天然气水合物试采流动保障研究

天然气水合物在地球上储存丰富,是世界上重要的潜在能源,世界上多个国家已经进行过水合物试采试验。在水合物试采过程中,保障试采过程中的流动安全是确保试采工程的重要因素。根据水合物的特点,参考国内外已经完成的水合物试采项目总结,并分析了水合物试采中流动保障问题以及应对措施。在水合物试采中,流动保障需要解决的问题主要为水合物二次生成、砂沉积以及段塞流问题。基于研究,针对日本南海海槽2013—2017年的试采中所用的试采工艺、试采中存在的问题进行了分析。并提出未来总结了针对未来水合物试采的流动保障建议,可为中国未来水合物试采、开采试验区建设流动保障研究提供参考。     

管道内天然气水合物沉积实时监测系统研究

随着油气资源的开发逐渐向深海推进,天然气水合物在管壁处的沉积极易造成深海管道堵塞,严重威胁管道的安全运行,为此设计了一套水合物沉积层厚度变化的检测装置,监测水合物的沉积情况。该装置通过信号发生器产生激励,将管道内水合物沉积层厚度转换为电压信号,以实时监测水合物层生长过程。为准确描述管内水合物沉积层的实际厚度,基于水合物沉积层内部结构,构造了分形结构,通过水合物沉积层的电导率模型,将电压信号与管道内水合物沉积层实际厚度进行关联,最终由变化的电压信号得到管道内水合物沉积层的实际厚度。基于搭建的水合物沉积层厚度变化检测装置进行了管道内水合物沉积层成长实验,通过电导率模型将实验得到的电压信号转换为水合物沉积层厚度,判断管道内水合物是否生成及沉积情况。结果表明,在水浴温度为-2℃和-4℃的两种工况下,电导率模型转换的沉积层厚度与根据天然气消耗量计算得到的沉积层厚度相差20%左右,证实了此一体化设备能精确检测管道内水合物沉积层厚度。     

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。     

水合物浆体流动规律研究进展

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,水合物浆液流动技术是深水流动保障技术的新工艺,而研究水合物浆液的流动特性是实现海底管输技术大规模工业应用的重要基础。综述了水合物浆体流动规律的研究现状和进展,主要从水合物浆体的流变性和压降规律等方面对国内外水合物浆体流动规律的研究进展进行了归纳,指出了水合物浆体研究方向并给出了建议。     

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。     

管道流动体系下天然气水合物生成模型的研究进展

管道流动体系下天然气水合物生成模型的建立对天然气水合物浆液的输送、管输天然气水合物防治以及天然气水合物技术的应用都具有重要意义。为此,查阅了大量的国内外相关文献并进行了总结与分析,认识到目前对该类模型的研究较少,现有的模型也是在静态釜式反应器天然气水合物生成理论基础上拓展而来的,主要包括驱动力、成核速率、诱导时间、水合物生长等方面的模型,上述模型被广大研究者用于计算管道单个截面处天然气水合物的生成速率预测,具有较好的计算精度。但现有模型用于管道流动体系下天然气水合物生成特性的预测还不成熟,需要进一步开展管道流动体系下天然气水合物的生成机理、管道沿线温度变化、添加剂及其流动界面对气液传质的影响等研究,建立动力学、传热、传质三者相结合的管道流动体系下天然气水合物生成模型,以此来解决管道流动体系下天然气水合物生成预测的技术难题。     

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。     

NGH浆体管道的阻力特性及其摩阻损失的计算

天然气水合物浆体管道输送工艺是近年来研究开发的一项极具应用前景的天然气输送技术,在发挥管道输送独特优势的同时,借助水合物储气高密度的特性,使管输能力得到进一步提高。天然气水合物浆体在管道中流动时存在能量耗散,导致沿程压力的降低,即产生阻力损失。鉴于浆体管道设计、动力设备选型等方面的考虑,对浆体管道的阻力特性进行了分析,讨论了固体物料特性、浆体特性、管道特性等诸因素对其产生的影响。介绍了浆体管道摩阻损失的计算方法与思想,结合实例给出了计算步骤与结果。     

