李文慶 宮敬 趙建奎

1.城市油氣輸配技術(shù)北京市重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室·中國石油大學(xué)(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(shí)驗(yàn)研究

李文慶1宮敬1趙建奎2

1.城市油氣輸配技術(shù)北京市重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室·中國石油大學(xué)(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(jìn)軍,為了防止發(fā)生從海底井口到生產(chǎn)平臺(tái)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(huì)大大增加開采成本,而以天然氣水合物漿液形式進(jìn)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(chǔ)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(shí)驗(yàn)中,計(jì)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(guān)系,討論了不同含水率下最大填充系數(shù)的確定,分析了顆粒大小對(duì)天然氣水合物漿液摩阻系數(shù)的影響。結(jié)果發(fā)現(xiàn):當(dāng)含水率在15%～25%時(shí),天然氣水合物顆粒的表觀直徑為0.974 mm,而摩阻系數(shù)約為0.22。此研究結(jié)果為模擬計(jì)算天然氣水合物漿液的流動(dòng)提供了實(shí)驗(yàn)依據(jù),也為正確設(shè)計(jì)和布置混輸管線的工藝流程奠定了基礎(chǔ)。

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(shù) 最大填充系數(shù) 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(huì)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(jìn)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(zhuǎn)化成天然氣水合物顆粒,漿液的黏度和管道的摩阻系數(shù)將會(huì)隨之變化。中國石油大學(xué)城市油氣輸配技術(shù)北京市重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室已經(jīng)對(duì)含天然氣水合物顆粒的多相流動(dòng)進(jìn)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(dòng)[1-5]。目前該課題組也正在對(duì)此軟件進(jìn)行進(jìn)一步的完善。HyFlow軟件中1個(gè)重要的輸入?yún)?shù)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(duì)天然氣水合物漿液達(dá)到穩(wěn)定流動(dòng)時(shí)摩阻系數(shù)的影響尚不清楚。為此,討論不同含水率下最大填充系數(shù)(Φmax)的確定和初始平均粒徑對(duì)穩(wěn)定流動(dòng)時(shí)摩阻系數(shù)的影響,可進(jìn)一步完善HyFlow軟件、提高其應(yīng)用效果。

1 漿液環(huán)路實(shí)驗(yàn)

1.1 實(shí)驗(yàn)裝置

研究所用實(shí)驗(yàn)環(huán)路是專門用來研究天然氣水合物漿液流動(dòng)特性的,由孫長宇等[6]設(shè)計(jì)建造,實(shí)驗(yàn)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(nèi)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(gè)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(jìn)口與出口(圖1中的A點(diǎn)、B點(diǎn))的壓降。安裝數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)測量系統(tǒng)溫度。

圖1 實(shí)驗(yàn)環(huán)路示意圖

1.2 實(shí)驗(yàn)過程

采用天然氣水合物循環(huán)管道裝置,針對(duì)實(shí)驗(yàn)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(dòng)情況,并對(duì)天然氣水合物漿液流動(dòng)的摩阻系數(shù)進(jìn)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(shí)驗(yàn)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(jīng)添加一定劑量防聚劑的溶液(柴油+水);③開啟控溫設(shè)備,調(diào)整溫度到設(shè)定值,本體系的實(shí)驗(yàn)溫度設(shè)為4℃;④通入氣體,使釜內(nèi)的壓力升到2 M Pa;⑤開啟循環(huán)泵,同時(shí)開始計(jì)時(shí),記錄管道的壓降、管道流量隨時(shí)間的變化情況,耗氣量由電子天平在線測量。

1.3 實(shí)驗(yàn)介質(zhì)

實(shí)驗(yàn)所選用柴油密度約為0.806 6 g/cm3,相應(yīng)物性在先前的實(shí)驗(yàn)中已經(jīng)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?jǐn)?shù),下同);乙烷,13.89%;丙烷,3.93%。

為了節(jié)省能耗,根據(jù)實(shí)驗(yàn)裝置的容積配制了總體為16 L的實(shí)驗(yàn)液,其含水量分別為5%、15%、25%和30%(體積分?jǐn)?shù))。每一次的實(shí)驗(yàn)壓力為2 M Pa,反應(yīng)釜的溫度通過制冷機(jī)控制在275.15～278.15 K的范圍內(nèi),管路主體溫度通過溫控系統(tǒng)控制在277.15 K。

2 實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)分析

2.1 天然氣水合物漿液密度

由于實(shí)驗(yàn)所使用的合成天然氣含有C3組分,因此,假設(shè)實(shí)驗(yàn)所生成的都為結(jié)構(gòu)Ⅱ型的天然氣水合物,并且其中的每個(gè)晶格都是只由1個(gè)甲烷分子、乙烷分子或者是丙烷分子占據(jù)。水合數(shù)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(zhì)量為124,1摩爾天然氣水合物中所包含水的質(zhì)量為 108。天然氣水合物漿液密度的數(shù)學(xué)表達(dá)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(zhuǎn)換率;mw、moil分別為乳狀液中水、油的質(zhì)量,g。

