东海某气田天然气黏度实验及计算模型评价研究

天然气黏度是采油工艺和地面集输工艺设计中重要的基础物性参数之一。在某气田的勘探发现中,探井气体的组分相差较大,其中重组分和非烃CO_(2)的存在使得气体的黏度普遍增大。为此,采用实验分析的方法探讨了影响黏度的主要因素,并以实验数据为基础,采用ASPEN HYSYS软件分析评价了PR和SRK等10种状态方程对黏度的预测精度。结果表明:压力、温度和气体组分是影响天然气样品黏度的重要影响因素,其中压力和气体组分中的重烃组分含量对黏度的影响较大。相同温度条件下,随着压力的增加,气体的黏度逐渐增加;相同压力条件下,随着温度的增加,气体的黏度逐渐减小;当压力小于20 MPa时,可以忽略温度对于气体黏度的影响。SRK状态方程的平均相对误差与最大相对误差均最小,是计算该气田天然气黏度的首选方法,可以满足地面工程设计的需要。

低碳醇对十二烷基硫酸钠溶液泡沫性能的影响

醇与表面活性剂有较好的协同效应。分别考察了低碳醇(甲醇、乙醇、异丙醇、正丁醇和异戊醇)对0.01%和0.20%SDS溶液起泡体积和泡沫半衰期的影响。结果表明,部分低碳醇(异丙醇、正丁醇和异戊醇)可提高0.01%SDS溶液起泡体积和泡沫半衰期,而对0.20%SDS溶液的起泡体积和泡沫半衰期基本没有影响。低碳醇对0.01%SDS溶液起泡体积和泡沫半衰期的提高作用随醇碳数增加而增强。对于高矿化度的1%SDS溶液,随着Na^+浓度的增加,其起泡体积和泡沫半衰期先增加后急剧下降,而随着Ca^(2+)浓度的增加,其起泡体积和泡沫半衰期持续下降。高矿化度SDS溶液的起泡体积和泡沫半衰期很小,正丁醇和异戊醇的加入可以起到增效作用,而且随着醇浓度的增加,增效作用增强。对于低碳醇对十二烷基硫酸钠溶液起泡体积和泡沫半衰期的影响机理进行了分析。

二氧化碳乳液微观稳定性实验研究

实验优选了AOT作为CO2乳液表面活性剂,利用高温高压反应釜测定了AOT水溶液与CO2在不同温度、压力下的乳液析液半衰期,并通过微观实验测定了温度、压力对CO2乳液微观稳定性的影响。结果表明,随着压力的增大,CO2乳液稳定性随之增大;随着温度的增加,CO2乳液稳定性随之降低,低压下温度的影响不明显,随着压力的增加,温度的影响越来越明显。微观实验显示,温度越高越不利于乳液的稳定,压力越高越有利于乳液的稳定,这与高温高压反应釜所得的结果相对应,说明CO2乳液的稳定性主要取决于乳液的扩散、聚并、排液、破灭等机理。CO2乳液在驱油过程中能有效控制CO2流度,大幅改善CO2驱油效果,提高采收率。

Ⅲ类水合物藏水平井降压开采产气动态及影响因素分析

水平井是实现Ⅲ类天然气水合物藏高效降压开采的重要手段之一。为明确Ⅲ类水合物藏水平井降压开采的生产动态及变化规律,建立了以Ⅲ类水合物藏为研究对象的、基于Tough+Hydrate水合物降压开采模型,从气体分解速度、累计产气量、产气峰值和产水等角度分析了水平井产气动态,研究了水合物饱和度、束缚气饱和度、生产压力和水平段长度对产气过程的影响。研究结果表明,产气曲线存在显著的峰值,可分为波动上升、快速下降和缓慢下降3个阶段,且在开采初期的产水量较大;产气速度峰值随着水合物饱和度和束缚气饱和度的增加而降低且出现时间延后;随着生产压力的降低和水平段长度的增加,产气速度峰值上升且整个生产进程加快。根据上述分析,在生产初期应合理配置产出水处理装置,保障安全生产。对于水合物饱和度和束缚气饱和度较高的储层,可采用压裂等辅助手段释放产能。除常规水平井外,还可采用多分支水平井来增加接触面积,进一步提升产能。

油气水混输海底管道水合物堵塞趋势预判分析与防治

冬季低温条件下,油、气、水三相混输海管易产生水化物,导致海管内径缩小,进出口差压增大,甚至完全堵塞。通过海管运行参数和压力曲线特征判断水化物存在,优化水化物抑制剂的用量,以实现海管冬季安全生产和降本增效的目的。