高压天然气水合物生长动力学及浆体黏度特性

为探究油气混输管道中天然气水合物的生成及流动特性,得到实际混输管道天然气水合物浆液的安全运行规律。运用高压天然气水合物实验环路,进行了油水乳液体系天然气水合物浆液流动实验。通过控制变量法研究了不同初始压力、初始质量流量与加剂量对天然气水合物生成诱导时间、管内浆液表观黏度、密度以及水合物体积分数等的影响,获得了如下的重要研究结论:初始压力越高,水合物生成诱导时间越短,由初始压力5.3 MPa下的1.47 h缩短至6 MPa下的0.71 h,缩短了约51.7%,水合物在生成过程中反应越剧烈,不利于运输的安全;初始质量流量越大,水合物生成诱导时间越长,由初始流量895.3 kg/h下的0.76 h增加到1 414.6 kg/h下的0.90 h,增加了约18.4%,表观黏度波动幅度越小,运输过程越平稳安全;增大阻聚剂的加剂量对水合物诱导时间影响较小,但水合物大量生成阶段现象越平稳,水合物生成后管内水合物体积分数越小,浆液输送性越好;在流动过程中若流速下降,压降反而增加,则说明水合物体积分数的聚并很明显且管内浆液表观黏度很大,管道堵塞风险较大。     

基于正交试验设计的水合物浆液流动特性数值模拟

 针对竖直管道内水合物浆液输送过程中的流动问题,以浆液流速、水合物颗粒粒径和水合物颗粒体积分数作为影响浆液流动特性的主要因素,以水合物浆液在管道输送过程中的压降为评价指标,对水合物浆液在竖直弯管中的流动进行了正交试验设计,并在正交试验设计的基础上运用CFD软件模拟了浆液在管道中的流动情况。结果表明,在浆液输送过程中,输送速度对压降的影响最大,随着输送速度的增加,压降损失也随之增大;颗粒的粒径对压降的影响次之,水合物颗粒的粒径越小对压降的影响越大,随着粒径的增大,压降损失趋于平缓;水合物颗粒体积分数对压降的影响最小,随着水合物颗粒体积分数的增加,压降逐渐减小。通过对试验结果的进一步分析,给出了该试验条件下水合物浆液在管道输送较优的方案。     

含水合物阻聚剂的水合物浆液流动特性实验研究

水合物浆液技术作为一种新型油-气-水多相安全混输的方式逐渐受到油气生产和集输部门。利用一套近中试规模的模拟水合物循环管路,研究了在水合物阻聚剂存在条件下,不同初始含水率(20.0%~30.0%)水合物浆液的流动特性。实验结果表明,随着水合物颗粒的形成,体系流量伴随着波动逐渐下降,最终趋于稳定;而体系压差呈现先剧烈增加,而后逐渐下降并趋于稳定的趋势。与初始原料气组成相比,水合物浆液形成后体系内平衡气中轻烃组成存在不同程度的富集,从而导致平衡气水合物生成条件曲线向着低温高压区域偏移。由水合物浆液宏观形态演化过程可知,随着水合物颗粒的形成,原有的油水乳液结构遭破坏,最终形成的水合物浆液为固(水合物)-液(柴油)分散体系。另外,由不同时间(2 h、4 h和8 h)的停输/重启实验可知,水合物浆液表现出明显的触变性流体特征,且随初始含水率的增加,其触变性特征愈明显。     

HCFC-141b水合物在管道中形成及堵塞实验研究

为了研究水合物浆在管道中的安全流动,在低温室中搭建了内径为42 mm、长为30 m的不锈钢实验环道,借助于实验环道进行了一氟二氯乙烷(HCFC-141b)水合物在管道中的形成以及堵塞实验.在水过量的条件下,管道中的水合物形态有浆状水合物和泥状水合物两种,在二者的过渡区,水合物的体积分数为30%-40%.管道中水合物的颗粒粒径在154--450μm之间,而且随着水合物含量的增加,平均粒径逐渐增大.当水合物体积分数达到70%时,管道被完全堵塞.当管道中出现泥状水合物后,随着水合物含量的增加,水合物在管道中的聚集加剧,会很快造成整个管道堵塞,因此在运行过程中应避免泥状水合物的出现.     

油气混输管道水合物防治动态控制技术研究

水合物防治动态控制技术在保证管道安全运行的同时可利用水合物储气密度高的特点来增大管道输送量。但是,管道内水合物生成位置难以预测性,及水合物颗粒运动规律的复杂性制约了该技术的发展。为解决该问题,利用气液两相螺旋管流强化天然气水合物生成技术,促使水合物在管道泵站出站处生成;并建立了描述水合物颗粒运动规律的流动体系水合物颗粒宏观运动模型。研究表明,气液两相螺旋管流特有流型螺旋弥散流会促使水合物在管线特定位置生成;而水合物颗粒运动距离小于管道相邻泵站间距。最后,给出管道内水合物生成量须控制在一定范围,并在水合物颗粒运动终点采取干预措施的建议。     

