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)     

深水混输管道停输再启动水合物生成风险北大核心

深水长距离混输管道停输再启动容易产生水合物堵塞问题。基于安哥拉某深水区块开发模式,借助PIPEPHASE与OLGA多相流软件,分析混输管道停输再启动天然气水合物生成风险。结果表明:停输2 h后,管内开始出现水合物生成区域;停输再启动前期,海底管道水合物生成区域在井口附近逐渐消失,在海平面附近的立管段则迅速增大;随启动时间的延长,水合物生成区域由两边向中间逐渐缩小,启动6 h后在水深约700 m的立管段消失。基于混输管道温度压力敏感性的定量描述,提出水合物生成风险定性分析方法,分析发现随海管长度、内径及气油比增大,水合物生成风险增大;随含水率增大,水合物生成风险减小。计算结果能够较好地指导多相混输管道选型、路由及混掺比例设计。     

深水混输管道停输再启动水合物生成风险

深水长距离混输管道停输再启动容易产生水合物堵塞问题。基于安哥拉某深水区块开发模式,借助PIPEPHASE与OLGA多相流软件,分析混输管道停输再启动天然气水合物生成风险。结果表明:停输2 h后,管内开始出现水合物生成区域;停输再启动前期,海底管道水合物生成区域在井口附近逐渐消失,在海平面附近的立管段则迅速增大;随启动时间的延长,水合物生成区域由两边向中间逐渐缩小,启动6 h后在水深约700 m的立管段消失。基于混输管道温度压力敏感性的定量描述,提出水合物生成风险定性分析方法,分析发现随海管长度、内径及气油比增大,水合物生成风险增大;随含水率增大,水合物生成风险减小。计算结果能够较好地指导多相混输管道选型、路由及混掺比例设计。     

一种抑制天然气水合物分解的高效冲洗液体系性能研究

海洋深水天然气水合物地层钻完井作业面临诸多问题,如深水低温环境、水泥环与地层胶结质量差、天然气水合物受热易分解等,研究一套能够在天然气水合物层提高固井质量的冲洗液体系,是保证海洋深水天然气水合物高效、安全开采的关键。室内根据天然气水合物固井对冲洗液的特殊要求,结合复合材料体系协同增效原理,开发了一套具有抑制天然气水合物分解特性的新型冲洗液体系。该冲洗液体系对模拟井壁冲洗率达到91.8%,与钻井液和低水化热水泥浆体系有良好的配伍性,并且能够在一定程度上抑制水合物的生成,不会对低水化热水泥浆固井产生不利影响。     

深水油气管道再启动过程模拟计算

为了研究深水油气管道再启动过程的多相流动和传热规律,结合传热学和多相流理论,建立了深水管道再启动过程数学模型,给出了模型的定解条件和求解方法;利用该模型,仿真模拟了深水管道再启动过程中温度和压力等参数的变化规律;在此基础上对水合物的生成情况进行预测并分析参数敏感性。研究表明：启动流量、绝热层的导热系数和厚度可以明显改变管内流体的温度分布,且启动流量越大、绝热层导热系数越小、厚度越大、管内流体温度越高,生成水合物的风险越小。研究结论可为深水油气管道再启动的安全进行提供理论指导。     

基于OLGA的深水混输管道及井筒水合物风险分析

为研究深水油气混输管道的水合物形成问题,结合西非安哥拉海域某油田开发数据,使用OLGA软件对海底长输管道、立管和井筒内的水合物生成情况进行了数值模拟。结果表明:在所给出的油流组分和产量变化情况及设定的节点温度压力条件下,该管道与井筒的温度和压力范围不落在水合物生成区内,水合物生成风险极低;随着含水率升高,该油田海管管内压力、温度及管段总压降均升高,而管段温降减小;随着气油比增大,海管管内压力、温度及管段压降均降低,而管段温降增大。结合油流组分和工况,分析认为油藏产出水中含盐量很大,从而抑制了水合物的生成。     

天然气水合物浆液稳定性影响因素的正交实验

天然气水合物浆液技术为水合物防治和油气混输的实现提供了有效手段,而浆液的稳定性是使该技术实现工业应用的关键,其影响因素较多。利用正交实验分析了温度、压力、水油比、气液比对水合物浆液稳定性的影响,并将水合物体积分数、水相转化率、水合物密度作为水合物浆液稳定性的代表评价参数,基于反应釜内水合物的生成实验,通过编程确定了4种因素对稳定性代表评价参数的影响程度,在此基础上对流动实验工况进行划分,明确了今后水合物浆液稳定流动性实验的研究方向。     

