呂曉方，左江偉，路大勇，周詩崠，柳 楊，趙會軍，王樹立

（常州大學石油工程學院油氣儲運技術省重點實驗室，江蘇 常州 213164）

氣體水合物是由一種或幾種烴類氣體或非烴類氣體在一定的溫度和壓力下與水作用生成的非固定化學計量的籠形晶體化合物[1-2]。隨著油氣資源的開采逐漸趨于深海領域，高壓油氣管線中水合物的生成、聚集堵塞等問題給油氣田開發(fā)及深水流動安全保障帶來極大安全隱患[3]。為防止水合物堵塞管道，水合物防控手段由傳統(tǒng)的注劑預防轉為風險管理策略，以期節(jié)約成本。通過在管路中加入低劑量的動力學抑制劑[4-6]或防聚劑[7-9]，將生成的固相水合物顆粒分散在液相中，并以漿液的形式進行輸送，以此保障油氣安全輸送。因此，探明水合物漿液黏度與各影響因素之間的聯(lián)系，明確各因素的敏感程度，對水合物風險控制策略的實施具有重要意義。

姚海元等[10]以四氫呋喃（THF）、柴油、凝析油和水為實驗介質，測量了不同剪切率及含水量下凝析油/THF水合物漿液的黏度，實驗結果表明，水合物漿液的黏度在低含水量下變化不大，不同含水率的水合物漿液黏度隨著剪切率的增大而減小，呈剪切稀釋的特性，并利用多因素分析法進行了敏感性分析，結果顯示油相黏度對水合物漿液黏度的影響最大。黃強等[11]借助水合物循環(huán)管路，研究了水油比對柴油-甲烷-水-四氫呋喃體系水合物漿液表觀黏度的影響，實驗中，作者將水合物漿液擬流體化，提出了一種層流體系下水合物漿液表觀黏度的計算方法。王武昌等[12]采用低壓環(huán)道進行了THF水合物漿液流動實驗，基于實驗數(shù)據(jù)，借鑒Thomas黏度計算模型回歸了水合物漿液的表觀黏度，結果表明漿液黏度主要取決于初始相黏度和水合物體積分數(shù)。柴帥[13]基于在高壓流變儀測量系統(tǒng)中獲得的水合物漿液黏度數(shù)據(jù)，建立了含蠟晶體系甲烷水合物漿液黏度模型，該模型參數(shù)關聯(lián)了顆粒數(shù)密度、顆粒雷諾數(shù)和顆粒韋伯數(shù)。史博會等[14]探究了含蠟量、攪拌速率和初始壓力對水合物漿液黏度的影響，研究表明水合物漿液黏度與含蠟量、初始壓力呈正比，與攪拌速率成反比。Ding等[15]借助高壓流動循環(huán)環(huán)道進行了W/O乳狀液體系水合物漿液流動實驗，探究了水合物生成過程中團聚和沉積現(xiàn)象對漿液黏度的影響，并改進了Camargo等提出的黏度模型[16]。

目前關于水合物漿液黏度的研究多基于單因素分析法開展，研究思路較為單一，所考慮的因素較少，而正交試驗設計是優(yōu)化多因素多水平試驗的常用技術，用部分實驗代替全面實驗，通過對部分試驗結果的分析了解全面試驗的情況，節(jié)省實驗時間和實驗介質[17]。鑒于此，本文基于正交試驗設計方法，設計并開展了不同工況下的CO2水合物生成及漿液流動實驗，較為系統(tǒng)地研究了油相類型、含水率、氣液比、乳化劑濃度4個因素對CO2水合物漿液表觀黏度的影響，從不同的評價指標出發(fā)，對各影響因素的敏感程度進行了主次排序，所得實驗結論有助于新型管輸水合物風險控制策略的實施。