當(dāng)天然氣水合物漿液流動(dòng)達(dá)到穩(wěn)定時(shí),可以認(rèn)為分散相的水全部與溶解在油相中的天然氣反應(yīng)生成天然氣水合物顆粒,此時(shí)的天然氣水合物漿液密度公式可以表達(dá)為:

由于實(shí)驗(yàn)采用先降溫后增壓的方式,且在整個(gè)實(shí)驗(yàn)過程中利用溫控儀來維持環(huán)路系統(tǒng)在實(shí)驗(yàn)溫度下運(yùn)行,因此忽略柴油密度的變化,由此可以計(jì)算出天然氣水合物漿液流動(dòng)達(dá)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(shè)在本實(shí)驗(yàn)的流動(dòng)中,天然氣水合物顆粒是均勻分布的,并且流動(dòng)處于層流區(qū)域,通過觀察實(shí)驗(yàn)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(guān)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(shí)驗(yàn)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(shí)驗(yàn)的方法求得外,也可以利用文獻(xiàn)中給出的許多計(jì)算模型來進(jìn)行估算,其中Pauchard等人運(yùn)用法國的IFP-lyre實(shí)驗(yàn)裝置做出的實(shí)驗(yàn)結(jié)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(shù)。

其得到的結(jié)果顯示在含水率小于30%時(shí),可以用最大填充系數(shù)值Φmax為0.57來計(jì)算,并且計(jì)算的結(jié)果與實(shí)驗(yàn)的測量值很吻合。本實(shí)驗(yàn)所使用的柴油黏度為5.12 m Pa·s,試圖運(yùn)用 Pauchard的方法來尋求一個(gè)適當(dāng)?shù)摩祄ax值進(jìn)行漿液黏度的預(yù)測,因此,反算出了在不同含水率下的Φmax值,如圖2所示。計(jì)算結(jié)果顯示含水率分別為25%和30%時(shí)的最大填充系數(shù)分別為0.436和0.414;而當(dāng)含水率分別為5%和15%時(shí)的最大填充系數(shù)分別為0.093和0.275。本結(jié)果與文獻(xiàn)中的差異可能是由于所選用的實(shí)驗(yàn)介質(zhì)和環(huán)境不同等綜合因素引起的。從圖2中還可以發(fā)現(xiàn):在含水率小于25%時(shí)最大填充系數(shù)隨著含水率的增加而增加,幾乎呈線性關(guān)系,以此擬合出填充系數(shù)與含水率的關(guān)系:

圖2 最大填充系數(shù)隨含水率的變化圖

而當(dāng)含水率在25%～30%時(shí),最大填充系數(shù)雖略有降低但較為相近,因而在此區(qū)域中設(shè)定一個(gè)相應(yīng)的最大填充系數(shù)值,再運(yùn)用M ills公式來計(jì)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(jié)構(gòu)化,從而使最大填充系數(shù)增加,而當(dāng)含水率增加到一定值時(shí),天然氣水合物生成量的增大以及顆粒之間的聚集作用會(huì)阻礙天然氣水合物對(duì)氣體分子的吸附,進(jìn)而導(dǎo)致最大填充系數(shù)有所降低。

2.3 天然氣水合物漿液流動(dòng)摩阻系數(shù)

由于在不同的含水率體系中,天然氣水合物漿液流動(dòng)實(shí)驗(yàn)都是在壓力和溫度基本一致的條件下進(jìn)行的。因此分析了含水率的變化對(duì)天然氣水合物漿液流動(dòng)摩阻系數(shù)的影響,并在殼模型理論的基礎(chǔ)上討論了天然氣水合物顆粒的表觀直徑對(duì)摩阻系數(shù)的影響。

為了使天然氣水合物顆?？梢愿玫胤稚⒃谔烊粴馑衔餄{液中并隨之一起流動(dòng),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(dòng)屬于層流范圍。因此運(yùn)用達(dá)西公式可以計(jì)算出每一時(shí)刻的摩阻,為:

式中λf為摩阻系數(shù)。摩阻系數(shù)隨時(shí)間的變化見圖3。

由圖3可知,當(dāng)實(shí)驗(yàn)開始增壓后,天然氣水合物漿液的摩阻系數(shù)隨著時(shí)間的增加先迅速增大,而后減小,最后趨于平緩。這是因?yàn)楫?dāng)系統(tǒng)達(dá)到實(shí)驗(yàn)溫度時(shí),增加系統(tǒng)的壓力到實(shí)驗(yàn)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(shí)需要消耗連續(xù)相中的天然氣導(dǎo)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(dāng)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(shù)也隨之減小,最終連續(xù)相重新達(dá)到飽和狀態(tài),天然氣水合物漿液的摩阻系數(shù)也趨于平緩。