低渗气藏数值模拟产能评价法研究

产能测试是评价气藏产能的最直接手段,但对于低渗气藏的气井,较难获得准确的产能。为了能有效地对该类气井进行产能评价,笔者通过研究,建立了一种低渗气藏产能评价的新方法,即数值模拟产能评价法。该方法是利用精细的地质建模、油藏数值模拟及产能评价相结合的一体化方法。该方法通过实践应用,能快速对低渗气藏的产能做出基本评价,为低渗气藏的产能评价提供一种新的手段。     

季铵盐型阳离子表面活性剂的水合物阻聚性能实验

【目的】水合物堵塞已成为深水油气管道输送安全的最大挑战之一,通过形成易流动的水合物浆液来避免水合物聚集与堵塞,可实现管道内油气的安全输送,其关键在于高性能阻聚剂的研发。【方法】自行设计并搭建了高压摇摆釜实验装置,采用盲式高压摇摆釜中水合物阻聚剂性能评价实验方法,探究含水率为20%的油水体系中甲烷水合物的生成过程,并对DHAC（双十二烷基羟丙基氯化铵）、DDAC（双十八烷基二甲基氯化铵）等13种季铵盐型阳离子表面活性剂的水合物阻聚性能进行实验。利用位移传感器记录摇摆釜中滑块的位移轨迹,将滑块的移动范围、移动速率作为阻聚性能的分级评价指标,表面活性剂的阻聚性能从好到差依次可分为A、B、C三类。【结果】通过筛选实验发现,实验用的13种季铵盐型阳离子表面活性剂中有5种属于B类、8种属于C类,尚无A类阻聚剂。阻聚性能为C类的化学剂虽然不能避免水合物塞的形成,却提高了形成水合物塞所需的水合物量,可在一定范围内阻止水合物堵塞。以滑块的最终正、反向位移速率对5种B类样品的阻聚性能进行进一步对比,结果表明5种样品阻聚性能由强到弱分别为DHAC、GQA31745、HEIMQA、CGHDAC、UITS,其中...     

水合物模拟装置优化及热力学抑制剂性能研究

为了解决钻井过程中抑制生成的水合物对井筒造成堵塞问题,对天然气水合物生成及评价模拟装置釜内搅拌杆结构及其内部封头进行了重新设计和改进,在此基础上研究了淡水及模拟海水中水合物生成规律,并对比分析了NaCl、MgCl₂和Al₂(SO₄)₃三种热力学抑制剂对水合物生成的抑制效果。研究结果表明,相比于其他类型的实验装置,具有可视化功能的双反应釜体系,可以同时模拟温度相同时不同液体和压力下水合物生成实验。当热力学抑制剂质量分数为12%时,NaCl产生的离子可以优先与水分子结合,并产生强大的破坏作用,有利于水合物分解,对水合物生成的抑制效果最佳。在温度、初始压力和搅拌速度相同时,改变三种热力学抑制剂的质量分数,分析水合物生成过程中的压降与水合物生成量,1%的MgCl₂、10%的Al₂(SO₄)₃和20%NaCl对水合物生成的抑制效果最好。研究成果对认识不同基液中水合物生成、热力学抑制剂的抑制规律具有一定借鉴意义,同时为配制更...     

水合物法气体分离添加剂研究进展

水合物法气体分离作为一种新型分离技术,具有诸多优点,但其应用受到水合物生成压力高、生成速率慢及分离效率低等问题的困扰,而特定添加剂可改善水合物法气体分离性能.综述了国内外在添加剂类型、评价方法及对水合物生长的促进机理等方面的研究进展,指出了未来的研究方向:寻找全新的、不参与水合物生成或较少占据水合物孔穴的添加剂,对于相平衡、分离效率及动力学特性均有较好改善;将不同类型添加剂进行有效复配,通过对复合添加剂促进性能开展实验研究,筛选最优的添加剂组合及加量;借助精密观测手段,分析表面活性剂对水合物生长动力学的影响,验证促进机理假说;对含添加剂体系水合物法分离工艺流程进行优化及经济评价.     