NaCl溶液浓度及其腐蚀作用对Ⅱ型水合物颗粒黏附力影响

在天然气水合物资源开采和深水油气输运过程中,管道内的低温高压环境会导致气体水合物颗粒的生成和聚集并最终造成管道堵塞,严重影响生产效率.导致这一问题的根本原因是气体水合物颗粒间以及颗粒-表面间存在黏附力.因此,为了探明气体水合物在管道中的沉积和聚集机理,本文利用高压微机械力测量装置,对CH_4/C2H_6混合气生成的Ⅱ型水合物颗粒在不同盐度和碳钢表面腐蚀程度影响下的黏附力进行了原位测量.实验结果表明NaCl(1 wt.%–5 wt.%溶液)的存在能够降低水合物颗粒间的黏附力,根据毛细液桥理论模型估算结果,出现这一现象的可能原因是NaCl的存在降低了液桥与水合物颗粒表面的接触角.此外,经NaCl溶液腐蚀处理后,碳钢表面与水合物颗粒间的黏附力显著上升,最多可升高至无腐蚀条件下颗粒-碳钢表面间黏附力的5倍左右.     

临界CO2 传输中水合物对弯管冲蚀规律分析

管道输送超临界CO2过程中,受含汽量条件影响而形成的CO2固体水合物颗粒会对管壁造成冲蚀.研究水合物颗粒在不同条件下对弯管管壁的冲蚀规律对CO2的安全输送有重要意义.利用COMSOL Multiphysics软件分析超临界CO2输送管道的弯管段的固液两相流的流场规律,研究不同流速、不同粒径、不同弯曲角度下固体水合物对管壁的冲蚀规律.结果 表明,流动速度和粒子粒径的增加会使固体水合物对管壁的冲蚀更严重,使冲蚀区域的分布位置往弯管外侧管壁集中;弯管角度发生变化时,碰撞时粒子的入射方向与壁面的夹角发生改变,造成了冲蚀区域和程度的不同,直角弯管更易受到水合物粒子的冲蚀破坏.     

纯水体系下水合物的生成及堵塞实验研究

为了保障水合物浆液在管路中安全流动，开展了CO₂水合物生成及堵塞实验，探究纯水体系下CO₂水合物生成到堵塞管路的形态变化以及系统压力、泵速等因素对水合物浆液流动形态的影响。实验结果表明，（1）在纯水体系下，管道中水合物呈浆状和泥状两种形态，且CO₂水合物从生成到堵塞管路时间较短。（2）实验过程中，临界泵速为35 Hz；当泵速大于35 Hz时，水合物在管输过程中不会发生堵塞现象；当泵速小于35 Hz时，在系统压力相同的条件下，随着泵速的增加，水合物发生堵塞的时间延长。（3）同一泵速条件下，随着系统压力升高，水合物发生堵塞时间缩短；且系统压力为3.4 MPa时，水合物发生堵塞的时间为2 100 s；系统压力为2.4 MPa时，水合物发生堵塞的时间为6 225 s。     

海底混输管道析蜡对水合物生成的影响

海底混输管道由于高压、低温的输送环境,蜡与水合物可能同时生成。采用水合物和蜡的热力学模型,从热力学角度分析蜡晶析出对水合物生成的影响。结果表明:轻组分的含量对水合物相界线影响显著,轻组分含量越高,水合物生成温度越高;蜡晶的析出会带走体系中的重组分,降低轻组分的溶解度,同时使轻组分的浓度增加,从而促进水合物的生成;由于蜡晶的析出对轻组分改变较小,析蜡对水合物生成的影响不显著。     

透明摇晃-流动反应釜内水合物防聚剂性能测评研究

水合物容易在深水油气输送管道内形成并对管道流动安全构成极大威胁。向管道内加注水合物防聚剂,以此抑制水合物颗粒间的聚集并进而形成流动性良好的水合物浆,是防治水合物问题的一种常用措施。为了对道达尔公司提供的名为AA-D的水合物防聚剂进行性能测评,使用透明摇晃-流动反应釜在不同晃动工况及AA-D浓度下开展了一系列水合物的生成及流动实验。实验中,使用网络摄像头分别记录水合物生成前、生成中及生成后的实验现象。同时,根据温度和压力曲线的变化计算出不同工况下水的转化率。根据实验结果,系统分析了防聚剂AA-D及晃动工况（摇晃角度和摇晃速率）对实验现象和水转化率的影响。综合实验结果可知,防聚剂AA-D在本文实验条件下具有良好的水合物防治效果。本文的结果及结论可为水合物的防聚剂防治提供理论基础和借鉴。     

油气藏流体水合物浆输送技术研究进展

在油气藏流体中加入新型抑制剂,使其中的天然气生成水合物,并悬浮在油气藏流体中,流体以水合物浆的形式进行输送,可以解决管道的流动保障问题。水合物颗粒引起流体特性的变化,给管道输送带来了复杂性。从水合物浆的相平衡、抑制剂、流动特性、堵塞预测及解堵四个方面,对国内外油气藏流体水合物浆输送技术的研究进展作了归纳。介绍了国内外主要研究机构在研究中使用的方法、设备,以及取得的成果,提出了国内在水合物浆输送研究方面将来的努力方向。     

