天然气水合物浆液摩阻的实验研究

李文庆 宫敬 赵建奎

1.城市油气输配技术北京市重点实验室·中国石油大学(北京) 2.中国石油天然气勘探开发公司

天然气水合物浆液摩阻的实验研究

李文庆1宫敬1赵建奎2

1.城市油气输配技术北京市重点实验室·中国石油大学(北京) 2.中国石油天然气勘探开发公司

随着海洋油气开发向着深海进军,为了防止发生从海底井口到生产平台的多相混输管道天然气水合物堵塞,传统天然气水合物抑制方法将会大大增加开采成本,而以天然气水合物浆液形式进行输送已成为深海油气输送的一种新方法。为此,在天然气水合物壳模型的基础上开发了HyFlow软件,在水—柴油体系的天然气水合物浆液环路实验中,计算了天然气水合物颗粒的粒径,得到了天然气水合物浆液中颗粒大小与含水率的关系,讨论了不同含水率下最大填充系数的确定,分析了颗粒大小对天然气水合物浆液摩阻系数的影响。结果发现:当含水率在15%～25%时,天然气水合物颗粒的表观直径为0.974 mm,而摩阻系数约为0.22。此研究结果为模拟计算天然气水合物浆液的流动提供了实验依据,也为正确设计和布置混输管线的工艺流程奠定了基础。

深海油气开发 天然气水合物 壳模型 浆液 含水率 摩阻系数 最大填充系数 表观直径

随着海洋油气开采深度的增加,传统的天然气水合物抑制方法将会大大增加开采成本。通过向管道中添加一定剂量的阻聚集,将天然气水合物颗粒分散到连续相中以天然气水合物浆液的形式进行输送已成为深海油气输送的一种新方法。随着乳状液中的水滴转化成天然气水合物颗粒,浆液的黏度和管道的摩阻系数将会随之变化。中国石油大学城市油气输配技术北京市重点实验室已经对含天然气水合物颗粒的多相流动进行了多年研究,开发了基于壳模型理论的HyFlow软件以模拟天然气水合物浆液在管道中的流动[1-5]。目前该课题组也正在对此软件进行进一步的完善。HyFlow软件中1个重要的输入参数就是初始乳状液中分散相的平均粒径,而初始粒径的确定及其在不同含水率下对天然气水合物浆液达到稳定流动时摩阻系数的影响尚不清楚。为此,讨论不同含水率下最大填充系数(Φmax)的确定和初始平均粒径对稳定流动时摩阻系数的影响,可进一步完善HyFlow软件、提高其应用效果。

1 浆液环路实验

1.1 实验装置

研究所用实验环路是专门用来研究天然气水合物浆液流动特性的,由孙长宇等[6]设计建造,实验装置如图1所示。环路主体为双层U形管,总长20 m,由加拿大DBR公司制造。内管直径为`25.4 mm,最高承压4.0 M Pa。管路采用夹套式,环路上安装6个热电偶(±0.1 K)来测量温度。用精密 Heise压力表(±0.1%,0～2.0 M Pa)测量压力。在环路装有混合罐,天然气水合物在此罐中生成,然后用离心泵打入环路。使用差压变送器测量环路进口与出口(图1中的A点、B点)的压降。安装数据采集系统测量系统温度。

图1 实验环路示意图

1.2 实验过程

采用天然气水合物循环管道装置,针对实验体系(柴油+合成天然气+水),添加一定剂量的天然气水合物防聚剂,分别研究了不同初始含水量天然气水合物浆液体系的流动情况,并对天然气水合物浆液流动的摩阻系数进行了分析。步骤如下:①配制不同油水体积比例(柴油+合成天然气+水)的实验体系,液相体积总量为16 L;②管道系统依次用石油醚和水清洗干净,加入配制好的已经添加一定剂量防聚剂的溶液(柴油+水);③开启控温设备,调整温度到设定值,本体系的实验温度设为4℃;④通入气体,使釜内的压力升到2 M Pa;⑤开启循环泵,同时开始计时,记录管道的压降、管道流量随时间的变化情况,耗气量由电子天平在线测量。

1.3 实验介质

实验所选用柴油密度约为0.806 6 g/cm3,相应物性在先前的实验中已经测定[7]。水为一般自来水,气体为合成天然气,其组成为甲烷,82.18%(体积分数,下同);乙烷,13.89%;丙烷,3.93%。

为了节省能耗,根据实验装置的容积配制了总体为16 L的实验液,其含水量分别为5%、15%、25%和30%(体积分数)。每一次的实验压力为2 M Pa,反应釜的温度通过制冷机控制在275.15～278.15 K的范围内,管路主体温度通过温控系统控制在277.15 K。

