深水油气田开发过程中的天然气水合物预测模型研究

【摘要】： 为了解决油田作业中水合物封堵带来的系列问题,也为了更好的开发自然界的水合物资源,合理的利用水合物技术,在一定程度上能否较为准确的预测水合物生成的温度压力条件就成为一个关键。 本文考察了多种现有的水合物预测方法,选择了以相平衡理论为基础,应用统计热力学理论建立的天然气水合物的分子热力学模型VDWP模型为基础模型,并应用Du-Guo模型计算Langmuir常数,编制基本程序,实现了气体在纯水体系中的水合物生成条件的准确预测。 采用改进的Nasrifar et al模型计算有甲醇或(和)氯化钠存在的体系的水合物形成条件,并以甲醇(或氯化钠)作为基本参考物质,以实验为基础,通过对实验数据的分析,提出“有效当量浓度”概念,建立了部分无机盐、聚合醇等一系列油田化学剂相对于甲醇(或氯化钠)的有效当量浓度关系,提出了一种新的简单、快捷、准确性较高、预测范围较广的水合物预测方法。 在理论和实验研究的基础上,开发了天然气水合物预测软件,针对加入的不同抑制剂、不同抑制剂浓度、不同天然气组分等情况,软件均能提供水合物生成温度、压力的预测结果。 在以上工作完成以后,利用本实验室的水合物高压反应装置实验验证了部分较具代表性的物质形成水合物情况,与本文编制的预测程序预测结果对比,并与精度较高的Sloan商用水合物预测软件对比分析,表明本文提出的有效当量浓度理论可行,程序预测可靠。 【关键词】：气体水合物 预测模型 有效当量浓度 水合物生成条件
【学位授予单位】：中国石油大学
【学位级别】：硕士
【学位授予年份】：2010
【分类号】：P744.4
【目录】：

• 摘要4-5
• Abstract5-9
• 第一章 绪论9-20
• 1.1 本文研究的意义10-12
• 1.2 国内外研究历程及现状12-14
• 1.3 水合物抑制方法及抑制机理14-19
• 1.3.1 传统的热力学抑制方法15-17
• 1.3.2 新型动力学控制方法17-19
• 1.4 本文主要的研究内容及技术路线19-20
• 第二章 天然气水合物预测模型及抑制剂20-37
• 2.1 水合物生成预测模型20-22
• 2.1.1 经验图解法20
• 2.1.2 经验公式法20-21
• 2.1.3 平衡常数法21
• 2.1.4 气体水合物相平衡热力学模型法21-22
• 2.2 相平衡热力学模型22-31
• 2.2.1 几种热力学相平衡理论模型23-24
• 2.2.2 水在水合物相的计算24-28
• 2.2.3 水在水相或冰相中的化学位差计算28-30
• 2.2.4 计算的简要步骤30-31
• 2.3 关于抑制剂体系的模型计算31-34
• 2.4 常用的水合物抑制剂34-36
• 2.5 本章小结36-37
• 第三章 天然气水合物的相平衡和抑制实验37-44
• 3.1 高压搅拌式水合物实验装置37-41
• 3.1.1 高压反应釜39
• 3.1.2 恒温水浴39
• 3.1.3 数据采集系统39-41
• 3.1.4 其他设备41
• 3.2 实验材料41
• 3.3 实验方法41-44
• 3.3.1 水合物的形成及分解实验42
• 3.3.2 关于本实验装置的可行性验证42
• 3.3.3 实验具体操作方法42-44
• 第四章 天然气水合物预测模型的扩展和改进44-61
• 4.1 有效当量浓度概念的引进44-54
• 4.1.1 无机盐体系44-47
• 4.1.2 醇类体系47-50
• 4.1.3 其他油田用化学剂的有效当量浓度50-53
• 4.1.4 有效当量浓度的用法算例53-54
• 4.2 水合物预测模型及软件的编制54-59
• 4.2.1 预测模型的扩展和改进55
• 4.2.2 计算步骤及流程图55-57
• 4.2.3 软件功能57
• 4.2.4 程序界面及使用方法57-59
• 4.3 本章小结59-61
• 第五章 模型预测结果的讨论与应用61-72
• 5.1 实验结果与模型预测结果的比较61-71
• 5.1.1 气体在纯水体系中的实验61-65
• 5.1.2 气体在溶液体系中的实验65-70
• 5.1.3 预测结果的讨论70-71
• 5.2 模型的应用71
• 5.3 本章小结71-72
• 结论与建议72-73
• 参考文献73-76
• 致谢76

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