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。     

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。     

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。     

气主导体系集输管道水合物堵塞形成与沉积特性研究综述

为了保障天然气集输管道的安全平稳运行，避免水合物堵塞的形成及其诱发的局部憋压风险，本文分析了天然气水合物结构与性质、热力学与动力学模型和管道水合物沉积、堵塞机理研究进展,并对集输管道天然气水合物防治提出展望。研究表明,气主导体系管道水合物沉积机理主要有以下两种：一是由管壁上凝结液膜的水合物生长引起,其中自由水含量、气体速度、流型变化、气相持液率、过冷度以及管壁表面形貌等因素影响水合物沉积行为；二是气相液滴形成的水合物颗粒通过内聚作用聚集生长为水合物层,从水合物颗粒间粘附强度角度考虑水合物层的剥落和分离,为通过提高气体临界流速来去除水合物沉积层提供了新的思路。本文的研究可为管道水合物堵塞分类分级管理和高效防控研究提供参考。     

蔗糖对四氢呋喃水合物分解平衡温度影响的实验研究

随着油气资源的开采趋于深海,对促进水合物分解的研究在管道解堵和水合物开采方面都具有重要的意义。实验测试得到蔗糖的质量分数分别为0.05%、0.5%、2.4%、9.1%、20.0%、33.3%和39.4%。实验结果表明体系中蔗糖的存在对THF水合物的分解有促进作用,能降低THF水合物的分解平衡温度且分解平衡温度随着蔗糖含量的增加而降低;当蔗糖的质量分数大于27.7%时,THF水合物的分解平衡温度降至冰点以下。热力学模型以液-水合物-气三相逸度平衡为起始点,根据THF水合物的特点对传统的逸度计算模型进行了适当的简化,用基团贡献法计算得到了实验体系下水的活度系数,并利用实验数据拟合得到了模型中用于计算Langmuir常数的两个重要参数,最后选定适用于其他参数的经验公式。用该模型预测得到的水合物分解平衡温度与实验得到的数据相吻合,说明该模型可用于预测常压下的THF+水+蔗糖体系水合物分解平衡温度。本文建立的模型对不同客体水合物的热力学模型的建立也具有指导意义。     

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。     

安塞低渗透油藏注入水中悬浮油滴堵塞规律

注入水中悬浮油滴能够严重堵塞低渗透油藏储层,造成渗透率下降,导致注水难、采油难。开展悬浮油滴对低渗透储层伤害规律的研究对提高油田注水效果有着重要的指导作用。以6种不同的粒径的悬浮油滴在5种不同浓度条件下,分别对安塞低渗透岩心进行室内流动实验、解堵实验。结果表明:在岩心平均喉道直径3.097μm、渗透率(2.96~3.73)×10-3μm2条件下,注入一定浓度c、一定粒径d悬浮油滴溶液后,渗透率变小,产生了堵塞。其中当d≤3.16μm时,与粒径相比,注入液浓度对堵塞起主导作用。大量油滴能够贯穿岩心,解堵效果较好,堵塞形式为贯穿性堵塞;当d4.175μm时,与浓度相比,粒径对堵塞起主导作用,油滴无法通过岩心,解堵效果较差,堵塞形式为浅部堵塞;当3.16μmd≤4.175μm,注入液浓度和粒径共同作用,极少油滴能够贯穿岩心,解堵效果最差,堵塞形式为贯穿性堵塞向浅部堵塞的过度阶段。建议安塞油田注入水中油滴指标采用c≤20 mg/L,且d≤4.175μm。     

天然气水合物垂直管内流动特性的数值模拟

为了研究深水天然气水合物浆液开采管中水力提升的理想工况,对开采管中浆液的速度、体积分数、颗粒粒径和颗粒密度各参数划分12组,基于Fluent软件中欧拉双流体模型,采用SIMPLE算法和标准k-ε湍流模型,对水合物颗粒在管道中的黏度变化编制UDF,并对上述方案进行数值模拟,对比模拟得到水合物颗粒体积分数值与文献试验值,相对误差小于20%,该模型可行.结果表明:管道提升速度越大、浆液体积分数越小、颗粒粒径越小、颗粒密度越小对于水力输送越有利.因此,在满足系统安全性要求的同时考虑经济因素,对于直径300 mm的水力提升管,建议提升体积分数取20%,颗粒粒径取0. 01~0. 02 m,提升速度和颗粒密度分别控制在1. 4~1. 8 m·s~(-1),1 020~1 190 kg·m~(~(-3)),此时提升情况理想,系统具有一定的可靠性.     

多相混输管道水合物生成及其浆液输送

根据经典的理论研究,依托良好的实验条件,对多相混输管道水合物生成及其浆液输送规律进行研究。结果表明:综合结晶本征动力学传热与传质所建立的水合物壳双向生长模型能有效预测油水乳状液下水合物生成过程中的气体消耗量;在高压水合物生成实验环道上,借助FBRM(颗粒粒度分析仪)和PVM(颗粒录影显微仪)设备可探究水合物生成过程中颗粒/液滴的分布规律;考虑到多相混输管道水合物浆液的输送安全性,流动须满足"最低安全流量"的要求;在高压水合物生成实验环道上,可直观研究不同含水率下天然气-水合物浆液的流型特点。     

气井用水合物自生热解堵剂解堵效果数值模拟

在气井生产后期井筒水合物堵塞井筒现象频发,井筒水合物解堵越发重要。针对气井井筒水合物解堵问题,根据气井水合物堵塞过程和某型自生热解堵剂特性,建立了天然气水合物堵塞段分解速率数学模型和传热数学模型。开展了井筒内水合物解堵过程仿真模拟计算,获得了不同解堵剂浓度解堵过程中井筒内温度、水体积分数等参数的分布云图,得到了不同自生热解堵剂浓度下所需解堵剂用量及解堵时间。进行了不同解堵剂浓度下解堵过程实验研究,测得了不同自生热解堵剂浓度下所需解堵剂用量及解堵时间。解堵剂用量及解堵时间的模拟计算值与实验值吻合度均大于80%。研究发现随着解堵剂浓度增加,解堵时间随之缩短,解堵剂用量随之减少。但是当解堵剂浓度超过2.0 mol/L时,其解堵效果提升幅度相对降低。