李文慶 宮敬 趙建奎

1.城市油氣輸配技術北京市重點實驗室·中國石油大學(北京) 2.中國石油天然氣勘探開發(fā)公司

天然氣水合物漿液摩阻的實驗研究

李文慶1宮敬1趙建奎2

1.城市油氣輸配技術北京市重點實驗室·中國石油大學(北京) 2.中國石油天然氣勘探開發(fā)公司

隨著海洋油氣開發(fā)向著深海進軍,為了防止發(fā)生從海底井口到生產平臺的多相混輸管道天然氣水合物堵塞,傳統(tǒng)天然氣水合物抑制方法將會大大增加開采成本,而以天然氣水合物漿液形式進行輸送已成為深海油氣輸送的一種新方法。為此,在天然氣水合物殼模型的基礎上開發(fā)了HyFlow軟件,在水—柴油體系的天然氣水合物漿液環(huán)路實驗中,計算了天然氣水合物顆粒的粒徑,得到了天然氣水合物漿液中顆粒大小與含水率的關系,討論了不同含水率下最大填充系數的確定,分析了顆粒大小對天然氣水合物漿液摩阻系數的影響。結果發(fā)現:當含水率在15%～25%時,天然氣水合物顆粒的表觀直徑為0.974 mm,而摩阻系數約為0.22。此研究結果為模擬計算天然氣水合物漿液的流動提供了實驗依據,也為正確設計和布置混輸管線的工藝流程奠定了基礎。

深海油氣開發(fā) 天然氣水合物 殼模型 漿液 含水率 摩阻系數 最大填充系數 表觀直徑

隨著海洋油氣開采深度的增加,傳統(tǒng)的天然氣水合物抑制方法將會大大增加開采成本。通過向管道中添加一定劑量的阻聚集,將天然氣水合物顆粒分散到連續(xù)相中以天然氣水合物漿液的形式進行輸送已成為深海油氣輸送的一種新方法。隨著乳狀液中的水滴轉化成天然氣水合物顆粒,漿液的黏度和管道的摩阻系數將會隨之變化。中國石油大學城市油氣輸配技術北京市重點實驗室已經對含天然氣水合物顆粒的多相流動進行了多年研究,開發(fā)了基于殼模型理論的HyFlow軟件以模擬天然氣水合物漿液在管道中的流動[1-5]。目前該課題組也正在對此軟件進行進一步的完善。HyFlow軟件中1個重要的輸入參數就是初始乳狀液中分散相的平均粒徑,而初始粒徑的確定及其在不同含水率下對天然氣水合物漿液達到穩(wěn)定流動時摩阻系數的影響尚不清楚。為此,討論不同含水率下最大填充系數(Φmax)的確定和初始平均粒徑對穩(wěn)定流動時摩阻系數的影響,可進一步完善HyFlow軟件、提高其應用效果。

1 漿液環(huán)路實驗

1.1 實驗裝置

研究所用實驗環(huán)路是專門用來研究天然氣水合物漿液流動特性的,由孫長宇等[6]設計建造,實驗裝置如圖1所示。環(huán)路主體為雙層U形管,總長20 m,由加拿大DBR公司制造。內管直徑為`25.4 mm,最高承壓4.0 M Pa。管路采用夾套式,環(huán)路上安裝6個熱電偶(±0.1 K)來測量溫度。用精密 Heise壓力表(±0.1%,0～2.0 M Pa)測量壓力。在環(huán)路裝有混合罐,天然氣水合物在此罐中生成,然后用離心泵打入環(huán)路。使用差壓變送器測量環(huán)路進口與出口(圖1中的A點、B點)的壓降。安裝數據采集系統(tǒng)測量系統(tǒng)溫度。

圖1 實驗環(huán)路示意圖

1.2 實驗過程

采用天然氣水合物循環(huán)管道裝置,針對實驗體系(柴油+合成天然氣+水),添加一定劑量的天然氣水合物防聚劑,分別研究了不同初始含水量天然氣水合物漿液體系的流動情況,并對天然氣水合物漿液流動的摩阻系數進行了分析。步驟如下:①配制不同油水體積比例(柴油+合成天然氣+水)的實驗體系,液相體積總量為16 L;②管道系統(tǒng)依次用石油醚和水清洗干凈,加入配制好的已經添加一定劑量防聚劑的溶液(柴油+水);③開啟控溫設備,調整溫度到設定值,本體系的實驗溫度設為4℃;④通入氣體,使釜內的壓力升到2 M Pa;⑤開啟循環(huán)泵,同時開始計時,記錄管道的壓降、管道流量隨時間的變化情況,耗氣量由電子天平在線測量。

