基于Multiflash的天然气水合物相平衡影响因素及规律

通过Multiflash软件对影响水合物相平衡条件的气体组分、抑制剂、盐类、温度、压力及含水量进行了数值模拟计算,探讨这些因素对天然气水合物相平衡的影响规律及作用机制。结果表明:乙烷、丙烷、H_2S对水合物生成有促进作用,丙烷效果好于乙烷,CO_2、N_2对水合物相平衡影响不大;甲醇、乙醇及其混合物对水合物生成起抑制作用,甲醇抑制效果要优于乙醇,甲醇和乙醇的混合物抑制效果处于两者之间。含量的累积不会影响甲醇抑制效果,乙醇单位含量抑制效果随着总含量增加而减弱。NaCl、MgCl_2对水合物起抑制作用,且MgCl_2抑制效果好于NaCl。NaCl、MgCl_2单位含量抑制效果随含量增加而增强。压力较低时,压力变化对水合物平衡温度影响较大;温度较高时,温度变化对水合物平衡压力影响较大;自由水含量与水合物生成量呈正比例关系,组分对水合物临界含水量影响有限。天然气水合物相平衡条件受多种因素影响,在勘探、钻探及流动保障过程中要考虑这些影响规律,提高水合物勘探、生产或者防治效率。     

琼东南深水钻井井筒天然气水合物抑制剂推荐浓度确定方法

中国石化将对琼东南深水区域展开油气勘探开发工作,而深水钻井时部分井筒处于高压低温环境中,若有气体侵入,易形成天然气水合物,导致诸多复杂情况的发生。通过对根据琼东南海水温度场的分布规律,考虑不同井段、不同钻井工况、不同钻井水力参数条件,分别建立琼东南深水钻井井筒内温度场和压力场的计算方法,并对深水钻井条件下天然气水合物相态平衡条件进行研究。建立了天然气水合物相平衡压力-温度条件的确定方法。结合深水钻井井筒中的温度场、压力场以及天然气水合物的相平衡条件,联合建立了琼东南深水钻井井筒中天然气水合物生成区域的预测方法和抑制剂浓度的确定方法,并通过琼东南华光区域某一口深水井进行实例计算,得出了各开次水合物可能形成的区域。并分析了钻井工程相关参数对水合物形成区域的影响规律。最终得出了抑制剂的推荐浓度方案。     

冰点以下石英砂中二氧化碳水合物的生成特性

多年冻土区作为天然气水合物赋存的主要区域备受人们的关注,其常年较低的环境温度和复杂的地质条件使水合物的生成过程十分复杂,因而模拟冻土区环境条件进行水合物生成特性的研究具有重要意义.为了研究冰点以下多孔介质中二氧化碳水合物的生成过程的压力变化、生成速率、冰粉转化率等生成特性,在定容条件下,进行了初始生成压力为3、2.5和2MPa,温度为272.65、271.15和268.85K条件下二氧化碳水合物在多孔介质中的生成实验.研究结果表明:在相同的温度下,初始压力越大,反应速率越快,但初始压力对最终压力的变化幅度和冰粉的最终转化率影响不明显;在相同的初始压力下,温度越高,反应速率越快,最终压力的变化幅度越大,最终的冰粉转化率也越高.在本实验条件下,水合物生成速率最大为0.0000718mol·h~(-1),冰粉转化为水合物的比例最高为67.32%.     

水基钻井液中天然气水合物形成实验研究

在钻探过程中,当温压条件合适,钻井液易形成天然气水合物,造成管线堵塞、钻井液性能变化。研究2种水基钻井液对绿峡谷气水合物形成过程中的影响。结果表明实验条件下该2种水基钻井液很易形成水合物,受钻井液组分的影响,两种钻井液中天然气水合物形成速率具有明显差异。在相同的温度下,实验压力越高,天然气水合物越易于形成,反应越剧烈。采用定容压力搜索法,测定了在13~18 MPa时此2种水基钻井液与绿峡谷气形成水合物的相平衡数据,显示一种钻井液能够促进水合物的形成,另外一种钻井液对水合物形成有抑制作用。     