1 實驗部分

1.1 實驗裝置

實驗裝置示意如圖1所示。所用高壓可視環(huán)路設有兩個圓形觀察口和兩透明段，可從宏觀角度觀察水合物生成及漿液流動過程中形態(tài)變化情況，整個環(huán)道設計壓力為15MPa，長為17m，管道總容積為10L。環(huán)道上配有大連優(yōu)科儀器設備開發(fā)中心出產(chǎn)的科氏質量流量計，用以計量管道內(nèi)混合液的流量及密度。流量誤差在0.15%～0.25%，密度誤差在±0.002g/mL。管段不同位置處設置有壓力傳感器和溫度傳感器（PR1～6，TR1～6），通過數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)可對各數(shù)據(jù)進行采集記錄。管道外部設有低溫水浴，其制冷范圍為-15～20℃。關于該環(huán)道其他相關參數(shù)，詳見文獻[18-21]。

圖1 高壓可視水合物環(huán)道示意圖

1.2 實驗材料

實驗所用的CO2氣體由常州京華工業(yè)氣體有限公司提供，純度為99.8%；液相選用工業(yè)級2#、5#、7#白油及蒸餾水（實驗室自制），白油為無色、無味透明油狀液體，不含瀝青質及樹脂等雜質，避免了雜質對水合物生成產(chǎn)生影響；乳化劑選用Tween-80，購自江蘇海安石油化工廠；此外，為方便觀測CO2水合物生成及漿液流動時的宏觀形態(tài)，還加入了一定劑量的染料。

1.3 實驗步驟

（1）抽真空：檢查實驗環(huán)路的氣密性，開啟真空泵，排除管內(nèi)空氣。

（2）進液：將預先配置好的一定體積的油水乳狀液倒入儲液罐，啟動液體泵，使液相完全注入實驗環(huán)道內(nèi)；同時，啟動低溫水浴，設置實驗進氣溫度。

（3）注氣：開啟環(huán)路上的循環(huán)泵并調整循環(huán)泵頻率，使注入管路中的液相以一定的流速循環(huán)流動，同時打開CO2氣瓶及管路進氣閥向管道進氣，當管內(nèi)氣體壓力達到實驗壓力且達到溶解平衡時停止進氣。該過程中溫度始終高于CO2水合物相平衡溫度。

（4）降溫：再次設定低溫水浴溫度至實驗溫度，開始對管路降溫，同時在計算機上進行相關的端口設置，由數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)采集壓力、溫度、流量、壓差等數(shù)據(jù)并進行儲存。當實驗達到預設時長、實驗體系的溫度與壓力趨于穩(wěn)定或管路流速降低至零、水合物漿液發(fā)生堵塞現(xiàn)象時結束實驗。

（5）排液：打開管路排液閥，將管內(nèi)CO2及液體排除干凈之后，重新注入清水清洗管線1~3遍，再用壓縮空氣進行掃線，同時導出實驗數(shù)據(jù)，關閉整個系統(tǒng)。

2 正交試驗的設計及相關參數(shù)的計算

2.1 實驗方案

在本研究中，重點探究油相種類、乳化劑加劑量（按水相質量分數(shù)計算）、含水率（體積分數(shù)）、氣液比（體積比）4個因素對CO2水合物漿液表觀黏度的影響，為便于后續(xù)實驗結果的分析，分別用A、B、C、D表示。根據(jù)實際實驗環(huán)路的可操作性，各因素均取3個水平值，每組實驗的初始壓力和實驗溫度等變量保持一致。選用正交表L9（34）確定實驗方案（表1）。

表1 基于正交試驗法確定的實驗方案

2.2水合物顆粒體積分數(shù)的計算

水合物的體積分數(shù)（φ）對漿液流動特性有至關重要的作用，水合物顆粒體積分數(shù)越大，固體水合物顆粒之間的碰撞、聚集機率越高[22]，由此，更容易形成片狀及漿狀的聚集塊，導致水合物漿液的黏度增大，流體的流動性變差，因此將水合物顆粒體積分數(shù)作為評價水合物漿液黏度的重要指標。關于水合物顆粒體積分數(shù)的計算詳見文獻[21]。

