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天然气油基水合物浆液流动实验_图文

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天然气 水合物 浆液 流动 实验 图文
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  基金项目 :国家自然基金 “深水油气混输管线水合物浆液形成理论与流动规律研究 ”(编号 :51274218)、“流动体系油包水乳状液微观特性对气体水合物生成传质传热影响机理研究 ”(编号 :51306208)、“深水环境下易凝高黏原油 —天然气输送系统流动保障基础问题研究 ”(编号 :51134006),国家科技重大专项课题 “深水流动安全保障与水合物风险控制技术 ”(编号 :2011ZX05026-004-03),中国石油大学 (北京 )科学基金 “高压多相体系水合物浆液生产 /分解及流动规律研究 ”(编号 :2462013YXBS010)。作者简介 :吕晓方 ,1989年生 ,博士 ;主要从事海底天然气混输管道流动安全保障和水合物浆液多相混输技术研究工作 。地址 :(102249)北京市昌平区府学路18号中国石油大学机械与储运工程学院。电话 :15910687235。E-mail:lvxiaofang5@126.com天然气油基水合物浆液流动实验吕晓方1王 莹1李文庆2王麟雁1丁 麟1高 峰3宫 敬11.“油气管道输送安全 ”国家重点实验室 ·中国石油大学 (北京 )2.中国石油技术开发公司开发装备部3.中国石油集团海洋工程有限公司海工事业部吕晓方等 .天然气油基水合物浆液流动实验 .天然气工业 ,2014,34(11):108-114.摘要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15MPa)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 。关键词油基水合物堵管粒径分布弦长分布环道流动安全流量DOI:10.3787/j.issn.1000-0976.2014.11.015An experimental study of the hydrate blockage in the oil-dominated flow systemLüXiaofang1,WangYing1,Li Wenqing2,WangLinyan1,DingLin1,Gao Feng3,GongJing1(1.State KeyLaboratoryofPipeline Safety∥China UniversityofPetroleum,Beijing102249,China;2.Oilfield Development Equipment Department ofChina Petroleum Technology&Development Corporation,Beijing100028,China;3.Offshore Construction Division ofChina Offshore Oil EngineeringCo.,Ltd.,Qingdao,Shandong266555,China)NATUR.GAS IND.VOLUME 34,ISSUE 11,pp.108-114,11/25/2014.(ISSN 1000-0976;In Chinese)Abstract:This paper aims to deal with the plugging of natural gas hydrate in the high-pressure oil-gas mixed transmission lines.Therefore,an experimental study was conducted of oil-dominated flow in the Chinese first set of high-pressure natural gas hydrateexperimental loop which was newly built by China University of Petroleum in Beijing.In this experiment,we explored the impacts ofpressure,flow rate,etc.on the natural gas hydrate slurry flow,plugging tendency,and the plugging time.And a real-time onlineparticle size analyzer was employed to monitor the variation tendency of hydrate particle diameters during the process of hydrate slur-ry generated within the system.The folowing findings were obtained.