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。     

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。     

弯管内天然气水合物颗粒螺旋流动特性数值模拟

螺旋流动较普通管流对固体颗粒具有更大的输送能力,但流动也更为复杂,尤其是在管道弯管处.采用RNG k-ε模型和DPM模型,对流体携带颗粒螺旋流动经过水平90°弯管时的流动特性进行了数值模拟,其中起旋器为短扭带,扭率为6.2、7.4、8.8,水合物颗粒粒径为0.06 mm、颗粒质量流量为10-6 kg/s;将模拟结果与实...     

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。     

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。     

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。     

U形换热管束振动特性分析

采用流固耦合分析方法,研究了单根U形管共振特性及影响因素,并结合GB 151—1999《管壳式换热器》中的经验公式对ANSYS计算结果进行了验证。此外,针对单排U形管束,分析了节径比对于管束共振特性的影响,得出了调整U形管束共振频率、避免共振产生的有效方法。     

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。     

U形管的自振频率

作者利用SAP5有限元程序在对工业常用U形管换热器管束进行探讨和分析的基础上,提出了一种可用来计算U形管平面内外振动自振频率的简便方法。这种方法有助于换热器振动的预测。     

高压U形管换热器的管板计算

讨论了一种U形管换热器管板的计算。由于结构特殊,在GB151—1999《管壳式换热器》中没有这种管板的计算方法。文章在分析此种管板受力的基础上,提出了一种建议计算方法。     

管道内二氧化碳水合物的形成和流动特性研究

随着油气开采从陆地向深海发展,防止气体水合物堵塞管道成为重要的安全挑战之一。在50m长的高压循环管路里,对CO2水合物的形成过程和流动特性进行了研究。研究结果显示在管径相同的水平管道内各处水合物几乎是同时形成的,最先成核形成小颗粒,然后小颗粒聚集成絮状;在水转化率为4%时,管道内没有形成局部堵塞;水合物形成后会导致管道内流动阻力增大,液体流速瞬间降低。     

TBAB水合物及其浆体导热系数

利用基于瞬态平面热源法的Hot Disk热常数分析仪,测量了270.55~303.15K温度范围内,TBAB初始质量分数为10%~40%的TBAB溶液、水合物及其浆体的导热系数。结果表明,不同于其他水合物所具有的玻璃体导热特性,TBAB水合物的导热系数与温度呈负相关;TBAB溶液和水合物浆体的导热系数随TBAB初始质量分数的增大而减小、随温度的升高而增大。     

倾斜管中CO2水合物生成及堵管实验研究

研究倾斜管内气液两相流的堵管机理对于保证油气的安全输送起到至关重要的作用。因此,在高压可视水合物实验环路上开展了倾斜管中水+CO₂体系下的水合物堵管实验,探究了压力、流速等因素对CO₂水合物浆液流动和堵管时间的影响。实验结果表明,在流速分别为3 L/min或5 L/min或7 L/min的条件下,初始压力为2.7 MPa、3.0 MPa和3.3 MPa时,水合物浆液流动时间分别为451 s、336 s、303 s或632 s、510 s、391 s或740 s、657 s、512 s。由此可知,初始压力越大,水合物浆液的流动时间越小,管路越容易发生堵塞。在初始压力分别为2.7 MPa或3.0 MPa或3.3 MPa的条件下,流速为3 L/min、5 L/min和7 L/min时,水合物浆液流动时间分别为451 s、632 s、740 s或336 s、510 s、657 s或303 s、391 s、512 s。由此可知,初始流速越大,水合物浆液的流动时间越大,管路越不易发生堵塞。因此,可以通过减小初始压力和增大初始流速来有效减小管路堵管趋势。     

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。