圖3 不同含水率下摩阻系數(shù)隨時(shí)間的變化圖

從圖3中的箭頭處可以發(fā)現(xiàn),當(dāng)摩阻系數(shù)隨著時(shí)間的增加達(dá)到第一次峰值后開始略有下降,而在大約110 min時(shí),摩阻系數(shù)又有一次劇烈的增加。通過對(duì)實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)進(jìn)行分析發(fā)現(xiàn),離心泵的排量在此時(shí)迅速降低后達(dá)到穩(wěn)定,從而導(dǎo)致摩阻系數(shù)的突然增大,這也說明當(dāng)天然氣水合物顆粒生成后不斷有氣相補(bǔ)充到液相中去導(dǎo)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(shù)整體上隨著含水率的增加而增加,這是因?yàn)樵黾尤闋钜旱暮士梢栽黾犹烊粴馑衔锷闪?進(jìn)而增大天然氣水合物漿液流動(dòng)時(shí)的摩阻系數(shù)。而當(dāng)流動(dòng)達(dá)到穩(wěn)定時(shí)可以發(fā)現(xiàn),含水率在5%～25%的實(shí)驗(yàn)中最終摩阻系數(shù)趨于相似,而含水率為30%的實(shí)驗(yàn)?zāi)ψ柘禂?shù)則略大,可以認(rèn)為當(dāng)含水率較低時(shí),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(dá)到飽和;含水率較高時(shí),天然氣水合物生成顆粒的增多迅速使連續(xù)相達(dá)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(dǎo)致流動(dòng)穩(wěn)定時(shí)連續(xù)相中仍然為未飽和狀態(tài),摩阻系數(shù)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(shí)驗(yàn)時(shí)發(fā)現(xiàn),天然氣水合物顆粒的尺寸分布隨著時(shí)間的增加無明顯變化,并且與水滴在剪切情況下進(jìn)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(zhuǎn)化成天然氣水合物顆粒的。因此以殼模型理論為基礎(chǔ),并假設(shè)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(shí)驗(yàn)后期穩(wěn)定段摩阻系數(shù)的平均值作為穩(wěn)定流動(dòng)時(shí)的摩阻系數(shù)。

常規(guī)油氣水多相流研究對(duì)初始核粒徑問題研究較多,有大量的經(jīng)驗(yàn)(半經(jīng)驗(yàn))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(dāng)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(shí)驗(yàn),得出以下計(jì)算油水兩相中分散相的Sauter平均直徑經(jīng)驗(yàn)公式[10]:

dmax的大多數(shù)計(jì)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(shù)。

由此計(jì)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(shù)(表1)。

表1 顆粒表觀直徑與平均摩阻系數(shù)的計(jì)算結(jié)果表

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

3 結(jié)論

1)通過對(duì)天然氣水合物漿液在層流區(qū)域中流動(dòng)的實(shí)驗(yàn),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(jìn)而得到了天然氣水合物漿液的流動(dòng)達(dá)到穩(wěn)定時(shí)的最大填充系數(shù),并發(fā)現(xiàn)最大填充系數(shù)在當(dāng)漿液的含水率為5%～25%時(shí),隨著含水率的增加而增加,且呈很好的線性關(guān)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(yīng)的最大填充系數(shù)值可以增加計(jì)算漿液黏度的準(zhǔn)確性。

2)經(jīng)過計(jì)算發(fā)現(xiàn),當(dāng)乳狀液開始形成天然氣水合物時(shí),其流動(dòng)的摩阻系數(shù)會(huì)隨著時(shí)間先增大后減小,最終趨于穩(wěn)定。當(dāng)流動(dòng)達(dá)到穩(wěn)定階段時(shí),天然氣水合物漿液的含水率在較低情況下(5%～25%),摩阻系數(shù)較為接近且相對(duì)較小,而在含水率較高時(shí)(30%)則摩阻系數(shù)較大。因此在建模求解摩阻系數(shù)時(shí)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(dòng)時(shí)的摩阻系數(shù)對(duì)應(yīng)著不同的顆粒表觀直徑。在柴油—水體系中,含水率在15%～25%時(shí),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(dòng)的摩阻系數(shù)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(shí)驗(yàn)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(xiàng)(編號(hào):2008ZX05026-004-03)。

李文慶,1982年生,博士研究生;主要從事油氣儲(chǔ)運(yùn)多相流動(dòng)的研究工作。地址:(102249)北京市昌平區(qū)中國石油大學(xué)機(jī)械與儲(chǔ)運(yùn)工程學(xué)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