天然气水合物浆液黏度的实验研究

随着海洋天然气开发深度的增加,混输管线的天然气水合物堵塞问题越来越受到重视。传统的水合物防止技术,如保温、注入甲醇等方法,因应用条件苛刻和高成本等原因而很难应用于深海油气田的开发。新的替代技术之一就是把天然气水合物以固体颗粒的形式分散在多相流中形成浆液进行输送。为此,应用高压落球式黏度计测试了合成天然气在柴油和凝析油中形成的水合物浆液黏度。实验结果表明,浆液的相对黏度随水合物分率的增加而增加,并且当天然气水合物分率大于某个临界值时,相对黏度增加的幅度增大。初始乳状液黏度对浆液黏度影响很大。甚至当初始乳状液的黏度较大时,低天然气水合物分率浆液黏度会大于高水合物分率浆液黏度。

天然气水合物浆液摩阻的实验研究

随着海洋油气开发向着深海进军,为了防止发生从海底井口到生产平台的多相混输管道天然气水合物堵塞,传统天然气水合物抑制方法将会大大增加开采成本,而以天然气水合物浆液形式进行输送已成为深海油气输送的一种新方法。为此,在天然气水合物壳模型的基础上开发了HyFlow软件,在水—柴油体系的天然气水合物浆液环路实验中,计算了天然气水合物颗粒的粒径,得到了天然气水合物浆液中颗粒大小与含水率的关系,讨论了不同含水率下最大填充系数的确定,分析了颗粒大小对天然气水合物浆液摩阻系数的影响。结果发现:当含水率在15%～25%时,天然气水合物颗粒的表观直径为0.974mm,而摩阻系数约为0.22。此研究结果为模拟计算天然气水合物浆液的流动提供了实验依据,也为正确设计和布置混输管线的工艺流程奠定了基础。

海底天然气管道投产案例分析

为防止形成天然气水合物,天然气管道在投产前必须彻底干燥。海底管道距离长,不能分段施工,多采用清管器组加干燥剂的作业方案,这就存在清管器组的运行控制、卡球和窜漏等问题,作业难度高、风险大。针对我国海底输气管道投产前干燥施工过程中出现的憋压、卡球、窜漏和清管器磨损等问题进行了分析,说明了发生问题的原因。对比研究了不同管道干燥方案的优缺点、清管器使用的合理性、干燥剂使用效果和干燥指标的制定与监测方法等问题。在此基础上,提出了针对海底天然气管道的凝胶、干燥剂和多盘清管器的组合干燥方案。该方案能有效解决密封、卡球和凝胶滞留等问题,并能确保施工质量,对类似工程有借鉴意义。

居民阶梯气价实行现状及效益评价研究

为了提高我国居民的用气效率与公平性,引导居民合理消费,有必要考察居民阶梯气价的实行现状和效益评价。对我国居民阶梯气价在北京、上海、湖北等省市的实行现状进行了研究。通过分析比较得到现行阶梯气价政策主要存在的问题,即阶梯气量基数确定准则不统一、阶梯幅度设计存在不合理、效果有差异。针对以上问题,在比较国内外气价的基础上,得到了国内气价在国际中的水平,为国内调整居民阶梯气量和气价水平提供了参考依据,最后总结了阶梯气价后期效益评价应考虑的因素,提出了完善阶梯气价的思路,即在区分居民基本需求和非基本需求的同时,合理设置阶梯气量和气价。

西气东输管道子系统辨识建模研究

西气东输管道系统属于非线性、强耦合、大时滞的复杂系统,传统的数学建模和辨识方法很难准确描述该类系统的控制特性。为此,根据西气东输管道系统的运行特性和控制特点,将系统划分为一类多入单出(MI-SO)子系统模式,采用由统计学理论发展起来的先进数据分类和回归工具——支持向量机(SVM)方法,基于数据采集与监控系统(SCADA)提供的实际运行数据,建立了MISO子系统辨识模型。该模型较精确地预测了不同控制参数调节对应的系统出口压力值,为进一步实现管输系统优化控制奠定了基础。