(1)Higher pressure wil quicken the plugging,which increa-ses the risk of hydrate plugging.(2)Increasing the flow rate can slow down the tendency of hydrate plugging to reduce the probabili-ty of hydrate blockage;But,there was a phenomenon caled the"critical minimum safety flow rate" ,that is,if the flow rate is grea-ter than a certain value,hydrate plugging wil not occur,and the fluid flows in the loop in the form of slurry,otherwise,hydrateblockage wil occur.The agglomeration of particles during the hydrate formation process is the main reason for hydrate slurry block-age.Keywords:oil-based hydrate,blockage,particle size/chord length distribution,flow loop,safety flow rate·801·天然气工业2014年 11月  1934年 ,Hammerschmidt[1]首次提出天然气水合物是引起天然气管道堵塞的原因 。自此以后 ,研究者做了大量的研究工作 ,目的在于了解天然气水合物的生成条件 ,并希望得出抑制天然气水合物生成的方法[2]。天然气水合物的生成主要发生在管道下游的积水处 (例如管道低洼点或者立管处等 )或管道节流处 ,另外 ,当管道突然停运时或者管道脱水不彻底时也容易生成天然气水合物[3]。管道中生成天然气水合物后 ,会造成设备 (如分离设备和各种仪表 )堵塞 ,引起气井 、油井停产 ,甚至造成管道堵塞 ,发生输送事故 。当事故发生后 ,陆上管道一般采用泄压或加热的方式解堵 ,而当海底的管道发生堵管事故后 ,由于条件的特殊性 ,无法采用常用的解堵方式 。而较为常用的利用热力学抑制剂抑制天然气水合物堵塞的方法在海底管道应用中存在经济效益问题[4]。因此 ,海底混输管道中天然气水合物的抑制和防堵就显得尤为重要 。解决天然气水合物堵塞问题已成为油气开采过程中亟待解决的问题 。在研究如何防治天然气水合物堵塞前需要掌握天然气水合物的生长规律和堵管机理 。在油包水乳状液中 ,天然气水合物首先在水滴与其周围油相的界面成核[5],并且在水滴的周围迅速形成天然气水合物膜 。天然气水合物膜形成后 ,进一步的生长由传热和质量传递两者控制[6-7],并且在生长过程中 ,质量传递的影响逐渐增大 ,即水分子及客体分子的扩散效率将逐渐影响天然气水合物颗粒的生长速度 。在生长过程中 ,天然气水合物壳逐渐变厚 ,直至液滴全部转化为天然气水合物颗粒 (图1)。图 1油包水乳状液中天然气水合物颗粒形成示意图生成后的天然气水合物颗粒在油相中呈现分散状态 ,但是随着天然气水合物颗粒生成量的增多 ,颗粒之间会发生碰撞 、聚集 ,形成较大的天然气水合物聚合体 ,致使天然气水合物浆液体系的黏度增大 ,流动特性降低 ,甚至造成管道堵塞 (图2)[8]。图 2油包乳状液中天然气水合物的形成 、聚集及堵管示意图目前管输中天然气水合物聚集原理尚无明确定论 。Austvik等[9]认为液桥力是天然气水合物颗粒聚集的主要驱动力 ,而Palermo等[10]则认为天然气水合物颗粒间的聚集不是简单的由颗粒间的黏附力引起的 ,而主要是由天然气水合物颗粒与水滴接触导致的 ,其理论可简化为 :天然气水合物聚集的过程是天然气水合物颗粒与水滴接触并诱导水滴也转化为天然气水合物颗粒的过程 (图3)。