流花16-2油田海底管道原油蜡沉积规律模拟分析

流花16-2油田海底管道原油在深水不保温输送过程中,管壁结蜡对管道全线总传热系数的变化影响很大。本文通过室内环道蜡沉积实验建立流花16-2油田管道蜡沉积预测模型,模拟研究了不同沉积时间条件下管道沿线结蜡速率及结蜡厚度的变化,并引入单位时间管道全线总结蜡量概念对管道全线结蜡速率进行了描述。结果表明,在管壁结蜡层的保温作用下,管道沿线最大蜡层厚度位置处的总传热系数迅速降低导致后管段油流温度升高,管道沿线蜡沉积速率峰值向管段末端移动;随着沉积时间的增长,管道全线结蜡区域逐渐扩大,导致单位时间管道全线总结蜡量增大;根据管道沿线最大蜡层厚度2 mm或管道全线总结蜡量10 m^3的沉积时间,推荐流花16-2海底管道清管周期为3~5 d,以保障海底管道的安全运行。

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。

轻质低粘含蜡原油海底输送管道蜡沉积模拟研究

海上油气田开发已逐步成为我国油气田开发的重点,然而海底低温高压的环境使得油田面临的流动保障问题更为突出,特别是结蜡问题,这已经成为影响海上油气深水开发的重要因素。目前关于原油蜡沉积的研究多集中于高凝或高粘含蜡原油,为了解轻质低粘含蜡原油在海底管道中的蜡沉积规律,利用多相流计算软件对轻质低粘含蜡原油在海底管道内的蜡沉积规律进行了模拟研究。

无机盐分解水合物作用机理的分子模拟

水合物堵塞是油气安全生产的一大隐患,添加化学抑制剂能有效防止水合物形成,无机盐作为传统热力学抑制剂已被广泛应用。本文为研究无机盐分解水合物的微观作用机理,采用分子动力学方法模拟了273K条件下甲烷水合物在不同浓度的NaCl、KCl、CaCl2溶液中的分解过程,分析了无机盐-水合物体系中离子间的结构、运动参数和能量变化。模拟结果很好的显示了水合物的逐步分解过程和分解速率的不均匀性。水合物在不同无机盐溶液中分解所需吸收的能量不同,其中KCl最大,当CaCl2浓度超过30%w/w时,水合物分解所需吸收能量较低。计算了体系中氧原子、阳离子、阴离子的配位数及各组分的扩散系数,分析了三种无机盐对模拟体系结构和运动的影响规律,探讨了无机盐分解水合物的作用机理。