2.3 剪切力的計算

圓管壁面剪切力與管內(nèi)水合物漿液表觀黏度有重要聯(lián)系，假若流體流動為層流，則可通過管道壁面剪切力與壓降的關系求出水合物漿液的表觀黏度，壁面剪切力越大，測試段壓降增大，則生成的水合物量越多，水合物漿液黏度變大。因此，可以將壁面剪切力作為評價水合物漿液表觀黏度的指標之一。在圓管中，存在式（1）的關系[23]：

因此，剪切力可以表示為：

2.4 摩阻系數(shù)的計算

隨著管內(nèi)水合物的大量生成，摩阻系數(shù)驟增，摩阻系數(shù)增大的主要原因是水合物漿液黏度的增大引起的，因此，影響水合物漿液黏度變化的因素同樣會導致多相流動摩阻的變化。

計算環(huán)路中液相從非均相油水乳狀液變成水合物漿液整個過程中的摩阻系數(shù)可以采用達西公式[20]，如式（3）：

所以，摩阻系數(shù)可以表示為：

3 結果分析與討論

3.1 典型實驗現(xiàn)象分析

圖2顯示了實驗1工況下CO2水合物生成過程中管內(nèi)溫度、壓力、質量流量、壓差等參數(shù)隨時間變化的趨勢，圖3為該實驗下從環(huán)道透明段觀測到的宏觀形態(tài)，圖4為實驗6工況下觀察到的流體形態(tài)，結合實驗中各參數(shù)的變化規(guī)律及實驗過程中流體形態(tài)的變化，可將整個含油體系水合物生成過程分為三個階段。

（1）初始階段：管內(nèi)溫度在水浴冷卻作用下逐漸降低，且降溫速率比較穩(wěn)定。同時，CO2溶解度隨著溫度降低而變大，導致管內(nèi)壓力隨之降低。由于環(huán)路使用磁力循環(huán)泵驅動管內(nèi)流體，壓差和質量流量存在上下波動現(xiàn)象。在油水乳狀液體系，流量隨著溫度的降低逐步下降，這是因為隨著溫度的降低，油水乳狀液的乳化程度逐步降低，間接導致流量的下降。從圖3（A）及圖4（A）可以看到，透明管段觀察到管內(nèi)流體的流動性良好，透光性相比之前所做的純水體系實驗而言較差[21]。

圖2 水合物生成過程中各參數(shù)變化（實驗1）

圖3 環(huán)道透明段觀察到的流體形態(tài)（實驗1）

圖4 透明段觀察到的流體宏觀形態(tài)（實驗6）

（2）誘導階段：當管內(nèi)溫度降至實驗初始壓力所對應的相平衡溫度時（T s時刻所對應溫度），體系工況達到CO2水合物生成的熱力學條件。在此階段，體系溫度和壓力均勻下降，其主要原因仍是水浴降溫冷卻作用引起的，相較于初始階段，誘導階段管內(nèi)流體的流速有所下降，壓差同初始階段相比無明顯變化。

（3）水合物大量生成及漿液流動階段：當實驗時間達到誘導期結束時刻（T e）后，水合物誘導期結束，環(huán)道內(nèi)各溫度檢測點檢測到體系溫度同時迅速上升，同時各位置的壓力驟降，這是由于水合物生成為放熱反應，水合物的大量生成導致體系溫度驟升，壓力的顯著下降是水合物大量生成消耗氣體所致。同時，由圖2（B）可明顯觀察到，隨著水合物的大量生成，管內(nèi)質量流量同步地呈現(xiàn)驟降趨勢，這是由于水合物的大量生成使得管內(nèi)流體黏度增大所致。壓差呈先逐步增大后逐漸減小的趨勢，由式（3）分析得：壓差與摩阻系數(shù)及流速的平方成正比關系，壓差先迅速增大是因為此時摩阻系數(shù)占主導地位，在水合物大量生成時體系摩阻系數(shù)隨之增大，導致壓差迅速驟增；之后，壓差變化轉由體系流速主導，水合物的不斷生成使得流體黏度變大，流速減小，所以壓差又逐步降低，這與文獻[18,23-25]的研究結果一致。