2 实验数据分析

2.1 天然气水合物浆液密度

由于实验所使用的合成天然气含有C3组分,因此,假设实验所生成的都为结构Ⅱ型的天然气水合物,并且其中的每个晶格都是只由1个甲烷分子、乙烷分子或者是丙烷分子占据。水合数选为6,因此天然气水合物的分子式可以写为M·6H2O。天然气水合物的摩尔质量为124,1摩尔天然气水合物中所包含水的质量为 108。天然气水合物浆液密度的数学表达式为:

式中ρslurry、ρw、ρoil、ρH分别为天然气水合物浆液、乳状液中水、乳状液中油、天然气水合物的密度,g/ cm3;%covy为水生成天然气水合物的转换率;mw、moil分别为乳状液中水、油的质量,g。

当天然气水合物浆液流动达到稳定时,可以认为分散相的水全部与溶解在油相中的天然气反应生成天然气水合物颗粒,此时的天然气水合物浆液密度公式可以表达为:

由于实验采用先降温后增压的方式,且在整个实验过程中利用温控仪来维持环路系统在实验温度下运行,因此忽略柴油密度的变化,由此可以计算出天然气水合物浆液流动达到稳定状态后不同含水率下的天然气水合物浆液密度。

2.2 天然气水合物浆液黏度

假设在本实验的流动中,天然气水合物颗粒是均匀分布的,并且流动处于层流区域,通过观察实验过程中流量和所测得的压降,就可以利用圆管层流里的管道壁面剪切力与压降的关系求出天然气水合物浆液的表观黏度,为:

式中Δp为压降,Pa;L为实验段长度,m;μslurry为天然气水合物浆液黏度,Pa·s;u为流速,m/s;D为管径, m。

浆液的黏度除了可以通过实验的方法求得外,也可以利用文献中给出的许多计算模型来进行估算,其中Pauchard等人运用法国的IFP-lyre实验装置做出的实验结果表明稳定后天然气水合物浆液的黏度可以用M ills[8]定律表示如下:

式中μoil为油相黏度,Pa·s;Φ为含水率;Φmax为最大填充系数。

其得到的结果显示在含水率小于30%时,可以用最大填充系数值Φmax为0.57来计算,并且计算的结果与实验的测量值很吻合。本实验所使用的柴油黏度为5.12 m Pa·s,试图运用 Pauchard的方法来寻求一个适当的Φmax值进行浆液黏度的预测,因此,反算出了在不同含水率下的Φmax值,如图2所示。计算结果显示含水率分别为25%和30%时的最大填充系数分别为0.436和0.414;而当含水率分别为5%和15%时的最大填充系数分别为0.093和0.275。本结果与文献中的差异可能是由于所选用的实验介质和环境不同等综合因素引起的。从图2中还可以发现:在含水率小于25%时最大填充系数随着含水率的增加而增加,几乎呈线性关系,以此拟合出填充系数与含水率的关系:

图2 最大填充系数随含水率的变化图

而当含水率在25%～30%时,最大填充系数虽略有降低但较为相近,因而在此区域中设定一个相应的最大填充系数值,再运用M ills公式来计算天然气水合物浆液黏度可得到较好的精度。这也证明了随着含水率的增加,在剪切力的作用下天然气水合物颗粒的变形倾向于使悬浮液结构化,从而使最大填充系数增加,而当含水率增加到一定值时,天然气水合物生成量的增大以及颗粒之间的聚集作用会阻碍天然气水合物对气体分子的吸附,进而导致最大填充系数有所降低。

2.3 天然气水合物浆液流动摩阻系数

由于在不同的含水率体系中,天然气水合物浆液流动实验都是在压力和温度基本一致的条件下进行的。因此分析了含水率的变化对天然气水合物浆液流动摩阻系数的影响,并在壳模型理论的基础上讨论了天然气水合物颗粒的表观直径对摩阻系数的影响。

为了使天然气水合物颗粒可以更好地分散在天然气水合物浆液中并随之一起流动,防止其聚集阻塞管道,分别向4种不同含水率的水—柴油乳状液中加入了剂量不等的阻聚剂,由于流动属于层流范围。因此运用达西公式可以计算出每一时刻的摩阻,为:

式中λf为摩阻系数。摩阻系数随时间的变化见图3。

由图3可知,当实验开始增压后,天然气水合物浆液的摩阻系数随着时间的增加先迅速增大,而后减小,最后趋于平缓。这是因为当系统达到实验温度时,增加系统的压力到实验值可迅速生成天然气水合物颗粒,天然气水合物颗粒不断生成增加了乳状液的黏度,并且在天然气水合物颗粒生成时需要消耗连续相中的天然气导致连续相未饱和,在一定程度上增大了连续相的黏度;而当天然气水合物完全生成后,又有气相不断溶解到连续相中,使得天然气水合物浆液黏度开始降低。因此摩阻系数也随之减小,最终连续相重新达到饱和状态,天然气水合物浆液的摩阻系数也趋于平缓。

