共查询到18条相似文献，搜索用时 468 毫秒
1.
2.
凝析气田集输管道内腐蚀分析 总被引：4，自引：0，他引：4
针对雅克拉、大涝坝凝析气田集输系统投产仅两年就发生严重腐蚀的问题,考察了凝析气田的腐蚀环境,分析了酸性气体、高矿化度水、流体流态、焊缝等腐蚀因素对气田集输管道的腐蚀影响。结果表明,冲击腐蚀是雅克拉气田单井管道的主要腐蚀形式,流态和CO2含量是影响腐蚀速率的主要因素;管底沟槽状和溃疡状腐蚀是这两个气田集输管道腐蚀的共同特点。针对凝析气田集输管道的腐蚀特点,提出了加强腐蚀检测、更换或修复腐蚀管道、使用耐冲蚀内涂层或缓蚀剂等防腐措施。 相似文献
3.
4.
采用水合物研究中的THF测试方法,利用RC1e量热反应系统和ReactIR在线分析系统在线监控了四氢呋喃水溶液体系降温并形成水合物的过程,并考察了形成水合物溶液体系温度、热量以及内部组成的变化。实验结果表明:19%的四氢呋喃水溶液体系在-4℃形成水合物晶核,并因相变而释放大量的热,造成溶液体系温度上升;在形成水合物晶核时,在四氢呋喃的诱导作用下,水分子间多以氢键相互作用,形成水合物结构的基础。溶液体系热量和红外变化结果在一定层面上描述了四氢呋喃溶液形成水合物的过程和作用机理,可为今后防治管道内天然气水合物的堵塞提供理论基础。 相似文献
5.
采用水合物研究中的THF测试方法,利用RCle量热反应系统和ReactIR在线分析系统在线监控了四氢呋喃水溶液体系降温并形成水合物的过程,并考察了形成水合物溶液体系温度、热量以及内部组成的变化。实验结果表明：19％的四氢呋喃水溶液体系在一4℃形成水合物晶核,并因相变而释放大量的热,造成溶液体系温度上升;在形成水合物晶核时,在四氢呋喃的诱导作用下,水分子间多以氢键相互作用,形成水合物结构的基础。溶液体系热量和红外变化结果在一定层面上描述了四氢呋喃溶液形成水合物的过程和作用机理,可为今后防治管道内天然气水合物的堵塞提供理论基础。 相似文献
6.
7.
8.
针对苏里格气田采用的湿气集输工艺,对水合物的几种防治方法进行研究和对比,包括加热法、逐级节流法、添加热力学抑制剂、机械清除法。结果表明：通过现场试验,在完全掌握水合物冻堵时间规律的基础上,使用机械清除法既可以避免卡阻问题,又能有效清除水合物,防止管道冻堵,且该方法具有直接、彻底、易操作、无污染、经济等优点。基于管道运行中水合物的生成规律,提出了以机械清除法为主的水合物防治方法,并就工艺装置的改造提出建议。 相似文献
9.
为有效抑制天然气管道中水合物的形成,根据流体在多层圆筒壁圆管中流动的传热学理论,综合考虑大地温度变化、天然气物性参数等多方面因素的影响,给出电伴热埋地天然气管道热力计算的数值方法与计算公式,并应用于现场计算.在气井的井口温度一定的条件下,管道缠有电伴热带的出口温度明显升高,且温度升高的最小值为3.8℃,最大值达19.8℃,计算结果与现场实测结果的相对误差小于5％,表明所推导的温降计算公式和编制的计算软件完全能够满足油田生产的要求. 相似文献
10.
我国东北地区冬季严寒,天然气管网在运行过程极易出现冻堵。大连一沈阳天然气管道承担着大连LNG外输任务,自2011年底投产以来,出现多次冰堵。基于此,从管道所在地气候、地理、气源和冰堵原理等角度,分析指出大连一沈阳管道冰堵原因：在投运过程中,残留水在管道低洼处聚集,在冬季较低气温和管道内高压的共同作用下,达到水合物形成条件,因而发生冰堵。在分析注醇、伴热、降压防治方法的优缺点及适用条件的基础上,根据低剂量高效抑制剂的特点,得出结论：高效抑制剂可以降低大连一沈阳天然气管道水合物的形成温度,较好地延缓水合物的形成,进而为天然气管道冰堵防治工作提供参考。（表1,图4,参6） 相似文献
11.
