基于Fluent的管道内水合物浆液流动特性数值模拟

利用ANSYS Fluent 14.0对R11水合物浆液在弯曲管道中的流动情况进行了模拟,考察了水合物颗粒密度和颗粒平均粒径对管路压降梯度和水合物颗粒体积分数分布的影响。结果显示,水合物浆液的压降梯度和颗粒平均尺寸均随着水合物密度的增加而增大,但水合物颗粒粒径的增加使得压降梯度降低。此外,增大水合物颗粒密度和平均粒径均促进了水合物向管壁聚集,出现了较大的体积分数分布梯度。水合物颗粒沉积特性表明,对于体积分数为14%的水合物浆液,当流体速率小于0.40 m/s时,水合物颗粒会沉积在管壁上,引起管道堵塞;当流速为0.10 m/s时,水合物颗粒沉积床层厚度可达14 mm,随着流速的增加,床层高度减小。     

基于群体平衡理论的管内水合物沉积特性数值模拟

引入基于水合物颗粒聚集动力学的群体平衡模型,建立了三维几何模型,利用Fluent软件对群体平衡模型和相关固液两相流模型进行联合求解,模拟了流速、水合物颗粒粒径及体积分数对管内水合物颗粒沉积特性的影响。模拟结果表明,着床沉积发生时,管道横截面处的水合物分布和粒径分布有较好的一致性。流速增加对管内水合物颗粒粒径大小的影响并不具有明显的规律性,但会减小管道横截面上水合物的浓度梯度,使水合物分布渐趋均匀,从而减弱水合物的着床沉积。管内水合物颗粒的初始粒径越大、体积分数越高,水合物颗粒的平均和最大粒径的模拟值越大,水合物颗粒的起始沉积位置距管道入口也越近,管内水合物的沉积越严重。模拟结果与相关实验结果吻合良好,可为深水流动安全保障技术的发展提供基础支持。     

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。     

天然气水合物颗粒-水流态化特性模拟研究

在高0.8m,宽0.1m的二维流化床中对天然气水合物颗粒-水的流态化特性进行了模拟,研究了水的入口流速、天然气水合物颗粒直径和密度、初始床层体积分数和初始床高等参数对颗粒分布和压力降等参数的影响。由模拟结果可以看出,床层压力降主要受天然气水合物颗粒密度、初始床层体积分数和床高的影响较大,在初始床高为0.4m时,压力降最大,为1600Pa。而天然气水合物颗粒的分布受水的入口流速、颗粒粒径和初始体积分数影响较大,当水的入口流速在0.06m/s和0.08m/s,颗粒粒径在1.2mm和1.5mm,颗粒初始床层体积在0.4,0.5,0.6时,颗粒在径向上分布的不均匀性提高,但总的而言,这些影响因素可以被调节和控制,同时,本文也为流化床在天然气水合物开采中的进一步应用提供了理论依据。     

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。     

以扭带起旋的气固两相螺旋流流动与传热数值模拟

为了探讨输气管道中天然气水合物颗粒输送体系的螺旋悬浮流动规律,利用ANSYS软件对天然气管道内的气固两相螺旋流动和传热进行了三维瞬态数值模拟。研究了天然气管道内不同横截面的速度场、水合物颗粒体积分数分布规律、水合物颗粒沉降规律以及传热规律。模拟结果表明:螺旋流具有较强的携带能力,可以防止颗粒沉积,增强水合物颗粒之间的传热,避免形成水合物堵塞,保障管道安全;固体颗粒含量对携带能力有较大影响,当不含固体颗粒时,螺旋流流线稳定,衰减并不明显;当水合物颗粒体积分数达到8%左右,螺旋流的切向速度迅速衰减,衰减速率是无颗粒螺旋流的3倍。研究结果可为保障输气管道的安全输送提供理论指导。     

基于群体平衡模型的竖直管内水合物浆液流动特性模拟研究

水合物的开发与利用已经成为热点能源问题之一。固态流开采是我国为开发非成岩水合物矿藏提出的一种绿色水合物开采方法。固态流开采是将深水浅层的水合物进行破碎流化,经过预处理后,通过管道举升至海面。引入基于水合物颗粒聚集动力学的群体平衡方程,对开采过程中竖直管道内水合物流动特性进行了正交试验研究。结果表明,对竖直管内水合物浆液流动摩阻影响最大的因素为水合物浆液的平均流速,而对竖直管内最大粒径影响最大的因素为浆液中水合物的体积分数。研究结果可为深水水合物浆液流动安全保障和水合物固态流开采技术的发展提供技术支持。     