图 3天然气水合物生成过程中的聚集示意图Camargo等[11]则将天然气水合物聚集的原理分为两种 :一种认为水合聚集是由于天然气水合物颗粒和水滴之间相互接触引起的 ,当自由水不存在时 ,聚集停止 ,即接触聚集理论 ;另一种则是从受力的角度出发 ,考虑了天然气水合物聚集体所受到的流体剪切力和聚集体内天然气水合物颗粒间黏附力 ,着眼于两种力之间的平衡对聚集的影响 ,即受剪切限制的聚集理论 。综述上面颗粒聚集机理的研究可以发现 ,在天然气水合物浆液流动过程中天然气水合物颗粒间的聚集效应是造成天然气水合物堵管的主要原因 。此外 ,Andersson[12]与Kleehammer[13]等研究者对油基天然气水合物的管流流动进行了相关研究 ,认为低浓度的天然气水合物生成量对管道压降不会产生太大的影响 ,而当天然气水合物浓度较高时天然气水合物颗粒的聚集会造成管道的堵塞 。Boxal等[14-16]利用ExxonMobil环路对影响油基天然气水合物堵管的2个主要参数 (泵速和含水率 )进行研究发现 :较高的泵速有利于油基天然气水合物浆液的输送 ,低含水率一般不会发生天然气水合物的输送问题 ;而对于高含水率 ,油基天然气水合物浆液的可输送性就要取决于泵速 (流速 )。上述研究大部分是针对天然气水合物浆液流动的堵管趋势 ,是对影响因素的定性认识 。针对上述情况 ,笔者利用中国石油大学 (北京 )新建的我国首套高压 (设计压力为15MPa)天然气水合物实验环路进行了油基天然气水合物浆液流动实验研究 ,探究了压力 、流量等因素对天然气水合物浆液流动 、堵管趋势的影响 ,力求定量表征压力 、流量因素变化对堵塞时间的作用 ;与此同时 ,还利用国际先进的实时在线颗粒粒度仪监测了天然气水合物浆液生成和流·901·第 34卷第 11期集输与加工动过程中体系内天然气水合物颗粒粒径 、弦长的分布情况 ,寻求天然气水合物堵管的微观机理解释 。1 相关实验1.1 实验环路本实验环路为中国石油大学 (北京 )油气储运多相流实验室新建的我国首套高压天然气水合物实验环路[14](图4)。该环路配有颗粒粒度分析仪(FBRM)[17-18]、温控仪以及质量流量计等先进的实验仪器 ,整套实验环路处于世界领先水平 ,为保证实验研究的顺利进行提供一定的硬件支持 。环路主要参数为 :设计压力为0~15MPa;设计温度为-20~120℃;试验环路长30m;天然气内径为2.54cm;试验介质为-20号柴油 、去离子水 、陕京线天然气 (表1)。图 43.2MPa时天然气水合物形成过程中密度 、温度与流量随时间的变化图表 1天然气气体组成表组分 组分摩尔分数 组分 组分摩尔分数N2 1.50% C3 2.80%CO  2.06% iC4 0.30%CO2 0.91% iC5 0.04%C1 89.30% nC6+0.01%C2 3.10%1.2 实验步骤为了尽可能准确地模拟海底天然气管道的输送情况 ,天然气水合物的生成堵塞实验采用了在恒定的流量以及系统压力下 ,对油水乳状液进行降温至天然气水合物生成平衡温度以下的方法 。具 体 实 验 步 骤如下 :1)利用真空泵对整个实验环路进行1h的抽真空操作 。2)利用环道自吸原理向分离器中加入实验流体(柴油和水 )。3)开启循环泵 ,开启温控系统使管道内的流体温度维持在18℃,对管道内的油水混合物进行搅拌约5h,使其形成稳定的W/O乳状液后停泵 。4)利用高压气瓶组向分离器中充入天然气 ,使系统压力升高至实验压力后开启循环泵 ,使实验流体在一定流量下与气体进行充分混合 ,同时维持系统压力 。5)将温控系统的浴槽温度设置为实验温度 ,开始对实验流体进行降温 ,同时开启数据采集系统对所有实验参数 (流量 、压力 、压降 、温度 、密度以及弦长分布等 )进行记录 ,在整个实验过程中通过高压视窗观察流体在天然气水合物生成前后的现象与相对应时刻各个参数的变化并进行记录 。6)当管道发生堵塞后 ,逐渐提高流量以测试在不同的流量下天然气水合物浆液的流动性 。7)实验结束后将系统内流体温度升至30℃并维持运行12h以确保天然气水合物完全融化 。2 结果与讨论2.1 压力的影响实验在相同的起始流量 (840kg/h)、不同的系统压力 (3.2MPa与4.1MPa)下进行 ,结果如图4、5所示 。由图4、5可以发现温度 、密度与流量都会随着天·011·天然气工业2014年 11月图 54.1MPa时天然气水合物形成过程中密度 、温度与流量随时间的变化图然气水合物的生成过程而改变 。如图4所示 ,随着相对时间的增加 ,温度降低到天然气水合物生成平衡点(Te)7.4℃,然后再到达天然气水合物生成点 (Tf)4.4℃,最后到达天然气水合物堵塞点 (Tb)2.9℃。