为保障榆济输气管道冬季安全稳定运行,避免出现严重的冰堵事故而影响输气任务的完成及管道安全,亟需理清榆济输气管道气源气质及其所处高寒地区的实际情况,提出安全、经济、高效的水合物冰堵防治措施。基于热力学相平衡理论,应用Chen—Guo模型预测水合物形成条件,采用管输天然气含水量／水露点计算方法分析气源气质含水状况;结合榆济输气管道干线运行工况,判断确定了全线易于析出游离水的管段,建议在夏季对这些管段集中清管排污,并给出防治水合物形成的最小注醇量;针对榆济输气管道分输站场电伴热功率有限的情况,根据分输供气压力和天然气含水量,计算天然气达到含水临界饱和时的水露点温度,从而给出各分输站场需采取注醇措施的极限温度;严格控制气源气质水露点指标,是切断输气管道内游离水来源的关键,也是防治榆济输气管道干线和分输站场水合物冰堵最直接有效的措施。（图5,表1,参11） 相似文献
12.
在油气管道输送过程中,低温高压工况易生成水合物从而影响管道输送效率,严重时会引起管道堵塞。在实际工程应用中,通常采用添加热力学抑制剂的方式防止水合物的生成,常用的热力学抑制剂有甲醇、乙二醇等。确定合理的热力学抑制剂加剂量,对于保证管道的安全经济运行具有重要意义。在Chen-Guo双过程水合物热力学模型的基础上,应用Wilson模型确定水-醇溶液中水的活度,建立了含抑制剂体系水合物生成平衡条件的计算方法,并提出采用预估-试算-调整的思路确定管道运行工况点所需抑制剂的临界最低加剂量。实例验证表明,所提方法计算简单,精度高,能够满足实际工程需要。(图6,表6,参23) 相似文献
13.
涩宁兰输气管道沿线经过我国西北高原寒冷地区,因输送气质含水量较大、管道投运过程干燥不彻底,导致管道中存留液态水,在高压、低温条件下极易发生水合物冻堵。针对2010年冬季涩宁兰输气管道兰州末站发生的水合物堵塞事故,对管道中天然气气质的水露点和运行参数进行分析。将天然气的水露点值换算成含水量值,并将分析得到的含水量值和工艺运行参数范围与水合物生成条件参数进行对比,根据对比结果控制管道的运行参数,以防止水合物的生成。介绍了通过添加抑制剂防止水合物生成的方法及其添加量的计算方法。涩宁兰输气管道水合物事故分析与预防技术实践表明:与添加抑制剂方法相比,采用检测气质参数和监测管道工艺运行参数防止输气管道系统中生成水合物的方法,更能满足生产要求,且经济性与安全性更高。 相似文献
14.
15.
16.
17.
为了研究海底油气混输管道内水合物的形成过程及管道堵塞问题,结合凝析气生成水合物的相平衡曲线和CSMHyK v2.0水合物动力学模型,使用OLGA软件对海底立管和水平输送管道内水合物生成情况进行数值模拟。结果表明:在某海底管道工艺参数下,无论是立管还是水平输送管内都有大量水合物生成,其水合物浆黏度分别增加了10倍、18倍。在立管中从海底到海平面管段水合物生成速率由大到小,最后趋于0;在水平输送管道中,水合物生成速率保持不变。管道出口压力降低,水合物生成区域减小,且水合物浆的黏度大幅下降。当立管和水平输送管道出口压力分别控制在3 MPa、2 MPa时,可以避免水合物生成,保障管道安全运营。 相似文献
18.
针对重复热处理初始温度相同和不同两种情况,研究了热历史对西部原油管道冬季外输加剂吐哈油在沿线各站的凝点变化规律,结果表明:初始油温高于20℃,重复热处理对加剂吐哈油的凝点影响较小;初始油温低于20℃,重复热处理对油品的凝点影响较大,重复热处理温度在20～35℃之间将使原油物性明显恶化。开展了现场跟踪试验,结果表明:西部原油管输加剂吐哈油出站油温高于50℃、进站油温高于20℃,能够确保安全生产;出站油温为20～35℃,加剂吐哈油的凝点明显升高,安全生产将难以保证;采用首站一站式启炉,目前尚可满足管道安全运行的需要,一旦其因管道输量变化不能满足要求时,中间热泵站启炉热处理温度需避开20～35℃温度区间。 相似文献