蜡晶析出对天然气水合物生成动力学特性的影响

深海含蜡油气混输管道在低温、高压的输送环境下,容易引发蜡晶与天然气水合物(以下简称水合物)共存的现象并相互影响,加重管道堵塞。为了探明蜡晶析出对水合物生成动力学特性的影响情况,采用正庚烷(n-C_7)与正二十八烷(n-C_(28))混合液模拟含蜡输送体系,应用高压可视化反应釜观察水合物生成动力学实验,结合水合物生成过程中的可视化图像,研究不同蜡含量对水合物成核时间、耗气量和耗气速率的影响规律。实验结果表明:(1)在274.15 K、3.5 MPa的实验条件下,蜡晶析出加快了水合物的成核和生长过程,在蜡晶浓度(ω)为3.3%的体系中,水合物诱导时间最快缩短了56.9%;(2)同一温度、压力条件下,蜡晶析出增大了气体消耗量,并且蜡晶析出量越多累计耗气量就越大,在ω为3.3%的体系中,最大气体耗气率增加了2.15倍;(3)同一温度、压力条件下,含蜡体系中水合物的生长速率远远高于不含蜡体系。结论认为,蜡的存在会加速水合物的生成,增加水合物的沉积量,加大管道堵塞风险;为了确保深水油气混输管道的输送安全,应及时清理管道内析出的蜡晶。     

含蜡及表面活性剂环戊烷水合物浆液生成及黏度特性

随着油气资源开采不断向深水领域发展,在深水管道多相混输过程中,低温高压的输送环境极易导致水合物和蜡等固相沉积堵塞管道的问题产生,尤其当蜡和水合物同时存在时,集输管道将面临更高的堵管风险。为此,使用流变仪研究了含蜡和表面活性剂（Span 80）的油水体系中环戊烷水合物的生成规律及水合物浆液流变性,明确了含蜡量（质量分数,下同）、Span 80浓度（质量分数,下同）等因素对蜡-水合物共存体系临界时间及浆液剪切稀释性的影响规律。结果表明,Span 80浓度为1.0%时,含蜡量由0.00%增大至1.00%,水合物生成临界时间由25.8 min延长至49.8 min,增幅约93%。在Span 80浓度为1.5%、2.0%及3.0%时,水合物生成临界时间同样随含蜡量增大而延长,增幅分别为113%、93%及241%。对中低含蜡量体系（≤0.75%）,水合物生成临界时间随Span 80浓度的增大而缩短;对高含蜡量体系（≥1.00%）,水合物生成临界时间则随着Span 80浓度的增大呈现波动变化。此外,随着水合物的生成,含蜡与不含蜡体系水合物浆液的黏度均先快速增大再逐渐减小并趋于稳定,含蜡体系水合物浆液...     

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。     

高压天然气管道内水合物浆液流动特性的数值模拟

高压天然气管道内水合物的沉降堆积会引发严重的安全问题,而理解水合物浆液流动特性是解决问题的关键。文中运用计算流体力学的方法,利用FLUENT软件对高压直管内水合物浆液的流动特性进行数值模拟,探究入口压强、水合物颗粒体积分数、水合物颗粒粒径和水合物颗粒密度对水合物浆液流动特性的影响。结果表明,在高压天然气管道内,水合物颗粒会沿着管道壁面在近壁面区域发生沉降堆积,且其沉积程度会随着入口压力,颗粒体积分数,水合物颗粒粒径的增大而增加,而水合物颗粒密度对其沉积特性整体影响较大。     

流动体系CO2水合物浆液表观黏度影响因素分析

黏度是表征流体流动特性的重要参数,探究含水率、气液比等因素对水合物浆液表观黏度的影响规律,明确各因素的影响程度大小,对水合物风险控制策略的实施具有重要意义。以CO2、蒸馏水、工业白油、Tween-80为实验介质,依托高压循环水合物环道,基于正交试验设计的方法,选用L9(34)正交表设计并开展了一系列含油体系CO2水合物生成及浆液流动实验,并以水合物颗粒体积分数及剪切力为CO2水合物浆液表观黏度的评价指标,分析了油相类型、含水率、气液比、乳化剂浓度对水合物浆液表观黏度的影响,并对4种影响因素的敏感性大小进行了主次排序,实验结果表明乳化剂加剂量为影响水合物浆液黏度的主要因素。此外,进一步分析了各因素对多相流动摩阻的影响。本研究结论可在一定程度上为多相混输管线的安全运行提供参考。     