管道流动体系天然气水合物分解动力学模型研究进展

天然气水合物聚集堵塞管道事故频频发生,管道解堵耗时棘手,给石油化工行业造成了巨大的经济损失和能源浪费,研究管道流动体系下天然气水合物的分解特性为解决管道水合物冰堵问题提供理论基础。综述了国内外管道天然气水合物分解动力学的研究进展,重点阐述了管道水合物的分解机理及相应天然气水合物分解模型。发现目前关于管道流动体系下水合物分解规律的研究不多,管道水合物分解模型不够完善。基于水合物微观分解机理及环道流体宏观运动规律,对建立多因素影响、适用于管道流动体系的新型管道天然气水合物分解综合模型提出了构想。最后,对管道流动体系水合物分解特性的研究方向提出了建议与展望。     

水合物浆液在U形弯管中的流动特性

采用有限体积法,欧拉液固双流体模型,湍流模型采用RNG k-ε湍流方程,对U形管建立ANSYS/Fluent数值模型进行求解,对U形管内浆液流动特性进行研究。模拟结果表明,弯管对浆液流速分布影响最大,在直管横截面处流速呈抛物线分布,流速在管道中间区域最大,靠近管壁流速逐渐减小;在弯管横截面处流速呈M形分布,且浆液流经弯管处时,会产生二次流动现象,由于离心力的影响,在管道X轴线处外凸侧的压力大于内凹侧的压力;在管截面Z轴处压力呈倒U形分布。     

油气混输管道中天然气水合物的形成和堵塞过程研究

为研究油气混输管道中天然气水合物的形成和堵塞过程,采用自行设计的高压环道装置,以去离子水、柴油、天然气为管输介质,在含水率70%、液相初始流量2 000kg/h等条件下进行水合物堵塞实验。研究结果表明:实验时水合物在管道中各处同时生成,但初始生成量并不相同;在实验含水率70%的条件下,水合物主要在管道气相空间壁面和液相主体中生成;水合物的生成会导致管内流量降低,在未添加乳化剂的情况下,油水混合液会因流量的降低而产生分层,此时水合物颗粒集中分布在混合液下层,造成流体黏度和管段压降的急剧升高,进而引发管道堵塞。     

动力学水合物抑制剂GHI-1在高含硫气田的应用

随着近年来国内外大量高含硫气田的不断开发,如何解决高含硫天然气水合物的形成与堵塞问题引起了科研工作者的极大关注。甲醇、乙二醇等传统热力学抑制剂有毒、药剂用量大,会产生大量酸性污水难于处理,而国内外现有大多数动力学抑制剂对于高含硫酸性天然气水合物形成的抑制效果较差,均不能完全满足防止高含硫天然气水合物形成的需要。为此,介绍了自主研发的新型动力学水合物抑制剂GHI-1及其在某高含硫酸性天然气湿气输送管线中的现场应用情况。现场试验结果表明：动力学抑制剂GHI-1对于高含硫化氢酸性气体的甲烷天然气水合物具有较好的抑制效果,在现场应用条件下（H₂S含量为7.34%、CO₂含量为1.65%的天然气气质条件,药剂加量为15 kg/d,输气量为23×10⁴ m³/d,集输压力为7.0 MPa,输气温度为8～10.0 ℃）,可使清管周期由加注前的3～5 d延长至15 d以上,其药剂加量是同样效果乙二醇加量的1/3。     

输气管道天然气水合物段塞形成机理

针对现有的多数水合物预测模型无法描述输气管道水合物段塞形成过程这一问题,依据管道中气液分布特点,构建了描述输气管道中水合物生成状态的物理模型。以此为基础,借用传热学、多相流和相平衡理论建立了预测水合物段塞形成的数学模型。给出了定解条件,继而采用数值模拟方法对水合物段塞的形成过程进行了研究。结果表明,模型可以成功预测段塞的形成位置、形态及变化过程;气流量、绝热层的厚度和导热系数对初始状态下水合物生成区域会产生明显的影响,而且随着气流量的增加,气芯的携液能力增强,液膜厚度减小;水合物段塞形成过程中引起管线压降增大、温度降低、气芯携液能力增强、液膜厚度减小等一系列参数的变化,这些变化又可以作用于段塞使其进一步生成。     