基于群体平衡理论的竖直管内水合物浆液流动特性模拟

基于海洋非成岩天然气水合物(简称水合物)颗粒聚集动力学的群体平衡模型,对水合物浆液在竖直管内的流动特性进行了模拟研究,重点模拟研究了水合物浆液体积分数、平均流速对竖直管内水合物浆液流动特性的影响;根据模拟结果,研究了不同工况下流动压降、浓度分布以及水合物粒径分布等流动特性,为水合物开采中举升管内水合物浆液流动特性提供借鉴。实验结果表明,所建模型可较好地模拟水合物浆液在竖直管内的流动状态;较低的浓度和较高的流速有利于保证水合物浆液地竖直管内的流动安全,但不利于输送的经济性。     

输气管道水合物颗粒螺旋流动数值模拟

为了对输气管道中天然气水合物颗粒输送体系的螺旋悬浮流动规律做出进一步研究,利用ICEM软件对天然气管道内的气固两相螺旋流进行了三维瞬态数值模拟与仿真。研究了天然气管道内不同横截面的速度场、水合物颗粒体积分数分布规律以及水合物颗粒沉降规律。模拟结果表明:当水合物颗粒体积分数达到8%左右时,螺旋流的切向速度衰减迅速,对水合物颗粒的携带能力也急剧下降,衰减速率是无颗粒螺旋流的几倍;螺旋强度较大时,流体速度曲线表现出"双峰"特点,螺旋强度较小时,流体速度曲线表现出"抛物线"特点;流体速度是影响颗粒运动的主要因素,叶轮角度是次要因素,流体携带能力与颗粒体积分数及颗粒粒径成反比。所得结论可为输气管道的安全输送提供理论指导。     

含天然气水合物的海底多相管输及其堵塞风险管控

为了提升深水油气开发海底输送系统多相流动的安全运行水平、推进“天然气水合物（以下简称水合物）浆液输送技术”的工业化应用进程,基于所搭建的水合物流动保障实验平台,结合水合物动力学生成机理、多相流动规律和可靠性理论,开展了含水合物的海底多相管输及其堵塞风险理论与技术研究。研究结果表明：①水合物颗粒的存在,会减少分层流区域,增强段塞流动趋势,更易形成环状流和波浪流,基于小扰动法所建分层流判别准则,能合理划分实验流型数据;②考虑水合物颗粒间聚并剪切,结合有效介质理论,建立了水合物浆液的黏度、阻力计算方法,预测精度均在±20%以内;③提出了含水合物多相管输的临界悬浮流速概念,分别建立了低于该流速的气浆、高于该流速的固液多相流动机理模型,能更加合理地描述水合物颗粒与多相流动耦合影响规律; ④观察到水合物壁面沉积4阶段历程,通过不同实验条件下水合物沉积率的定量表征分析,揭示了各因素对水合物壁面沉积的作用机理;⑤定量分析了不同流型下水合物颗粒的聚并沉积状态,定性分析了各流型中水合物的堵塞机理及风险;⑥引入可靠性理论,建立了以水合物体积分数为判定条件的极限状态方程,耦合抽样及快速求解理论,实现了含水合物多相输送管道堵塞概率表征,并给出了水合物浆液管道稳定运行的安全评价等级划分原则。结论认为,该研究成果能从定性和定量两个方面有效预测多相混输管道中水合物的生成及堵塞风险,有助于保障海底输送系统多相流动的安全运行。     

天然气水合物浆在管道中的流动沉积特性

随着海底天然气水合物开采及开发技术研究的不断发展,水合物浆的宏观流动特性研究成为保证天然气水合物浆顺利输送的必要条件。为此,对天然气水合物浆液在管道中的稳定流动状态及临界堵塞条件进行了研究,以传统的固液双层流动模型为基础,结合天然气水合物在水平管道中的流动特点,提出了天然气水合物浆稳定流动的判定标准——临界流动速度和临界床层高度,即管道内出现固定床层的临界速度和该速度对应的床层高度;并提出了计算天然气水合物浆流型及流动参数的方法。在此基础上,对天然气水合物浆在管道中流动的沉积特性进行了研究,设计正交方案,对比了不同因素对临界沉积速度的影响因子。实验验证结果表明:该方法可以较为准确地描述天然气水合物浆的流动状态及其特征参数,对判断其安全流动具有一定的指导意义。     