天然气油基水合物浆液流动实验

为了解决高压油气混输管道中天然气水合物堵塞的问题,利用中国石油大学(北京)新建的中国首套高压(设计压力15 MPa)天然气水合物实验环路进行了天然气油基水合物浆液流动实验,探究了压力、流量等因素对天然气水合物浆液流动、堵管趋势以及堵塞时间的影响,并利用实时在线颗粒粒度仪监测了天然气水合物浆液生成过程中体系内天然气水合物颗粒粒径的变化趋势。实验结果表明:压力越高,天然气水合物堵管时间越短,天然气水合物的堵管风险增大;增大流量可以减缓天然气水合物堵管趋势,降低天然气水合物堵管的概率,但存在"临界最低安全流量"现象,即当流量大于某值时,天然气水合物不会发生堵管,流体以浆液的形式在环路中流动。反之,则会发生天然气水合物堵管事故;在天然气水合物生成过程中天然气水合物颗粒的粒径(弦长)分布会发生显著变化,天然气水合物颗粒间的聚并是导致天然气水合物浆液发生堵管的主要原因。     

天然气水合物浆液流动形态与流变性的研究进展

随着深海油气田的开发,天然气水合物浆技术成为油气混输的新技术。研究水合物浆液流变性及其深层次机理是推广水合物浆技术应用的基础。水合物的形成需要经过成核→长大→稳定的过程,在形成水合物的整个过程中其宏观形态会出现显著改变。系统综述了天然气水合物浆液流变性的研究现状,分析了水合物浆液的宏观流变性、微观流变性及其影响因素。水合物浆液流变特性主要受到水合物含量、剪切率、粒径、乳化液的稳定性、压力及温度等因素的影响,但其真实的影响规律未得到统一结论。总结了现阶段水合物浆液流变性研究存在的缺陷及未来需要重点研究的方向。     

高持液率下抑制剂对天然气水合物生成与浆液流动的影响

搭建了一套高压可视流体环路，研究了在80%高持液率下NaCl溶液、动力学抑制剂聚乙烯吡咯烷酮（PVP）及其复配体系对天然气水合物的生成、浆液流动及形态变化的影响。实验结果表明，NaCl溶液对天然气水合物的初始成核速率具有很好的抑制作用，当NaCl含量为5%(w)时，水合物生成诱导时间比纯水体系延长了186%；随着NaCl含量的增加，生成的水合物量不断减少，浆液流动性增强；PVP可延长天然气水合物生成的诱导时间，仅0.025%(w)的PVP即可使诱导时间延长近50%;0.500%(w)PVP的抑制效果最佳，生成的水合物量最少；3%(w)NaCl溶液与PVP的复配体系对天然气水合物的生成速率具有显著的抑制作用，与纯PVP体系相比，在PVP含量为0.10%(w)时，水合物生成诱导时间延长了66.9%，固相分数减少了23.5%，水合物浆液呈细泥沙状，流动性较好。     

立管内水合物浆液流动特性及正交实验研究

通过FLUENT数值模拟技术对CO_2及天然气水合物浆液在立管内的流动特性进行了模拟,研究了水合物浆液平均流速、水合物体积分数、水合物颗粒粒径及连续相黏度对立管出口截面水合物浓度分布、速度分布及立管段压降的影响。通过正交实验确定了立管中CO_2水合物和天然气水合物阻力特性各影响因素的顺序均为:连续相黏度水合物颗粒的体积分数水合物颗粒的直径水合物浆液的平均流速,并在此基础上确定了各影响因素的最优组合,即平均流速2.5 m/s、水合物体积分数10%、连续相黏度1.79 m Pa·s、水合物颗粒直径50μm。研究结果可为深水流动安全保障技术的发展提供技术支持。     