基于OLGA的海底管道水合物生成规律模拟

为了研究海底油气混输管道内水合物的形成过程及管道堵塞问题,结合凝析气生成水合物的相平衡曲线和CSMHyK v2.0水合物动力学模型,使用OLGA软件对海底立管和水平输送管道内水合物生成情况进行数值模拟。结果表明:在某海底管道工艺参数下,无论是立管还是水平输送管内都有大量水合物生成,其水合物浆黏度分别增加了10倍、18倍。在立管中从海底到海平面管段水合物生成速率由大到小,最后趋于0;在水平输送管道中,水合物生成速率保持不变。管道出口压力降低,水合物生成区域减小,且水合物浆的黏度大幅下降。当立管和水平输送管道出口压力分别控制在3 MPa、2 MPa时,可以避免水合物生成,保障管道安全运营。     

甲烷水合物在冰浆中的鼓泡生成特性

以水合物的形式储运天然气具有储存压力低、安全可靠等优点,但水合物在天然气储运技术领域的应用仍然受到储气量低、生成速度慢等因素的限制。以甲烷水合物为研究对象,通过试验研究了压力、恒温浴温度、表面活性剂SDS质量浓度以及甲烷气体进气时间对甲烷水合物在冰浆中鼓泡生成的作用规律。试验压力范围为4～6 MPa,恒温浴温度范围为-1～1℃,表面活性剂SDS质量浓度范围为100～800 mg/L。结果表明:压力变化对最终的储气体积摩尔浓度影响不大;当恒温浴温度由-1℃上升至1℃时,反应持续时间缩短11.5%～17.4%,储气体积摩尔浓度降低7.4%～8.5%;适当延长进气时间,有助于缩短诱导时间,提高甲烷水合物的生成速率和最终储气体积摩尔浓度。     

天然气水合物生成的影响因素

在自行设计的天然气水合物生成试验装置上,开展了天然气水合物生成反应试验研究,考察了不同生成因素对水合物生成速率和含气率的影响.试验结果表明,反应温度越低,水合物的反应速率越快,达到相同的储气量所需要的时间越短;表面活性剂SDS浓度为300 mg/L时,水合物的反应速率最快,储气量最大;搅拌可以加快水合物的生成速率,但不会提高水合物的储气量;水历史在一定程度上,可以加快水合物的生成速率,但无法替代表面活性剂所起到的作用.     

油气管道水合物解堵工艺及存在问题

为了保障深水和超深水海底油气管道输送介质的流动安全,对现有水合物解堵工艺进行评述研究。分析了管内水合物的形成、堵塞过程及水合物的分解机理,探讨了各种解堵工艺的特点、适用条件以及在工程实际中的应用现状。针对各种解堵工艺存在的安全问题,分析了其产生原因及危害,并提出了相应的解决方案。结果表明:堵塞块位置、长度的确定和对管道压力、温度的控制是安全、高效地实现管道水合物解堵的关键。     

油水体系水合物行为实验研究装置及其应用进展

油水体系中水合物生成机理及浆液流动规律的实验研究对制定水合物风险管理策略、保障管道运行安全具有重要意义。为明确水合物实验研究装置的特点及其在油水体系中的应用进展,阐述了水合物行为研究中常用的宏观与微观装置的结构组成、突出特点及应用情况,对比分析各装置优缺点,综述了研究装置在水合物成核过程研究、生长与分解速率表征、颗粒聚集效果评价、浆液流变特性分析及量化模型建立等方面的应用成果。针对研究现状提出油水体系中水合物研究的建议,未来可将谱学仪器与现有装置耦合进行油水体系中水合物的多尺度研究,在高压环境中进行水-水合物颗粒界面性质研究,同时基于水合物生长速率、聚集特性及浆液流动性等参数建立水合物堵管风险评估方法。（图9,表3,参84）     

天然气水合物的制备和存储

描述了天然气水合物的物性,考察了气体组成、温度、压力、水-气接触面积、加入化学添加剂对水合物生成的影响。从技术和经济两个方面研究了水合物法固态储运天然气的可行性。认为与以往的天然气储运方式相比,水合物存储技术具有存储空间小、稳定性好的特点,安全性比天然气的液态、气态存储更高。     

重质原油组分对水合物生成影响的研究进展

水合物生成会对海底多相混输管道的安全运行造成巨大挑战,而蜡、沥青质等原油组分会显著影响水合物的生成过程,加剧管道内流体流动的复杂性.在此系统分析了针对油水体系的水合物生成动力学模型,综述了油水体系中蜡对水合物成核及生长过程影响的研究成果,总结了沥青质对水合物生成作用规律的研究进展.分析发现:现有油水体系中水合物生成动力...     

天然气水合物储运技术研究

针对水合物的4种结构,对其性质的各个方面进行了分析,结果表明,H型水合物在4种结构水合物中最有利于储存.通过对比在合成试验中对温度、压力、水合物生成促进剂和活性剂等条件的研究,认为目前H成H型水合物的最佳促进剂为甲基环己胺,还可以找到更合适的促进剂来生成H型水合物.研究表明,在甲烷中加入环戊烷时温压条件最易达到,但生成的是Ⅱ型水合物,储气量较小.