从Te点到Tf点 ,管内介质的降温速度在不断地降低 ,从Tf点至Tb点却保持不变 ,而流量和密度则首先会急剧降低而最后降速缓慢 。这是由于开始时天然气水合物颗粒大量生成 ,其结晶时所释放的热量导致温降变缓 ,浆液黏度急剧增加而流量变小 ,流体体积增大而密度降低 ,而天然气水合物的生成速度也会不断降低最终趋于稳定 ,因此 ,流量与密度的减少速度也会相应地逐渐变小 ,并且堵管的发生也是由天然气水合物的生成 、聚集与最终聚结堵管的结果 。从Te点至Tf点被定义为诱导时间 (Tin)约为1.37h,定义Tc=Te-Tf为过冷度约为3℃,并且定义从起始点至Tb点为堵塞时间约为11.4h。由图4、5可知发生天然气水合物堵管的时间与压力有关 ,天然气水合物的生成温度(Tf)与堵塞温度 (Tb)随着压力的增加而增加 ,但是其所对应的相对时间则随着压力的增加而减少 ,因此 ,管道在高压条件下更易发生天然气水合物堵塞情况 。2.2 流量的影响如图4、5所示 ,当堵管发生后 ,通过逐渐增加流量以测试天然气水合物浆液在更高流量下的输送性 。从图4、5可以看出起始流量越高 ,天然气水合物浆液的输送性也必然会越好 ,并且如果起始流量足够大的话 ,即使有天然气水合物生成 ,其浆液也会有一个较好的流动性 。因此在相同的系统压力 (4.1MPa)、不同起始流量 (1 940kg/h)下进行了流动实验 ,结果如图6所示 。温度随着相对时间的变化趋势与前面叙述的相似 ,但是流量虽然开始时迅速降低 ,但是后来会停止降低并缓慢升高 ,最后重新达到一个低于起始流量的稳定值 (1 888kg/h),而堵管现象则没有发生 。这是由于虽然开始天然气水合物形成并聚集 ,但是较高的流量同时具有较强的剪切作用与携带能力 ,不但可以移走沉积在管壁周围的天然气水合物颗粒 ,并且经过一段时间的剪切作用可以破坏天然气水合物的聚结体 ,阻止其进一步生长 ,从而维持流体的流动性 。通过对比发现 ,天然气水合物的生成时间 (Tf)和堵塞时间(Tb)会受到流量的影响 ,Tf和Tb会随着起始流量的增加而增加 ,并且如果流量足够大的话 ,实验环路就不会出现堵管现象了 。2.3 天然气水合物颗粒尺寸变化与堵管的过程分析借助于实时在线的FBRM,每一组实验的天然气水合物晶体尺寸的变化过程被追踪记录下来 (图7)。如图7所示 ,在起始流量为840kg/h、压力为4.1MPa的实验过程中 ,各个时间点天然气水合物颗粒尺寸的统计弦长分布都较为相似 ,大多数天然气水合物颗粒弦长都约为10μm。由于平方加权均值测量方式对于大尺寸的天然气水合物颗粒变化较为敏感 ,因此对微观过程的分析可以采用此种方法 。平方加权均值的变化如图8所示 ,可以发现有2个峰值 ,并且这2个峰值所对应的时间点正好对应Tf和Tb点所对应的相对时间 。因此 ,这就表明当天然气水合物开始形成时 ,天然气水合物晶体确实首先发生了聚集 ,并且其平方加权·111·第 34卷第 11期集输与加工图 6压力为 4.1MPa、流量为 1940kg/h时天然气水合物生成过程中温度、流量随时间的变化图图 7天然气水合物颗粒在实验过程中未加权弦长的 3D分布图图 8平方加权平均值随相对时间的变化图均值为170μm。经过流体和泵对天然气水合物聚集体施加的剪切作用 ,聚集体被分解并变成小尺寸的天然气水合物颗粒 ,但是小颗粒仍然分散在流体中增加了浆液的黏度 ,降低了流量 。随着流量的降低 ,剪切作用以及流体携带颗粒的能力也会变弱 ,越来越多的天然气水合物颗粒又会重新聚结并沉淀与管壁周围形成一个天然气水合物层 。随着天然气水合物的不断生成 、聚结与沉淀 ,在管壁周围的天然气水合物层越来越厚导致流道逐渐变小 ,最终发生管道堵塞 。这就是平方加权均值在出现第1个峰值后逐渐减少 ,后又逐渐增大 ,最终达到第2个峰值195μm的原因 ,且第2个峰值要大于第1个峰值 。通过在天然气水合物生成前 、生成时与生成后3个不同阶段进行拍照 ,如图9所示 ,可以证明上述的结论 。由于视窗在管内部为凹面 ,因此从图9还可以看出 ,管道中容易发生堵塞的位置一般处于凹陷 、不平以及转弯的部位 ,因为这些部位会降低流体的流量从而容易发生堵管 。3 结论1)在油包水乳状液中 ,天然气水合物首先在水滴与其周围油相的界面成核 ,并且在水滴的周围迅速形合成天然气水合物膜 。天然气水合物膜形成后 ,进一步的生长由传热和质量传递两者控制 ,并且在生长过程中 ,质量传递的影响逐渐增大 。2)对于柴油+水体系 ,天然气水合物发生堵管以及堵管时间同样与压力有着密切的关系 ,即压力越高 ,·211·天然气工业2014年 11月图 9实验过程中天然气水合物 3个阶段的照片天然气水合物堵管时间越短 ,天然气水合物堵管的趋势越大 。