基于离散元法的天然气水合物沉积物剪切带演化机理

钻采工程会影响天然气水合物沉积层的地质环境,这可能导致水合物沉积层的变形和破坏,继而可能引发一系列工程问题。因此,要实现天然气水合物资源的安全有效开发,需要对天然气水合物沉积物的变形破坏特性开展研究。考虑水合物的胶结效应,采用胶结接触模型,用离散单元法模拟了胶结型天然气水合物沉积物试样的三轴试验,通过局部变形、孔隙率、颗粒的旋转及胶结破坏的特征研究了剪切带的萌生发展规律及其细观机理。研究结果表明:(1)离散元数值试验能有效模拟水合物沉积物的强度和变形特性;(2)不同水合物饱和度试样的剪切带的模式不尽相同,当水合物饱和度为26%和40%时,趋向于形成两条分叉结构的剪切带,而当水合物饱和度为55%时,趋向于形成单一斜向剪切带;(3)剪切带萌生于应变硬化阶段,完全形成于应变软化阶段,是局部变形渐进发展的结果;(4)剪切带内外的局部应变、孔隙率、颗粒的旋转等特征差异明显,具有强烈的局部化特征;(5)水合物胶结对剪切带的萌生和发展具有双重作用,微裂纹首先因水合物颗粒间的胶结破坏而产生,砂土和水合物之间的胶结则限制了裂纹的扩展,而砂土和水合物之间的胶结破坏又促进了裂纹扩展形成剪切带。研究结果对于理解天然气水合物沉积物变形破坏过程中的细观力学机制具有参考价值。     

盐含量对天然气水合物防聚剂性能的影响

传统的天然气水合物(以下简称水合物)防聚剂评价实验一般在纯水中进行,而现场的水相中通常会混入一定的海水或含有矿化度的地下水,因而前者的评价结果与现场的实际情况存在着较大的差距。为了在更加接近现场实际情况的条件下评价水合物防聚剂的性能,首先使用高压透明蓝宝石釜从宏观角度对水合物浆液的形态进行观察,然后应用粒度仪从微米级进行水合物浆液中液滴—水合物粒径分布的观察测试,最后结合油水界面张力的变化规律对含盐体系水合物防聚剂的防聚行能进行了分析。研究结果表明:①在含3%NaCl条件下,水合物防聚剂CJ(以下简称CJ)对水合物的防聚效果较好;②水合物形成以前,在机械力的搅拌作用下,含CJ的水合物乳液粒径随着含盐量的增加而减小,含盐有利于液滴在油相中的分布;③水合物形成以后,在含3%NaCl的条件下,水合物颗粒分布更小,适量的盐有利于水合物形态的控制;④在2℃条件下,含盐量为3%时,油水界面张力值为最大,达到4.453 mN/m。结论认为,随着盐含量的增加,CJ对水合物的抑制效果增强,但在水合物形成以后抑制效果则不明显,相反盐含量的增加还容易破坏油水乳液的稳定性甚至破坏水合物防聚剂的使用效果。     

含防聚剂水合物浆液在循环管路中的性能

采用高压循环管路对含防聚剂的油-水-气体系形成的水合物浆液的稳定性进行了评价。实验结果表明,随循环时间的延长,含Zjj2防聚剂的水合物浆液的流量逐渐下降至趋于稳定,表观黏度不断增大至趋于基本不变,未出现堵塞管路的现象;生成的水合物以小颗粒形态均匀分散在乳液中,水合物浆液停工前、后的形貌相同,稳定性较好;油-水-气体系中水含量越高,含Zjj2防聚剂的水合物浆液的流量下降程度越显著,表观黏度越大;与分别含Span20和Zjj1防聚剂的水合物浆液相比,含Zjj2防聚剂的水合物浆液的表观黏度最低、流动性最好。     