天然气水合物在水力提升管道中的分解特性

为了指导海底天然气水合物(以下简称水合物)绞吸式开采水力提升管道系统参数设置,研究了水力提升管道内水合物的分解特性和流动参数变化对其的影响。基于热力学和流体力学,采用数学建模的方式建立了水合物水力提升管道温压模型、水合物分解传质模型和管道多相流模型,分析了固液两相流转变成固液气三相流过程中不同影响因素下管道流体温压、水合物颗粒物质的量、分解面位置与海水深度的关系。结果表明:(1)随着管道流量增大,水合物分解速度减慢,分解面少量上移;(2)颗粒直径对管流温压、相平衡压力、水合物分解面基本没有影响,但只有直径小于0.2 mm的水合物颗粒才能在管道中完全分解,直径大于2.0 mm后,颗粒分解量忽略不计;(3)出口回压为正压且增加时,水合物分解面上移,分解速度减慢,而出口回压为负压且增大时,水合物分解面下移,分解速度加快;(4)随着采矿深度的增加,水合物分解速度变慢,分解面上移,但在与海面距离超过1 500 m后采矿深度对水合物分解速度、分解面无影响;(5)实验验证与数值仿真规律基本一致,表明所建立的模型具有较高的可信度。结论认为:绞吸式开采水合物时,控制合理的流量和出口回压能够调节分解面高度以及分解速度,并且不用考虑颗粒直径和采矿深度对产气量的影响。     

A new hydrate deposition prediction model considering hydrate shedding and decomposition in horizontal gas-dominated pipelines

Hydrate formation and blockage in gas-dominated pipelines has always been an important issue in research of pipeline flow assurance. In this work, a novel hydrate deposition prediction model considering hydrate shedding and decomposition for gas-dominated pipeline is proposed and solved by the finite difference method and iterative technique. Finally, the model has been applied in the existing gas-dominated pipeline experiments. The results show that: (a) the predicted results are in good agreement with the experimental data. (b) when the maximum degree of pipeline blockage reaches the blockage limit, the hydrate layer will shear off, and the layer that has been sheared tends to fall off twice. (c) when the pressure is the same, the higher the negative subcooling (N-subcooling), the faster the hydrate decomposition rate, and when the N-subcooling is similar to the subcooling, the decomposition with the same hydrate volume is faster than the formation. (d) increasing the hydrate shedding amount or increasing the hydrate decomposition rate can be used to deal with hydrate deposition and blockage accidents in natural gas pipelines.     

天然气管道泄漏声场特性研究

根据莱特希尔理论可确定天然气管道泄漏处声源为四极子声源,用声强方程和莱特希尔气动力声方程,推导出天然气管道泄漏喷流噪声强度与喷流速度间的关系式。用Matlab软件对天然气管道泄漏声场进行数值模拟,分析了天然气管道泄漏时的声场分布及声压级。结果表明,管道内声波形成驻波且整体声压都很大,管道外为四极子声源所产生的声场,声波的辐射和衰减较快;随着泄漏孔直径D和管内运行压力p0的增大,声场声压p和声压级SPL也增大。该项研究为天然气管道泄漏的进一步研究提供了理论基础。     

深水油气管线天然气水合物生成条件预测方法及应用

在深水油气田开发中,为了有效防止天然气水合物的生成,迫切需要对天然气水合物生成条件进行准确预测。为此,根据深水环境压力高和多温度梯度的特点,应用气液两相流理论与传热学原理建立了适用于深水油气管线的温度预测模型;在现有实验数据的基础上,对5种天然气水合物预测方法进行了对比优选,结合Beggs-Brill方法建立了预测深水油气管线天然气水合物生成条件的模型,并编制了相应的计算程序。实例研究结果表明,管线流量越大、绝热材料导热系数越小、绝热层厚度越大、停产时间越短时,天然气水合物的生成区域就越小。该模型可用于制订合理的管线流量指标、选择恰当的管线保温材料和准确计算无接触时间,对深水油气田的安全生产提供了技术支持。     

天然气水合物沉积物不排水剪切特性的离散元模拟

天然气水合物资源广泛分布于深海浅层沉积物中,具有储量大、能量密度高、燃烧清洁等优点,是一种极具开发前景的环保能源,深入研究天然气水合物沉积物的力学特性是实现天然气水合物资源安全开采的重要前提.利用常体积方法对天然气水合物沉积物的不排水剪切特性进行了离散元模拟,并依据物理实验结果对数值模拟结果进行了标定,最后对剪切过程中...