油水体系天然气水合物浆液流变特性研究

水合物浆液流变特性是衡量其流动风险的重要因素。利用高压水合物实验环道,研究了含水率(体积分数)、压力、阻聚剂含量(质量分数,下同)和流速(剪切率)等参数对油水体系天然气水合物浆液表观黏度的影响。结果表明:当含水率从15%增加到20%,水合物浆液的表观黏度平均增加了8.3%;当初始压力从5 MPa增加到7 MPa,浆液的表观黏度平均增加了15.9%;阻聚剂含量与表观黏度呈负相关,表明加入一定量的阻聚剂有助于水合物浆液流动;水合物浆液的表观黏度随剪切率的增大而增大,表明水合物浆液具有剪切增稠性。同时,结合实验规律及浆液特性建立了水合物浆液幂律经验模型,预测误差在0.5%~5.0%,表明该模型能较好地预测油水体系天然气水合物浆液的表观黏度。

高压天然气水合物生长动力学及浆体黏度特性

为探究油气混输管道中天然气水合物的生成及流动特性,得到实际混输管道天然气水合物浆液的安全运行规律。运用高压天然气水合物实验环路,进行了油水乳液体系天然气水合物浆液流动实验。通过控制变量法研究了不同初始压力、初始质量流量与加剂量对天然气水合物生成诱导时间、管内浆液表观黏度、密度以及水合物体积分数等的影响,结果表明:初始压力越高,水合物生成诱导时间越短,由初始压力5.3 MPa下的1.47 h缩短至6 MPa下的0.71 h,缩短了约51.7%,水合物在生成过程中反应越剧烈,不利于运输的安全;初始质量流量越大,水合物生成诱导时间越长,由初始流量895.3 kg/h下的0.76 h增加到1414.6 kg/h下的0.90 h,增加了约18.4%,表观黏度波动幅度越小,运输过程越平稳安全;增大阻聚剂的加剂量对水合物诱导时间影响较小,但水合物大量生成阶段现象越平稳,水合物生成后管内水合物体积分数越小,浆液输送性越好;在流动过程中若流速下降,压降反而增加,则说明水合物体积分数的聚并很明显且管内浆液表观黏度很大,管道堵塞风险较大。