水合物法天然气管道输送的实验研究

随着海洋油气开发向深海进军,海底油气混输管线受困于天然气水合物堵塞问题。天然气水合物浆液管道输送技术是保障深水油气田开发的新工艺,而研究天然气水合物浆液的流动特性则是实现上述管输新技术大规模工业应用的重要基础。为此,自行设计了一套模拟海底油气管道天然气水合物生成及其浆体流动的实验装置,分析了模拟海底管道工况下天然气水合物的生成特点,推断出海底管道中天然气水合物生成大致经历乳状物→粒状物→团状物→云状物4个过程;测定了不同工况下天然气水合物生成的诱导时间和生成时间,发现随着反应压力增大,天然气水合物的诱导、生成时间逐渐缩短;比较了温度对天然气水合物生成的影响,发现随着温度升高,天然气水合物的诱导、生成时间均变长;研究了不同工况下的耗气量;初步探讨了海底管道中流动体系下天然气水合物的生成机理。该成果为海底管道以水合物法输送天然气提供了技术依据。     

天然气水合物生成的影响因素及敏感性分析

天然气水合物是由某些气体或它们的混合物与水在一定温度、压力条件下生成的一种冰状笼型化合物。进行水合物生成条件的敏感性研究对预防天然气水合物的生成有着重要意义。分析了温度、压力两个主导因素的影响,提出了临界温度的概念;验证了盐类对水合物生成的抑制作用;剖析了天然气各组分对水合物生成的敏感程度。得出:水合物生成温度随着压力的增加而升高,但是存在一个临界温度,当环境温度达到该值时,压力对水合物生成的影响很小;甲烷虽然是生成水合物的主要组分,但当其含量趋近100%时,却不易形成水合物;乙烷不是敏感组分;丙烷对水合物生成的影响较乙烷大;异丁烷这类重烃组分,由于其分子大小和Ⅱ型结构中的大洞穴尺寸相匹配,所以对Ⅱ型结构的稳定能力远大于其它分子,当其含量较小时,就易生成Ⅱ型结构水合物;CO2和HS这类酸性气体,易溶水从而能促进水合物的生成。     

高含硫天然气水合物生长特性实验研究

目的解决高含硫气田开发过程中在井筒和管道中形成的天然气水合物造成冰堵的问题。 方法在恒温、恒容条件下,采用耐高压哈氏合金釜研究了高含硫天然气水合物宏观生长速率及气田水矿物离子对其的影响情况,同时,采用直接观察法从俯视角度研究了压力、气田水矿物离子及溶液形态对气液界面高含硫天然气水合物生长过程形貌特征、生长特性及延展规律的影响。 结果气田水中矿物离子的存在可降低水合物的生长速率,同时改变水合物形貌。在气液界面,水合物从成核点以二维拓展模式向四周生长。升高压力对水合物形貌影响较小,但会提高水合物的生长速率。 结论分析认为,矿物离子主要是通过离子化作用来降低水的活性,从而影响水合物的生长过程。研究结果对水合物安全防治和高含硫气田的顺利开发具有理论指导意义。      

天然气水合物的结构性质及应用

系统介绍天然气水合物的结构、性质及主要应用。结构方面着重介绍天然气水合物的晶体结构特性和客体分子对晶体结构的影响 ;性质方面主要给出一些天然气主要组分在水相中的溶解度、水合物生成过程的焓变、熵变及热容变化的数据 ,并讨论了水合物晶体的热传导性能 ;应用方面重点讨论了天然气水合物作为一种潜在能源的价值及天然气水合物技术的主要应用领域。     

沉积物粒度及组分与天然气水合物合成速率关系实验

天然气水合物快速合成在水合物技术工业化中至关重要,故研究水合物合成速率的影响因素具有重要意义,但沉积物粒度及组分与水合物合成速率关系的实验数据严重不足。为此利用自制水合物装置,在3℃、10 MPa轴压及围压、SDS体系下合成天然气水合物沉积物,建立了不同沉积物粒径大小、粒径占比与水合物合成速率的关系模型。结果表明:水合物合成速率随沉积物粒径增大而下降,下降幅度逐渐减小;沉积物粒径足够小时,水合物合成速率与沉积物介质类型关系不大;不同粒径占比下,随着小粒径介质占比增大,水合物合成速率先上升后下降,且小粒径介质达到一定占比时,水合物合成速率大于单一介质;沉积物粒径大小和占比主要改变了沉积物颗粒的比表面积大小,进而影响水合物合成速率。这对天然气水合物快速合成有一定的参考价值,有助于推动水合物技术工业化进程。