圖3（B）、圖4（B）為本階段在透明管段及視窗觀察到的含油體系CO2水合物漿液宏觀形態(tài)，可以明顯看到透明段上側及油水界面處已形成較多的水合物固體顆粒及片狀水合物，且管內(nèi)大量絮狀及顆粒狀水合物隨液相一起流動，此時整個流體的流動性變差。當實驗壓力及溫度隨時間不再下降且保持穩(wěn)定，認為水合物不再生成，實驗體系的流量和壓差也趨于平緩，此時為水合物漿液穩(wěn)定流動階段。圖3（C）、圖4（C）為該階段水合物的形態(tài)，此時管內(nèi)的片狀及絮狀水合物大部分隨混合液流動，液相主體出現(xiàn)較為明顯的分層現(xiàn)象。若此階段流體的流速較低，則油水兩相的分層現(xiàn)象愈加明顯，這種情況下，管道發(fā)生堵塞現(xiàn)象（管內(nèi)流量降至零）的概率大大提升。

Song等[26]的研究指出，油水兩相的分層及流體黏度的增加是油水乳狀液體系水合物堵塞的主導原因，在本次實驗中，雖能明顯觀察到液相主體分層現(xiàn)象，但卻未發(fā)生堵管現(xiàn)象，這很可能是生成的水合物量少導致的。

3.2 各參數(shù)隨時間變化情況

圖5為實驗1條件下CO2水合物生成過程中流速、水合物體積分數(shù)、剪切力、摩阻系數(shù)隨實驗時間的變化情況，由圖可知，伴隨著水合物的生成，水合物顆粒體積分數(shù)驟然增大直至平穩(wěn)，摩阻系數(shù)、剪切力先增大后減小，最后維持平穩(wěn)，且漿液流動階段的值大于初始階段值。在此需要說明的是，評價CO2水合物漿液表觀黏度的各指標均隨時間的推移而發(fā)生小幅變化，但在漿液流動階段基本維持在某個范圍之內(nèi)，因此，本次研究中各參數(shù)的值為漿液穩(wěn)定流動階段各數(shù)值的平均值。

圖5 各參數(shù)的變化情況（實驗1）

3.3 影響因素分析

在正交實驗結果分析中，一般采用極差值的大小確定各影響因素的主次排序，極差越大，該影響因素對實驗結果的影響程度越大[17]。表2~3分別為不同指標下的極差分析表，其中，kiφ、kiτw分別為不同指標下各因素及水平的平均值，Rφ、Rτw為不同指標下的極差，根據(jù)此值大小，可以判斷因素的主次順序。

表2 以水合物體積分數(shù)為評價指標的極差分析表

由表2可知，在油水乳狀液體系，若以水合物顆粒體積分數(shù)為水合物漿液表觀黏度的評價指標，則對黏度產(chǎn)生最大影響的因素為乳化劑的加劑量，且隨著加劑量的增加，水合物漿液的表觀黏度逐漸增大。因此，在實際管輸過程中，首要考慮和重點控制的參數(shù)應為乳化劑用量，當然，本實驗選用的乳化劑僅為Tween-80，其他類型乳化劑下是否呈現(xiàn)同樣規(guī)律，需做進一步探究。除乳化劑用量外，其余參數(shù)對水合物漿液表觀黏度的影響程度大小依次為：氣液比＞含水率＞油相類型。圖6為以水合物體積分數(shù)為指標繪制的影響趨勢圖，由此圖可以更為直觀的了解各因素對水合物表觀黏度的影響規(guī)律，為試驗的最優(yōu)選擇指明方向。