3)对于柴油+水体系 ,同样发现增大流量可以减缓天然气水合物的生成 ,降低天然气水合物堵管的概率 ,并且存在着 “临界安全流量 ”的现象 ,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 ,而当小于该值时 ,生成的天然气水合物会发生聚集 ,增大流体的黏度 ,导致天然气水合物堵管事故的发生 。4)通过平方加权均值的测量 ,可以实时跟踪和显示天然气水合物生成过程中聚集的大颗粒的变化情况 ,预测天然气水合物发生堵管事故的趋势 。参考文献[1]HAMMERSCHMIDT E G.Formation of gas hydrates innatural gas transmission lines[J].Industrial &EngineeringChemistry,1934,26(8):851.[2]张琦.天然气水合物的生产储运技术及现状[J].石油与天然气化工 ,2013,42(3):261-264.ZHANG Qi.Natural gas hydrate storage and transportationtechnology and its development status[J].Chemical Engi-neering of Oil &Gas,2013,42(3):261-264.[3]SLOAN E D,KOH C A,SUM A K,et al.Natural gas hy-drates in flow assurance[M].New York:Elsevier,2010.[4]张庆东 ,李玉星 ,王武昌.化学添加剂对水合物生成和储气的影响 [J].石油与天然气化工 ,2014,43(2):146-151.ZHANG Qingdong,LI Yuxing,WANG Wuchang.Influ-ence of chemical additives on hydrate formation and gasstorage[J].Chemical Engineering of Oil 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2020年 ,中国长输油气管道总里程将超过 15×104 km,仅中国石油天然气集团公司近期规划实施的新建管道总里程便超过 2×104 km,其中新建天然气管道1.3×104 km,包括西气东输四线和五线 、陕京四线 、中俄东线和西线等等 。而上述这些新管线被视为中国管道建设进程中的 “升级版 ”,主要表现为管道口径更大 、压力更高 、输送距离更长 、地质条件也更为复杂 。比如 ,中俄东线天然气管道单管输量要达到 380×108 m3/a,管径须达到1 422mm,而且面临高寒地带冰原冻土等严苛的自然环境 ,一些新的甚至是世界级的技术难题将不断涌现 ,这对于管道的设计 、施工都提出了极其严峻的挑战 。作为中国管道建设的主力军和国家队 ,中国石油天然气集团公司管道局为迎接管道建设升级带来的挑战 ,近年来进一步加大了科技创新力度 ,自 2002年以来近 3年累计投入直接科研经费达 3.1亿元 ,取得了一系列重大突破 。为保障国家油气管道安全运行和健康发展 ,经国家发改委批准 ,中石油管道局联手中石油管道分公司 、石油工程技术研究院和石油大学等单位于 2009年共同承担了 “油气管道输送安全国家工程实验室 ”,并于 2011年底通过验收 。近年来 ,该实验室在管道输送安全技术领域的科研创新力度全面加强 。实验室紧紧围绕石油天然气产业发展的需要 ,通过自主创新 、联合创新 、引进消化吸收再创新和技术集成创新相结合 ,增强我国油气管道输送安全技术的核心竞争力 。完成有关部门委托的一大批科研课题 ,形成了一系列具有自主知识产权的创新成果 ,使我国油气管道技术达到国际先进水平 。同时 ,在基于全生命周期管理的数字化管道设计 、全自动焊接 、液体涂料防腐补口 、跨平台油气管道 SCADA系统软件开发系统 、第三代大输量天然气管道工程建设 、复杂地质条件下非开挖穿越以及油气储运 、海洋管道和 LNG等技术领域 ,都取得重大突破 。这不仅将大大提升中国石油管道建设的整体水平 ,同时也对巩固管道局行业技术领军地位 ,进而扩大国际管道市场竞争中的话语权意义重大 。(天工摘编自 《经济参考报 》)·411·天然气工业2014年 11月
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