气体组分变化对油井水合物生成温度的影响

近年来对于气井井筒水合物生成研究甚多,而对油井水合物的生成研究则较少,且由于在重力作用下油相将气、水两相隔开给水合物生成条件测试造成了困难。为此,将测定油气水三相水合物生成问题转化为原油脱出气与水生成水合物的问题,首先开展了油气水三相水合物生成条件测试实验,并以此为基础评价优选出了适用的水合物生成条件预测模型;然后结合油藏流体相图和井筒压力温度预测方法及采出井井流物天然气组成的动态相态数值模拟预测,讨论了天然气组成含量随井深的变化规律;最后采用井口、井深1 000 m和井深1 900 m处组分数据预测了井筒水合物生成温度剖面,验证了气体组分变化对井筒水合物生成温度的影响。实验及计算结果表明:不同含水率对水合物的生成条件并无影响,各模型中简化牛顿热力学模型误差为7.31%,预测精度相对较高;随井深增加,轻烃逐渐下降,重组分逐渐增大;最后指出,采用组分数据预测油井水合物生成温度剖面时,其数据选择尤为重要,否则可能导致预测的准确性降低。该研究成果对于准确预测油井水合物的生成条件具有重要的意义。     

冰-水-气生成天然气水合物的实验研究

设计了冰 水 气生成天然气水合物的实验装置 ,并对冰 水 气在冰点以下生成的天然气水合物进行了初步实验 ,得出了在冰点以下关于天然气水合物的生成条件、生成速率等方面的结论 .研究结果对实现天然气水合物的开发利用 ,深入研究青藏高原多年冻土区天然气水合物的形成规律 ,及未来开发冻土区天然气水合物的资源等 ,均有参考价值     

喷雾式天然气水合物储气系统的实验研究

利用自行设计的喷雾式天然气水合物储气实验系统,研究了喷雾强化措施下的水合物制备所形成水合物的形态特征,考察在不同初始压力和初始温度条件下水合物形成过程的压力变化特性及其对水合物生成速率和生成量的影响,并且分析和比较了间歇进气与连续进气两种不同进气方式下水合物的生成特性.实验结果表明,初始压力越高、初始温度越低,反应生成水合物的速率越快,生成的量越多;在进气方式比较方面,连续式进气生成水合物的速率比间歇式进气要快,能耗要低,因而连续式进气比间歇式进气具有更好的速率和效率.     

喷射器内含湿含硫天然气形成水合物预测

针对高含硫气田天然气含湿含硫且井口压力不断降低的特点,利用高压气井的富余压力通过喷射器增压输送低压天然气。采用Fluent软件对喷射器内单相和气液两相含湿含硫天然气的沿程温度、压力进行了数值模拟,应用天然气水合物生成预测模型ZahediⅠ对天然气喷射器内部天然气水合物生成区域进行了预测分析,预测了工作流体入口温度、含硫量、含湿量对天然气水合物生成的影响。工作流体入口温度增加,喷射器内天然气水合物生成区域范围减小,硫化氢含量越高,天然气水合物生成区域范围越大,工作流体含水滴,喷射器内天然气水合物生成区域小于单相工质下的天然气水合物生成区域,进而提出了消除含湿含硫天然气喷射器内形成水合物的措施。     

冰点以下天然气水合物的生成动力学研究

通过实验研究了冰点以下天然气水合物的生成反应中压力，温度及冰粒大小等因素的影响。并研究了过冷和过压在水合物生成中的作用。实验结果表明：压力越高，温度越低，冰粒越小，越有利于水合物的生成，并且过冷及过压程度和过压时间均促进水合物的生成，得出了衡量反应进行程度的天然气水合物含气率随反应进行时间的关系曲线。     

天然气长输管道中水合物生成的预测

天然气管道运行过程中,随着管道内压力、温度和天然气组分的变化会生成水合物。水合物的生成会降低管道的输送能力,从而提高输送成本,严重时更会堵塞管道甚至发生管道爆裂,造成重大的生产事故和巨大的经济损失。通过天然气管道内水合物生成条件预测模型的建立,确立天然气水合物形成时的温压关系,再结合天然气输送管道中温度和压力分布的仿真模拟,就可以预测天然气输送管道中水合物生成的大体位置和水合物生成的类型。这可以为防止天然气输送管道中水合物生成和堵塞提供技术依据,也为管道的设计和运行提供指导性建议。     