天然气水合物浆液摩阻的实验研究

随着海洋油气开发向着深海进军,为了防止发生从海底井口到生产平台的多相混输管道天然气水合物堵塞,传统天然气水合物抑制方法将会大大增加开采成本,而以天然气水合物浆液形式进行输送已成为深海油气输送的一种新方法。为此,在天然气水合物壳模型的基础上开发了HyFlow软件,在水—柴油体系的天然气水合物浆液环路实验中,计算了天然气水合物颗粒的粒径,得到了天然气水合物浆液中颗粒大小与含水率的关系,讨论了不同含水率下最大填充系数的确定,分析了颗粒大小对天然气水合物浆液摩阻系数的影响。结果发现:当含水率在15%～25%时,天然气水合物颗粒的表观直径为0.974mm,而摩阻系数约为0.22。此研究结果为模拟计算天然气水合物浆液的流动提供了实验依据,也为正确设计和布置混输管线的工艺流程奠定了基础。     

含蜡晶天然气水合物浆液黏度的影响因素

天然气水合物浆液黏度特性是判别水合物浆液输送流动性的重要指标。在深海油气田开发中,特别是对于高含蜡体系,蜡晶与天然气水合物共存的情况时有发生。为此,利用高压天然气水合物流变测量系统,探究了含蜡量、搅拌转速和压力等因素对含蜡晶存天然气水合物浆液黏度的影响规律。实验结果表明:(1)含蜡晶天然气水合物浆液呈现剪切稀释性;(2)含蜡量越大,天然气水合物浆液黏度越高,原因在于悬浮在连续相的蜡晶与吸附在天然气水合物颗粒表面的蜡晶,均对天然气水合物聚并体的增大起到了促进作用;(3)在相同含蜡量的情况下,随着搅拌速率的增加,因体系所受剪切作用强度增加,导致天然气水合物浆液黏度下降;(4)当体系初始反应压力提高时,天然气水合物生成驱动力增强,生成量增加,会显著增加天然气水合物浆液黏度。结论认为,研究蜡晶在高压搅拌天然气水合物浆液体系内的微观分布规律,将是未来探讨蜡晶对天然气水合物浆液黏度特性影响的重要方向。     

管道流动体系天然气水合物生成模型研究进展

天然气水合物浆液管道输送技术可实现水合物防治的动态控制及天然气水合物的管道输送,而流动体系天然气水合物生成模型研究为水合物浆液管道输送技术的发展提供理论支持。总结了国内外流动体系天然气水合物生成模型的研究进展,重点分析了水合物生成动力学模型。发现目前适用于流动体系的天然气水合物生成模型还很少,并且多为由静态体系水合物生成模型拓展而来。基于气液两相螺旋管流流动特性及天然气水合物微观结构,建立了螺旋管流体系天然气水合物生成模型。最后,指出了流动体系天然气水合物生成模型研究的发展方向。     

天然气水合物管道螺旋流动与传热数值模拟

为了对输气管道中天然气水合物颗粒输送体系的螺旋悬浮流动规律做进一步研究,通过建立圆管螺旋流的三维模型,采用RNG k-ε湍流模型和DPM模型对天然气管道内的气固两相螺旋流动和传热进行三维瞬态的数值模拟,主要研究了天然气管道内不同横截面的速度场、温度场、水合物颗粒体积分数分布规律以及传热规律。数值模拟计算表明,螺旋流具有较强的颗粒携带能力,对增强水合物颗粒之间的传热、防治输气管道中水合物堵塞有较好的效果。该研究结果可为输气管道的安全输送提供理论指导。     