在本系列試驗下，水合物漿液表觀黏度最大的工況組合為：2#白油，Tween-80的加劑量為3%，含水率70%，氣液體積比3:7。同理、為避免水合物顆粒體積分數(shù)過大導致漿液表觀黏度增大而致使管路堵塞，應采用如下組合：5#白油，Tween-80的加劑量為1%，含水率80%，氣液體積比1:9。

圖6 以水合物體積分數(shù)為指標的影響趨勢圖

表3 以剪切力（τw-120）為評價指標的極差分析表

由表3可知，同樣的實驗體系及實驗工況，若選用剪切力為CO2水合物漿液表觀黏度的評價指標（為便于計算，計算過程中的剪切力值減120，不影響整體結論），則所獲得的結論與以水合物顆粒體積分數(shù)為指標的結論有所差異，這種情況下，對水合物漿液黏度最大的影響因素為乳化劑加劑量，其次是初始油相類型和含水率，而氣液比的影響最小。水合物漿液黏度最大的實驗工況組合為：5#白油，Tween-80的加劑量為3%，含水率90%，氣液體積比1:9。同樣的，若使水合物漿液黏度最小，對應的實驗工況組合為：2#白油，Tween-80的加劑量為1%，含水率80%，氣液體積比3:7。

3.4 各影響因素對多相流動摩阻的影響

在圖5中可以明顯看到，當水合物大量生成后，流動摩阻呈波動式上升，這說明固相水合物顆粒的形成的確影響整個水合物漿液的流動。表4為各組實驗下的多相摩阻系數(shù)的極差分析表，由表可知，初始油相類型、加劑量、含水率和氣液比均會對管輸體系摩阻系數(shù)產(chǎn)生影響，各影響因素的主次順序依次為：含水率＞加劑量＞氣液比＞初始油相類型，含水率為影響摩阻系數(shù)的主要因素。為減小流體流動過程中的損耗，最優(yōu)的實驗組合為：2#白油，乳化劑添加量為1%，含水率80%，氣液比為3:7。

由于實驗平臺可操作性的限制，本實驗中含水率選取70%、80%、90%三個水平，實際管輸過程中，往往含水量低于實驗水平，因此，低含水率下的實驗有待進一步開展。

表4 多相摩阻系數(shù)的極差分析表

4 結論

（1）在油水體系下，不同實驗工況下水合物生成過程可分為三個階段，主要有初始階段，誘導階段和水合物生成及漿液穩(wěn)定流動階段。管輸體系水合物的生成會引起流體黏度和摩阻的增大。

（2）以水合物顆粒體積分數(shù)為CO2水合物漿液表觀黏度的評價指標，各因素對水合物漿液黏度的影響程度大小依次為：乳化劑用量＞氣液比＞含水率＞油相類型；以剪切力為評價指標的影響程度依次為：乳化劑加劑量＞初始油相類型＞含水率＞氣液比。因此，油水體系中乳化劑加劑量為影響水合物漿液黏度的最大因素，為確保該體系下多相混輸管線不發(fā)生堵塞，應控制加入乳化劑的用量。

（3）不同實驗工況下多相流動摩阻系數(shù)變化范圍為0.14～0.34，實驗中各因素均會影響摩阻，而基于正交試驗的極差分析法，各因素對摩阻的影響程度大小依次為：含水率＞加劑量＞氣液比＞初始油相類型，含水率是影響摩阻的主要因素，在實驗中，80%含水率的多相摩阻系數(shù)最小，而更低含水率下的影響規(guī)律有待進一步探究。

符號說明

φ-水合物體積分數(shù)，%；τw-圓管壁面剪切力，Pa；f-摩阻系數(shù)，常數(shù)；ΔP-測試段壓降，Pa；D-圓管直徑，m；L-測試段管長，m；T-溫度，℃；ρ-流體密度，kg/m3；u-流體流速，m/s。