Equilibrium PT curve of methane hydrates in the presence of AlCl<Subscript>3</Subscript>

Using an experimental transparent sapphire high-pressure cell,three-phase (methane hydrate AlCl3 solution methane )equilibrium conditions of methane hydrates in the aqueous solution containing AlCl3 have been investigated under conditions of temperature from 272.15 to 278.15K and pressure from 4.040 to 8.382 MPa ,It could be clearly verified that AlCl3 is of stronger inhibitive effect than that observed for other electrolytes,such as KCl,CaCl2 ,at the same mole fraction,The induction time of the methane hydrate fromation becomes longer when the water activity decreases with the increase of ion charge numbers.Methane hydrates tend to crystallize more easily with higher concentration (AlCl3 concentration of 18%) than lower one (AlCl3 concentration of 10%) in the same electriclyte solution ,An empirical exponential equation is presented to calculate the equilibrium temperature and pressure of methane hydrate stable occurrence ,and to correlate the measured data for aqueous AlCl3 solution .The results show that there was infinitely small discrepance between the theoretical computed values and the data oberseved in actual experiments.     

丙烷对瓦斯水合物相平衡条件的影响

瓦斯水合物相平衡热力学条件的确立及改善是瓦斯水合化方法实现工业化的关键。利用可视化水合物相平衡实验装置,结合相平衡温度搜索法与观察法测定0.25 mol/L SDS溶液体系中四种不同瓦斯水合物相平衡条件,探究丙烷对瓦斯水合物热力学相平衡条件的变化规律,结果表明:丙烷的加入将水合物结构类型从Ⅰ型转为Ⅱ型,使得4.0~7.0 MPa范围内含丙烷瓦斯水合物生成相平衡温度升高,温差最大至13.7℃,大幅度改善了瓦斯混合气水合物热力学条件;丙烷含量越高,水合物相平衡条件改善效果越好。     

天然气水合物热激励法开采模型研究

根据分子动力学分解理论,建立了天然气水合物热激励法开采数学模型,并在此基础上考虑了逆反应的存在对水合物分解规律和气体在地层中渗流特性的影响.利用有限差分法对压力和温度控制方程进行了数值求解,同时分析了地层压力场和温度场的分布规律、天然气的产量变化特征以及渗透率对它们的影响.计算结果表明,在水合物分解前沿,压力值出现跳跃而温度值达到最低点,天然气的产量随时间呈明显的周期性变化趋势,而且随着时间增长,周期逐渐变长,对渗透率的变化敏感.通过分析比较,计算结果与实验结果吻合很好.     

驱动力对瓦斯气体水合物成核诱导时间的影响

为探寻多组分瓦斯混合气体水合物成核分布规律,依据Sloan水合物相平衡软件计算驱动力,运用可视化实验装置开展不同驱动对多组分瓦斯混合气体水合物成核诱导时间的影响。当多组分瓦斯混合气体G,和G,分别在20、18和16℃的温度时,测定瓦斯水合物的成核诱导时间。结果表明：多组分瓦斯混合气水合物生成的诱导时间随反应体系驱动力的增大而缩短,且呈指数趋势减小;多组分瓦斯混合气中重烃的含量会影响水合物的含气量,且在相同的实验条件下混合气中的重烃含量越高,水合物的含气量越高;多组分瓦斯混合气水合物诱导时间还受到气体组分浓度的影响,其中重烃的浓度越高,水合物生成的诱导时间就越短。驱动力的变化对重烃含量较高的混合气水合物生成诱导时间影响较小。     

