵。基于此,从管道所在地气候、地理、气源和冰堵原理等角度,分析指出大连一沈阳管道冰堵原因：在投运过程中,残留水在管道低洼处聚集,在冬季较低气温和管道内高压的共同作用下,达到水合物形成条件,因而发生冰堵。在分析注醇、伴热、降压防治方法的优缺点及适用条件的基础上,根据低剂量高效抑制剂的特点,得出结论：高效抑制剂可以降低大连一沈阳天然气管道水合物的形成温度,较好地延缓水合物的形成,进而为天然气管道冰堵防治工作提供参考。（表1,图4,参6）     

榆济输气管道水合物冰堵防治措施

为保障榆济输气管道冬季安全稳定运行,避免出现严重的冰堵事故而影响输气任务的完成及管道安全,亟需理清榆济输气管道气源气质及其所处高寒地区的实际情况,提出安全、经济、高效的水合物冰堵防治措施。基于热力学相平衡理论,应用Chen—Guo模型预测水合物形成条件,采用管输天然气含水量／水露点计算方法分析气源气质含水状况;结合榆济输气管道干线运行工况,判断确定了全线易于析出游离水的管段,建议在夏季对这些管段集中清管排污,并给出防治水合物形成的最小注醇量;针对榆济输气管道分输站场电伴热功率有限的情况,根据分输供气压力和天然气含水量,计算天然气达到含水临界饱和时的水露点温度,从而给出各分输站场需采取注醇措施的极限温度;严格控制气源气质水露点指标,是切断输气管道内游离水来源的关键,也是防治榆济输气管道干线和分输站场水合物冰堵最直接有效的措施。（图5,表1,参11）     

天然气水合物的储存和运输可行性研究

描述了水合物浆的生产过程及在输气基础设施缺乏的地区将水合物应用于天然气输送系统的问题.讨论了以水合物形式来输送天然气的市场潜力,介绍了在持续搅拌的反应器中生成稳定水合物的试验室、试验规模和一些研究结果,探讨了生产过程设计的复杂性、整体的经济客观性和这种技术在商业化运作中所面临的挑战.     

气体水合物储存甲烷促进技术研究

气体水合物储气技术是世界上正在研究开发的天然气储存新技术.针对含表面活性剂水溶液体系中甲烷水合物的形成过程进行了试验研究,发现微量的表面活性剂可以使甲烷水合物在静止的系统中快速形成,并且可以提高气体水合物储存甲烷的能力.在300 mg/L十二烷基硫酸钠水溶液中,在0.9℃、5.54 MPa时,甲烷水合物储气量达到162.63 m3/m3,是理想储气量的90%.     

气水比对甲烷水合物生成影响实验

促进天然气水合物快速、大量生成对天然气水合物的工业化应用具有重要意义,气水比作为影响水合物生成的关键因素,有必要对其进行深入研究。首先提出一种新的理想气水比数学计算公式,在温度为275.15 K、压力为6.6 MPa条件下,研究了气水比对甲烷水合物的生成影响,并验证了理想气水比数学计算公式的准确性。结果表明:气水比大于1.8时,水合物生成速率显著加快;气体消耗量由初始气体量和实验相平衡压强两个因素共同决定;水合物实际储气量受气水比变化影响较大;以十二烷基硫酸钠(SDS)溶液作为水合剂,在理想气水比条件下,水合物生成情况符合计算预期效果。选择合适的气水比,不仅可以提高水合物生成速率,而且可以增加气体消耗量,提高水合物实际储气量。     

天然气测试研究的现状及建立实验室的必要性

结合天然气的发展情况，分析了建立天然气实验室的必要性，以管道科技中心的天然气实验室为例，给出了实验室的测试装备以及对天然气进行分析测试的各种项目，主要包括天然气组分、天然气中硫化氢含量、天然气中水分含量以及天然气水露点等的测试分析。就输气管道中水合物 的形成条件进行了分析，提出了相应的物理防治措施和化学防治措施。     

忠武管道天然气水合物的形成与抑制

忠武输气管道反输工程改造后,由于气源变化、气量增加,在冬季低温运行时易出现冰堵现象。为此,对比分析了各类天然气水合物防控技术的优缺点,针对西气东输二线管输天然气水露点低,易在管内形成水合物的问题,忠武输气管道各站场目前采用的加热技术和备用甲醇抑制剂方法,不符合健康、安全、环保体系的要求。针对现有技术研究进展和实际生产需求,指出在管输天然气中添加化学抑制剂是解决忠武输气管道水合物冰堵问题的最佳选择,但须对抑制剂进行优选。     

利用水合物实现天然气的固态输送

介绍了天然气水合物的结构、性质及生成条件，讨论了天然气水合物作为一种高度压缩的固态天然气在输气中的应用。对天然气四种运输形式的成本进行了比较，结果表明，利用天然气水合物进行固态输送时成本最低。认为天然气的这种方式是输气工艺的新方向，具有广阔的应用前景。提出了利用水合物进行天然气固态输送在实现工业化过程中的一些尚待解决的技术问题。