1.3 實驗介質

實驗所選用柴油密度約為0.806 6 g/cm3,相應物性在先前的實驗中已經測定[7]。水為一般自來水,氣體為合成天然氣,其組成為甲烷,82.18%(體積分數,下同);乙烷,13.89%;丙烷,3.93%。

為了節(jié)省能耗,根據實驗裝置的容積配制了總體為16 L的實驗液,其含水量分別為5%、15%、25%和30%(體積分數)。每一次的實驗壓力為2 M Pa,反應釜的溫度通過制冷機控制在275.15～278.15 K的范圍內,管路主體溫度通過溫控系統(tǒng)控制在277.15 K。

2 實驗數據分析

2.1 天然氣水合物漿液密度

由于實驗所使用的合成天然氣含有C3組分,因此,假設實驗所生成的都為結構Ⅱ型的天然氣水合物,并且其中的每個晶格都是只由1個甲烷分子、乙烷分子或者是丙烷分子占據。水合數選為6,因此天然氣水合物的分子式可以寫為M·6H2O。天然氣水合物的摩爾質量為124,1摩爾天然氣水合物中所包含水的質量為 108。天然氣水合物漿液密度的數學表達式為:

式中ρslurry、ρw、ρoil、ρH分別為天然氣水合物漿液、乳狀液中水、乳狀液中油、天然氣水合物的密度,g/ cm3;%covy為水生成天然氣水合物的轉換率;mw、moil分別為乳狀液中水、油的質量,g。

當天然氣水合物漿液流動達到穩(wěn)定時,可以認為分散相的水全部與溶解在油相中的天然氣反應生成天然氣水合物顆粒,此時的天然氣水合物漿液密度公式可以表達為:

由于實驗采用先降溫后增壓的方式,且在整個實驗過程中利用溫控儀來維持環(huán)路系統(tǒng)在實驗溫度下運行,因此忽略柴油密度的變化,由此可以計算出天然氣水合物漿液流動達到穩(wěn)定狀態(tài)后不同含水率下的天然氣水合物漿液密度。

2.2 天然氣水合物漿液黏度

假設在本實驗的流動中,天然氣水合物顆粒是均勻分布的,并且流動處于層流區(qū)域,通過觀察實驗過程中流量和所測得的壓降,就可以利用圓管層流里的管道壁面剪切力與壓降的關系求出天然氣水合物漿液的表觀黏度,為:

式中Δp為壓降,Pa;L為實驗段長度,m;μslurry為天然氣水合物漿液黏度,Pa·s;u為流速,m/s;D為管徑, m。

漿液的黏度除了可以通過實驗的方法求得外,也可以利用文獻中給出的許多計算模型來進行估算,其中Pauchard等人運用法國的IFP-lyre實驗裝置做出的實驗結果表明穩(wěn)定后天然氣水合物漿液的黏度可以用M ills[8]定律表示如下:

式中μoil為油相黏度,Pa·s;Φ為含水率;Φmax為最大填充系數。

其得到的結果顯示在含水率小于30%時,可以用最大填充系數值Φmax為0.57來計算,并且計算的結果與實驗的測量值很吻合。本實驗所使用的柴油黏度為5.12 m Pa·s,試圖運用 Pauchard的方法來尋求一個適當的Φmax值進行漿液黏度的預測,因此,反算出了在不同含水率下的Φmax值,如圖2所示。計算結果顯示含水率分別為25%和30%時的最大填充系數分別為0.436和0.414;而當含水率分別為5%和15%時的最大填充系數分別為0.093和0.275。本結果與文獻中的差異可能是由于所選用的實驗介質和環(huán)境不同等綜合因素引起的。從圖2中還可以發(fā)現:在含水率小于25%時最大填充系數隨著含水率的增加而增加,幾乎呈線性關系,以此擬合出填充系數與含水率的關系:

圖2 最大填充系數隨含水率的變化圖

而當含水率在25%～30%時,最大填充系數雖略有降低但較為相近,因而在此區(qū)域中設定一個相應的最大填充系數值,再運用M ills公式來計算天然氣水合物漿液黏度可得到較好的精度。這也證明了隨著含水率的增加,在剪切力的作用下天然氣水合物顆粒的變形傾向于使懸浮液結構化,從而使最大填充系數增加,而當含水率增加到一定值時,天然氣水合物生成量的增大以及顆粒之間的聚集作用會阻礙天然氣水合物對氣體分子的吸附,進而導致最大填充系數有所降低。