南海北部天然气水合物气源系统与成藏模式

天然气水合物成矿成藏条件与油气成藏条件虽然存在差异,但亦存在共同之处,即均需要有充足烃源供给及烃源供给系统输送与有利聚集场所的时空耦合配置。为了深入研究天然气水合物与常规油气运聚成藏条件之差异,根据南海北部陆坡深水区构造沉积演化特点及油气地质条件与多年来油气及水合物勘探成果,综合剖析了油气及天然气水合物气源构成特点与流体运聚输导系统特征,同时根据地质地球物理及地球化学分析,初步研究了气源供给运聚通道系统类型与高压低温天然气水合物稳定带的时空耦合配置关系,并结合油气地质及天然气水合物成矿成藏基本地质条件,总结和建立了南海北部陆坡深水区“生物气源自生自储扩散运聚型”、“热解气源断层裂隙输导下生上储运移渗漏型”和“热解气源底辟及气烟囱输导下生上储运移渗漏型”等3种成因类型的天然气水合物成矿成藏模式,以期能为南海北部深水区天然气水合物资源预测及有利勘查目标评价优选等提供决策依据与指导。     

氯化钠和酪氨酸增强PVP抑制水合物的性能

油气输送管道在一定条件下会形成水合物,可能导致灾难性的后果,通过注入动力学抑制剂,可以延迟水合物的形成。在11.7 MPa和293.1 K条件下,向高压反应釜内注入混合气体(甲烷、乙烷和丙烷),实验研究NaCl和酪氨酸(L-tyrosine)对聚乙烯吡咯烷酮(PVP)抑制水合物性能的影响。通过测量水合物的成核温度、诱导时间和耗气量,评判NaCl和L-tyrosine对PVP抑制水合物的效果。实验结果表明:添加1%(质量分数,下同)的PVP后,水合物的成核温度为282.7 K,诱导时间为45 min,耗气量为5.96×10~(-2)mol;然而,添加0.25%NaCl、0.25%L-tyrosine与0.5%PVP组合抑制剂后,水合物的成核温度为281.7 K,诱导时间为65 min,耗气量为5.19×10~(-2)mol,比蒸馏水系统的气体消耗量减少了约27%。因此,NaCl和L-tyrosine能明显提高PVP抑制水合物的效果。     

利用气体水合物技术分离含氢气体混合物

建立了一套高压水合物分离装置。在不同的温度下 ,利用该装置分别测定了H2 ,CH4二元混合物和H2 ,CH4,C2 H6三元混合物与水合物促进剂和水的乳化液进行水合反应时系统压力以及气相中各组分浓度随时间的变化。结果表明 ,温度对分离效果有明显的影响。温度越低 ,体系压力降低越快 ,H2 浓度增加越快。对于二元混合物 ,当压力降低 (H2 浓度增加 )到一定程度后 ,其降低 (上升 )趋势变缓。三元混合物的规律和二元混合物类似 ,但C2 H6浓度在初始阶段有明显的降低 ,到一定阶段又开始缓慢上升。总体上来看 ,C2 H6的浓度还是低于原料气浓度。根据实验结果确定了水合反应的气体停留时间 ,即二元混合物停留时间为 15～ 2 5min ,三元混合物停留时间为 2 0～ 30min。对于三元混合物 ,停留时间不能过长 ,否则 ,对C2 H6的浓度提高不利     

液化条件下多孔介质中CO2水合物的生成特性

基于水合物法的二氧化碳气体地层封存和固化技术是实现温室气体减排的有效方法之一。进行液化条件下多孔介质水合物的生成过程及其生成特性研究,有助于进一步丰富不同相态CO2的地层存储规律。为此,利用气体水合物生成与分解模拟实验装置研究了粒径分别为24目、32目、40目和60目四种不同的石英砂体系中多孔介质水合物的生 成过程,实验温度选定276.5 K,初始压力为4.85 MPa。结果表明：在液化条件下,水合物生成的诱导时间随多孔介质粒径的减小而缩短,并且当粒径减小到40目附近时,诱导时间将急剧减小,与32目的石英砂体系相比,此时诱导时间明显缩短超过2/3;多孔介质对水合物生成速率和储气量的影响较为显著且存在一临界粒径尺寸,在40目的石英砂介质中,液化条件下水合物的最大生成速率和储气量分别达到了12.35×10-4 mol/h 和30.599 L/L。