天然气油基水合物浆液流动实验

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15 MPa)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。

流动体系中二氧化碳水合物堵管时间实验研究

在新建高压水合物浆液流动环道上开展了水＋二氧化碳体系水合物堵管实验，利用先进的高压粒度仪（FBRM）设备对水合物生成及堵管迁程中的粒径分布进行了实时监测和分析；首次研究了压力、流量等因素对二氧化碳水合物堵管时间的影响。实验结果表明，系统压力升高，水合物发生堵管的时间会显著缩短（压力3．8MPa时，堵管时间1．7h；压力2．8MPa时，堵管时间2．4h），越容易堵管；流量越大，水合物发生堵管的时间越长（流量754kg／h时，堵管时阳1．59h；流量1657kg／h时，堵管时间4．34h），较不易堵管；并且在水合物生成及堵管过程中，由于流体中液滴／颗粒发生碰撞和聚并，导致60～200μm范围的颗粒数目有显著增加．