2.3 天然氣水合物漿液流動摩阻系數

由于在不同的含水率體系中,天然氣水合物漿液流動實驗都是在壓力和溫度基本一致的條件下進行的。因此分析了含水率的變化對天然氣水合物漿液流動摩阻系數的影響,并在殼模型理論的基礎上討論了天然氣水合物顆粒的表觀直徑對摩阻系數的影響。

為了使天然氣水合物顆粒可以更好地分散在天然氣水合物漿液中并隨之一起流動,防止其聚集阻塞管道,分別向4種不同含水率的水—柴油乳狀液中加入了劑量不等的阻聚劑,由于流動屬于層流范圍。因此運用達西公式可以計算出每一時刻的摩阻,為:

式中λf為摩阻系數。摩阻系數隨時間的變化見圖3。

由圖3可知,當實驗開始增壓后,天然氣水合物漿液的摩阻系數隨著時間的增加先迅速增大,而后減小,最后趨于平緩。這是因為當系統(tǒng)達到實驗溫度時,增加系統(tǒng)的壓力到實驗值可迅速生成天然氣水合物顆粒,天然氣水合物顆粒不斷生成增加了乳狀液的黏度,并且在天然氣水合物顆粒生成時需要消耗連續(xù)相中的天然氣導致連續(xù)相未飽和,在一定程度上增大了連續(xù)相的黏度;而當天然氣水合物完全生成后,又有氣相不斷溶解到連續(xù)相中,使得天然氣水合物漿液黏度開始降低。因此摩阻系數也隨之減小,最終連續(xù)相重新達到飽和狀態(tài),天然氣水合物漿液的摩阻系數也趨于平緩。

圖3 不同含水率下摩阻系數隨時間的變化圖

從圖3中的箭頭處可以發(fā)現,當摩阻系數隨著時間的增加達到第一次峰值后開始略有下降,而在大約110 min時,摩阻系數又有一次劇烈的增加。通過對實驗數據進行分析發(fā)現,離心泵的排量在此時迅速降低后達到穩(wěn)定,從而導致摩阻系數的突然增大,這也說明當天然氣水合物顆粒生成后不斷有氣相補充到液相中去導致離心泵的泵效降低。

從圖3還可以看出天然氣水合物漿液摩阻系數整體上隨著含水率的增加而增加,這是因為增加乳狀液的含水率可以增加天然氣水合物生成量,進而增大天然氣水合物漿液流動時的摩阻系數。而當流動達到穩(wěn)定時可以發(fā)現,含水率在5%～25%的實驗中最終摩阻系數趨于相似,而含水率為30%的實驗摩阻系數則略大,可以認為當含水率較低時,天然氣水合物顆粒形成完畢后,氣相可以很好地溶解到液相中去,使連續(xù)相達到飽和;含水率較高時,天然氣水合物生成顆粒的增多迅速使連續(xù)相達到未飽和狀態(tài),并且阻礙了氣液相之間的有效傳遞,最終導致流動穩(wěn)定時連續(xù)相中仍然為未飽和狀態(tài),摩阻系數較大。

Turner等人在利用FBRM粒度分析儀測量天然氣水合物漿液中粒徑分布的實驗時發(fā)現,天然氣水合物顆粒的尺寸分布隨著時間的增加無明顯變化,并且與水滴在剪切情況下進入油相中的液滴的尺寸分布較為相似[9]。這就表明液體水滴是直接轉化成天然氣水合物顆粒的。因此以殼模型理論為基礎,并假設天然氣水合物漿液中的天然氣水合物顆粒是均勻分布的,選擇初始乳狀液中分散相的平均粒徑來表征天然氣水合物顆粒的粒徑,選擇實驗后期穩(wěn)定段摩阻系數的平均值作為穩(wěn)定流動時的摩阻系數。

常規(guī)油氣水多相流研究對初始核粒徑問題研究較多,有大量的經驗(半經驗)公式來表征系統(tǒng)中的分散相粒徑。常用的有 d32和 d95。由于 d32表示分散相特征較為方便,所以在多相流研究中使用較多。d32就是Sauter平均直徑,又叫當量比表面積直徑、表面積體積平均直徑,是顆粒群表面積分布的平均直徑。A ngeli通過實驗,得出以下計算油水兩相中分散相的Sauter平均直徑經驗公式[10]:

dmax的大多數計算方法都是源自于 Hinze公式:

式中 dmax為最大液滴直徑,m;Uc為連續(xù)相流速,m/s; ρc為連續(xù)相密度,kg/m3;D為管徑,m;σ為氣液間界面張力,N/m;f為摩阻系數。