联用型水合物抑制剂在循环管路内抑制性能研究

水合物造成的流动安全问题长期以来困扰着油气生产和运输部门。低剂量水合物抑制剂包括动力学抑制剂和水合物阻聚剂,因其用量小、经济环保等优点逐渐受到油气工业界重视;但二者单独使用均有其局限性,而关于二者联用时对油水体系内水合物抑制性能方面的研究则鲜有报道。采用自行设计搭建的水合物循环管路,系统研究了动力学抑制剂与水合物阻聚剂联用时的抑制性能;并与单独加入水合物阻聚剂体系进行了对比分析。实验结果表明,与单独加入水合物阻聚剂体系相比,动力学抑制剂的加入可有效抑制水合物的成核和生长,延长水合物形成的诱导时间和生长时间;二者联用后导致水合物形成初始阶段易发生颗粒间的相互聚积,随着水合物持续形成,水合物环路发生了严重的沉积堵塞现象。最后分析了二者联用时在多相混输管道内的抑制机理。     

水平弯管内水合物浆的流动特性

 为了掌握水平弯管内水合物浆的流动特性,采用基于颗粒动力学理论的欧拉双流体模型进行建模研究,其中RNG k-ε 模型用于模拟湍流运动,液固两相间的曳力体现相间耦合作用。结果表明,弯头处出现了明显的二次流现象,且速度最大值分布在偏向内侧横截面上;颗粒增大了管内水合物浆湍动能,并使弯曲段的浆液湍动能分布更均匀,弯管和水合物的存在对压能损失产生影响。在相同的水合物体积分数下,浆液压力梯度随平均流速的增加而增大;在相同的流速下,浆液压力梯度随水合物体积分数的增加出现了缓慢增长区、过渡区和快速增长区。为了对堵塞风险进行有效预警,除了考虑平均流速等因素,还需要从水合物生长过程中微观特性变化的角度对压降分区和流变多样性进行探索。     

基于LBM方法的天然气水合物沉积物中多相流动规律研究

根据沉积物中水合物分解过程中流体运移和孔隙介质的特点,提出将格子Boltzmann方法(LBM)用于天然气水合物沉积物中多相渗流规律研究的新方法,该方法是介于宏观和微观之间的介观模型方法,是用格子Boltzmann模型对多孔介质中水合物生成、分解过程中饱和度的变化影响多孔介质渗透率的特性进行模拟.模拟结果表明,多孔介质...     

海洋天然气水合物藏开采若干问题研究

文章阐述了在开采天然气水合物方面所取得的研究进展,包括天然气水合物开采模型及数值模拟,天然气水合物开采物理模拟相似准则,天然气水合物开采方法研究等。建立、完善了天然气水合物开采的数学模型,并以此为基础建立了降压开采水合物物理模拟相似准则。降压法开采单一水合物藏,在某些情况下开采能量不足会导致藏内结冰严重。对下伏气的天然气水合物藏而言,水合物能够提高产气量、延长稳产时间。结合降压和注热的优势提出了注温水-降压法联合开采方法,该方法具有稳产时间较长、稳产气速度高的特点。     

四丁基溴化铵水合物的生成-分解特性

对四丁基溴化铵(TBAB)水溶液与柴油形成的油包水乳状液中的水合物生成-分解特性进行实验研究,考察水合物的悬浮液混输。结果表明:四丁基溴化铵水溶液分散到柴油中形成油包水乳状液以后,相对于TBAB+水体系,生成水合物所需的温度降低,反应时间延长,能形成较稳定的水合物悬浮液;在相同的剪切速率下,TBAB水合物悬浮液的表观黏度明显大于对应的油包水乳状液的表观黏度,并且TBAB水合物颗粒体积分数越大,悬浮液的表观黏度越大,非牛顿流体的特性越明显;温度升高时,TBAB水合物在油包水乳状液中迅速分解,由固体颗粒融化成为液体,在此过程中对油包水乳状液具有明显的破乳作用,导致TBAB水合物在柴油中的悬浮液与水滴在柴油中形成的油包水乳状液的复合体系稳定性下降。     

Numerical simulation on gas production from a hydrate reservoir underlain by a free gas zone

Physical and mathematical models of gas production by depressurization from a hydrate reservoir underlain by a free gas zone are established. The mathematical model can interpret the effects of the flow of multiphase fluids, the process of hydrate dissociation, ice-water phase transition, the variation of permeability, the convection and conduction on hydrate dissociation and gas and water production. The evolutions of temperature, pressure, and saturations in the hydrate and free gas zones are elucidated during gas production. The variation of some parameters, such as gas and water rates, with time is presented. The results show that the overlying hydrate zone can supply a certain amount of gas to improve the output of a production well and evidently prolong the lifespan of a gas reservoir. Supported by the National High Technology Research and Development Program of China (Grant No. 2006AA09A209) and the National Basic Research Program of China (Grant No. 2009CB219507)