凹凸棒石对四氢呋喃水合物浆液流变特性的影响

针对油气集输管道中易发生水合物堵塞问题,需探索新的高效防聚防堵方法以改善水合物浆液流动性。为此,采用超声波处理后的凹凸棒石(ATP)作为防聚剂,利用旋转黏度计研究了质量浓度为0～1.50 mg/mL的ATP对体积分数为0～13.3%的四氢呋喃(THF)浆液在温度为1℃条件下的流变特性。研究表明:含ATP的四氢呋喃水合物呈现出剪切稀释性,属于假塑性流体;随着水合物体积分数的增加,其非牛顿浆液行为表现得更加明显;在相同的体积分数条件下,四氢呋喃水合物浆液黏度随着ATP含量的增加而下降,AIP最佳浓度为0.75 mg/mL,说明ATP可明显分散水合物颗粒,阻止颗粒聚集,形成流动性良好的水合物浆液形态。     

凹凸棒石对四氢呋喃水合物浆液流变特性的影响*贾茹饶永超王树立丁博洋

针对油气集输管道中易发生水合物堵塞问题,需探索新的高效防聚防堵方法以改善水合物浆液流动性。为此,采用超声波处理后的凹凸棒石(ATP)作为防聚剂,利用旋转黏度计研究了质量浓度为0～1.50 mg/mL的ATP对体积分数为0～13.3%的四氢呋喃(THF)浆液在温度为1℃条件下的流变特性。研究表明:含ATP的四氢呋喃水合物呈现出剪切稀释性,属于假塑性流体;随着水合物体积分数的增加,其非牛顿浆液行为表现得更加明显;在相同的体积分数条件下,四氢呋喃水合物浆液黏度随着ATP含量的增加而下降,AIP最佳浓度为0.75 mg/mL,说明ATP可明显分散水合物颗粒,阻止颗粒聚集,形成流动性良好的水合物浆液形态。     

流动体系水合物生成及其流动特性试验研究

依托管道式水合物综合试验平台,以水和CO2为试验介质在6.5~8.5℃的条件下试验研究了CO2水合物生成特性及水合物浆液流动规律。试验初始压力为4.5 MPa,含气体积分数为31.16%。同时,利用压降分析法探究了CO2水合物浆液的流动特性,并归纳了CO2水合物浆液管道压降关联式。研究结果表明,水合物首先在管道内壁处生成,然后逐渐向管道中心生长,最终造成管道的堵塞。此外,水合物浆液管道压力分布存在突然降低的情况,而管道末端压力反而升高,这是因为管道末端有部分水合物发生分解。研究结果可为水合物的防治工作提供理论支持与技术储备。     

叶轮起旋水合物管道螺旋流动及传热数值模拟

为了进一步研究输气管道中天然气水合物颗粒输送体系的螺旋悬浮流动规律,建立了圆管螺旋流的三维模型。采用RNG k-ε模型和DPM模型对天然气管道内的气固两相螺旋流动和传热进行了三维瞬态数值模拟。主要研究了水合物管道内不同横截面的速度场、壁面剪切力、水合物颗粒停留时间、水合物颗粒浓度分布规律以及传热规律。研究结果表明:螺旋流具有较强的颗粒携带能力,对增强水合物颗粒之间的传热,防治输气管道中水合物堵塞问题有较好的效果。研究结果可为保障输气管道的安全输送提供理论指导。     

天然气水合物三相流段管道压力损失分析

水力输送系统是海底天然气水合物绞吸式开采系统的核心设备之一,输送管道的工作性能决定了整个采矿系统的工作效率.文中主要研究了天然气水合物绞吸式开采管道输送过程中,水合物分解后管道三相流段的压力损失规律.基于计算流体力学和FLUENT软件,采用欧拉模型配合CFD-PBM模型分析了管径、流速、固相和气相体积分数、粒径、气泡平均直径对管道压力损失梯度的影响.结果表明:管道压力损失梯度随着管径增加而减小,在管径大于300 mm后压力损失梯度减小缓慢并开始趋于稳定,在450 mm处压力损失梯度骤降,500 mm以后再次趋于稳定;随着浆体流速增大,管道三相流段压力损失梯度先减小后增大,存在一个最优流速,且最优流速随着粒径增大而增大;固相体积分数和颗粒直径都与压力损失梯度成正比,但体积分数的影响较大,粒径的影响较小;气相体积分数在0.3以内与压力损失梯度成反比,表明了少量气体的减阻效应;气泡平均直径过大会减小有效管径,导致压力损失梯度增大.