由此計算出在不同含水率下,天然氣水合物顆粒的表觀直徑與穩(wěn)定段平均摩阻系數(表1)。

表1 顆粒表觀直徑與平均摩阻系數的計算結果表

從表1可以看出:當乳狀液含水率在5%～25%時,天然氣水合物漿液流動在穩(wěn)定階段的平均摩阻系數較為接近,而天然氣水合物顆粒的表觀直徑會隨著含水率的增加而增大;當乳狀液的含水率達到30%時,由于顆粒所受到剪切作用力的增大,顆粒表觀直徑會有所減小,平均摩阻系數較大。

3 結論

1)通過對天然氣水合物漿液在層流區(qū)域中流動的實驗,得到了在不同含水率情況下天然氣水合物漿液的表觀黏度,進而得到了天然氣水合物漿液的流動達到穩(wěn)定時的最大填充系數,并發(fā)現最大填充系數在當漿液的含水率為5%～25%時,隨著含水率的增加而增加,且呈很好的線性關系,而在25%～30%則較為相近。因此,在不同的含水率區(qū)域中,選用相應的最大填充系數值可以增加計算漿液黏度的準確性。

2)經過計算發(fā)現,當乳狀液開始形成天然氣水合物時,其流動的摩阻系數會隨著時間先增大后減小,最終趨于穩(wěn)定。當流動達到穩(wěn)定階段時,天然氣水合物漿液的含水率在較低情況下(5%～25%),摩阻系數較為接近且相對較小,而在含水率較高時(30%)則摩阻系數較大。因此在建模求解摩阻系數時考慮含水率的影響,可以提高模型精度。

3)在不同含水率下,穩(wěn)定流動時的摩阻系數對應著不同的顆粒表觀直徑。在柴油—水體系中,含水率在15%～25%時,其天然氣水合物顆粒的表觀直徑相似(約為0.974 mm),并且其最終穩(wěn)定流動的摩阻系數也相近(約為0.22)。

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An experimental study on flow friction of natural gas hydrate slurry

Li Wenqing1,Gong Jing1,Zhao Jiankui2
(1.Beijing Key Laboratory of U rban Oil and Gas D istribution Technology,China University of Petroleum, Beijing 102249,China;2.China N ational Oil&Gas Ex p loration and Development Corporation,CN PC, Beijing 100034,China)

NATUR.GAS IND.VOLUM E 30,ISSUE 10,pp.87-90,10/25/2010.(ISSN 1000-0976;In Chinese)

A soffsho re oil and gas recovery is being turned to deep seas,natural gas hydrate blockage has become a big p roblem in multiphase flow pipelines from wellhead at the sea floo r to the offshore platform.Traditional hydrate inhibition methods w ill add a big burden on the cost of hydrocarbon exp loitation in deep seas.Therefo re,we adop t a new method of dispersing hydrates into oil phase to fo rm hydrate slurry to transpo rt.In view of this,the HyFlow software is developed based on a shell model of natural gas hydrate.By use of this software,in experimentsw ith hydrate slurry loop in water-dieseloil system,we calculate the particle diameter of hydrate crystals,the relationship between w hich and water cut is thus obtained.Furthermore,we discuss how the maximum filling rate can be determined under different water cut,and w hat impact the particle size of hydrate hason the friction coefficient of slurry.The results demonstrate that w hen water cut is 15 - 25%,the apparent diameter of hydrate crystals is about 0.974 mm, w hile the friction coefficient isabout 0.22.Thisexperimental study w ill p rovide some reference fo r researchers to p redict flow behavio r mo re accurately and to design the layout of pipes and p rocess flow more reasonably in the p rojects of multiphase transpo rtation pipelines.

deep sea hydrocarbon development,natural gas hydrate,shell model,slurry,water cut,friction coefficient,maximum filling rate,apparent diameter

李文慶等.天然氣水合物漿液摩阻的實驗研究.天然氣工業(yè),2010,30(10):87-90.

DO I:10.3787/j.issn.1000-0976.2010.10.021

國家科技重大專項(編號:2008ZX05026-004-03)。

李文慶,1982年生,博士研究生;主要從事油氣儲運多相流動的研究工作。地址:(102249)北京市昌平區(qū)中國石油大學機械與儲運工程學院。電話:(010)89733804,15101177138。E-mail:ydgj@cup.edu.cn

(修改回稿日期 2010-08-07 編輯 何 明)

DO I:10.3787/j.issn.1000-0976.2010.10.021

L iWenqing,born in 1982,is studying for a Ph.D degree and ismainly engaged in multip le phase flow of oil and gas sto rage and transportation.

Add:Changping District,Beijing 102249,P.R.China

Tel:+86-10-8973 3804 Mobile:+86-15101177138 E-mail:ydgj@cup.edu.cn