图3 不同含水率下摩阻系数随时间的变化图

从图3中的箭头处可以发现,当摩阻系数随着时间的增加达到第一次峰值后开始略有下降,而在大约110 min时,摩阻系数又有一次剧烈的增加。通过对实验数据进行分析发现,离心泵的排量在此时迅速降低后达到稳定,从而导致摩阻系数的突然增大,这也说明当天然气水合物颗粒生成后不断有气相补充到液相中去导致离心泵的泵效降低。

从图3还可以看出天然气水合物浆液摩阻系数整体上随着含水率的增加而增加,这是因为增加乳状液的含水率可以增加天然气水合物生成量,进而增大天然气水合物浆液流动时的摩阻系数。而当流动达到稳定时可以发现,含水率在5%～25%的实验中最终摩阻系数趋于相似,而含水率为30%的实验摩阻系数则略大,可以认为当含水率较低时,天然气水合物颗粒形成完毕后,气相可以很好地溶解到液相中去,使连续相达到饱和;含水率较高时,天然气水合物生成颗粒的增多迅速使连续相达到未饱和状态,并且阻碍了气液相之间的有效传递,最终导致流动稳定时连续相中仍然为未饱和状态,摩阻系数较大。

Turner等人在利用FBRM粒度分析仪测量天然气水合物浆液中粒径分布的实验时发现,天然气水合物颗粒的尺寸分布随着时间的增加无明显变化,并且与水滴在剪切情况下进入油相中的液滴的尺寸分布较为相似[9]。这就表明液体水滴是直接转化成天然气水合物颗粒的。因此以壳模型理论为基础,并假设天然气水合物浆液中的天然气水合物颗粒是均匀分布的,选择初始乳状液中分散相的平均粒径来表征天然气水合物颗粒的粒径,选择实验后期稳定段摩阻系数的平均值作为稳定流动时的摩阻系数。

常规油气水多相流研究对初始核粒径问题研究较多,有大量的经验(半经验)公式来表征系统中的分散相粒径。常用的有 d32和 d95。由于 d32表示分散相特征较为方便,所以在多相流研究中使用较多。d32就是Sauter平均直径,又叫当量比表面积直径、表面积体积平均直径,是颗粒群表面积分布的平均直径。A ngeli通过实验,得出以下计算油水两相中分散相的Sauter平均直径经验公式[10]:

dmax的大多数计算方法都是源自于 Hinze公式:

式中 dmax为最大液滴直径,m;Uc为连续相流速,m/s; ρc为连续相密度,kg/m3;D为管径,m;σ为气液间界面张力,N/m;f为摩阻系数。

由此计算出在不同含水率下,天然气水合物颗粒的表观直径与稳定段平均摩阻系数(表1)。

表1 颗粒表观直径与平均摩阻系数的计算结果表

从表1可以看出:当乳状液含水率在5%～25%时,天然气水合物浆液流动在稳定阶段的平均摩阻系数较为接近,而天然气水合物颗粒的表观直径会随着含水率的增加而增大;当乳状液的含水率达到30%时,由于颗粒所受到剪切作用力的增大,颗粒表观直径会有所减小,平均摩阻系数较大。

3 结论

1)通过对天然气水合物浆液在层流区域中流动的实验,得到了在不同含水率情况下天然气水合物浆液的表观黏度,进而得到了天然气水合物浆液的流动达到稳定时的最大填充系数,并发现最大填充系数在当浆液的含水率为5%～25%时,随着含水率的增加而增加,且呈很好的线性关系,而在25%～30%则较为相近。因此,在不同的含水率区域中,选用相应的最大填充系数值可以增加计算浆液黏度的准确性。

2)经过计算发现,当乳状液开始形成天然气水合物时,其流动的摩阻系数会随着时间先增大后减小,最终趋于稳定。当流动达到稳定阶段时,天然气水合物浆液的含水率在较低情况下(5%～25%),摩阻系数较为接近且相对较小,而在含水率较高时(30%)则摩阻系数较大。因此在建模求解摩阻系数时考虑含水率的影响,可以提高模型精度。

3)在不同含水率下,稳定流动时的摩阻系数对应着不同的颗粒表观直径。在柴油—水体系中,含水率在15%～25%时,其天然气水合物颗粒的表观直径相似(约为0.974 mm),并且其最终稳定流动的摩阻系数也相近(约为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

李文庆等.天然气水合物浆液摩阻的实验研究.天然气工业,2010,30(10):87-90.

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

国家科技重大专项(编号:2008ZX05026-004-03)。

李文庆,1982年生,博士研究生;主要从事油气储运多相流动的研究工作。地址:(102249)北京市昌平区中国石油大学机械与储运工程学院。电话:(010)89733804,15101177138。E-mail:ydgj@cup.edu.cn

(修改回稿日期 2010-08-07 编辑 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