立管内水合物浆液流动特性及正交实验研究

通过FLUENT数值模拟技术对CO_2及天然气水合物浆液在立管内的流动特性进行了模拟,研究了水合物浆液平均流速、水合物体积分数、水合物颗粒粒径及连续相黏度对立管出口截面水合物浓度分布、速度分布及立管段压降的影响。通过正交实验确定了立管中CO_2水合物和天然气水合物阻力特性各影响因素的顺序均为:连续相黏度水合物颗粒的体积分数水合物颗粒的直径水合物浆液的平均流速,并在此基础上确定了各影响因素的最优组合,即平均流速2.5 m/s、水合物体积分数10%、连续相黏度1.79 m Pa·s、水合物颗粒直径50μm。研究结果可为深水流动安全保障技术的发展提供技术支持。     

天然气水合物浆液摩阻的实验研究

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0.974mm,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。     

含防聚剂水合物浆液在循环管路中的性能

采用高压循环管路对含防聚剂的油-水-气体系形成的水合物浆液的稳定性进行了评价。实验结果表明,随循环时间的延长,含Zjj2防聚剂的水合物浆液的流量逐渐下降至趋于稳定,表观黏度不断增大至趋于基本不变,未出现堵塞管路的现象;生成的水合物以小颗粒形态均匀分散在乳液中,水合物浆液停工前、后的形貌相同,稳定性较好;油-水-气体系中水含量越高,含Zjj2防聚剂的水合物浆液的流量下降程度越显著,表观黏度越大;与分别含Span20和Zjj1防聚剂的水合物浆液相比,含Zjj2防聚剂的水合物浆液的表观黏度最低、流动性最好。     

倾斜管中CO2水合物生成及堵管实验研究

研究倾斜管内气液两相流的堵管机理对于保证油气的安全输送起到至关重要的作用。因此,在高压可视水合物实验环路上开展了倾斜管中水+CO₂体系下的水合物堵管实验,探究了压力、流速等因素对CO₂水合物浆液流动和堵管时间的影响。实验结果表明,在流速分别为3 L/min或5 L/min或7 L/min的条件下,初始压力为2.7 MPa、3.0 MPa和3.3 MPa时,水合物浆液流动时间分别为451 s、336 s、303 s或632 s、510 s、391 s或740 s、657 s、512 s。由此可知,初始压力越大,水合物浆液的流动时间越小,管路越容易发生堵塞。在初始压力分别为2.7 MPa或3.0 MPa或3.3 MPa的条件下,流速为3 L/min、5 L/min和7 L/min时,水合物浆液流动时间分别为451 s、632 s、740 s或336 s、510 s、657 s或303 s、391 s、512 s。由此可知,初始流速越大,水合物浆液的流动时间越大,管路越不易发生堵塞。因此,可以通过减小初始压力和增大初始流速来有效减小管路堵管趋势。     

基于群体平衡模型的竖直管内水合物浆液流动特性模拟研究

水合物的开发与利用已经成为热点能源问题之一。固态流开采是我国为开发非成岩水合物矿藏提出的一种绿色水合物开采方法。固态流开采是将深水浅层的水合物进行破碎流化,经过预处理后,通过管道举升至海面。引入基于水合物颗粒聚集动力学的群体平衡方程,对开采过程中竖直管道内水合物流动特性进行了正交试验研究。结果表明,对竖直管内水合物浆液流动摩阻影响最大的因素为水合物浆液的平均流速,而对竖直管内最大粒径影响最大的因素为浆液中水合物的体积分数。研究结果可为深水水合物浆液流动安全保障和水合物固态流开采技术的发展提供技术支持。     

含蜡晶天然气水合物浆液黏度的影响因素

天然气水合物浆液黏度特性是判别水合物浆液输送流动性的重要指标。在深海油气田开发中,特别是对于高含蜡体系,蜡晶与天然气水合物共存的情况时有发生。为此,利用高压天然气水合物流变测量系统,探究了含蜡量、搅拌转速和压力等因素对含蜡晶存天然气水合物浆液黏度的影响规律。实验结果表明:(1)含蜡晶天然气水合物浆液呈现剪切稀释性;(2)含蜡量越大,天然气水合物浆液黏度越高,原因在于悬浮在连续相的蜡晶与吸附在天然气水合物颗粒表面的蜡晶,均对天然气水合物聚并体的增大起到了促进作用;(3)在相同含蜡量的情况下,随着搅拌速率的增加,因体系所受剪切作用强度增加,导致天然气水合物浆液黏度下降;(4)当体系初始反应压力提高时,天然气水合物生成驱动力增强,生成量增加,会显著增加天然气水合物浆液黏度。结论认为,研究蜡晶在高压搅拌天然气水合物浆液体系内的微观分布规律,将是未来探讨蜡晶对天然气水合物浆液黏度特性影响的重要方向。     

含天然气水合物的海底多相管输及其堵塞风险管控

为了提升深水油气开发海底输送系统多相流动的安全运行水平、推进“天然气水合物（以下简称水合物）浆液输送技术”的工业化应用进程,基于所搭建的水合物流动保障实验平台,结合水合物动力学生成机理、多相流动规律和可靠性理论,开展了含水合物的海底多相管输及其堵塞风险理论与技术研究。研究结果表明：①水合物颗粒的存在,会减少分层流区域,增强段塞流动趋势,更易形成环状流和波浪流,基于小扰动法所建分层流判别准则,能合理划分实验流型数据;②考虑水合物颗粒间聚并剪切,结合有效介质理论,建立了水合物浆液的黏度、阻力计算方法,预测精度均在±20%以内;③提出了含水合物多相管输的临界悬浮流速概念,分别建立了低于该流速的气浆、高于该流速的固液多相流动机理模型,能更加合理地描述水合物颗粒与多相流动耦合影响规律; ④观察到水合物壁面沉积4阶段历程,通过不同实验条件下水合物沉积率的定量表征分析,揭示了各因素对水合物壁面沉积的作用机理;⑤定量分析了不同流型下水合物颗粒的聚并沉积状态,定性分析了各流型中水合物的堵塞机理及风险;⑥引入可靠性理论,建立了以水合物体积分数为判定条件的极限状态方程,耦合抽样及快速求解理论,实现了含水合物多相输送管道堵塞概率表征,并给出了水合物浆液管道稳定运行的安全评价等级划分原则。结论认为,该研究成果能从定性和定量两个方面有效预测多相混输管道中水合物的生成及堵塞风险,有助于保障海底输送系统多相流动的安全运行。     

流动体系水合物生成及其流动特性试验研究

依托管道式水合物综合试验平台,以水和CO2为试验介质在6.5~8.5℃的条件下试验研究了CO2水合物生成特性及水合物浆液流动规律。试验初始压力为4.5 MPa,含气体积分数为31.16%。同时,利用压降分析法探究了CO2水合物浆液的流动特性,并归纳了CO2水合物浆液管道压降关联式。研究结果表明,水合物首先在管道内壁处生成,然后逐渐向管道中心生长,最终造成管道的堵塞。此外,水合物浆液管道压力分布存在突然降低的情况,而管道末端压力反而升高,这是因为管道末端有部分水合物发生分解。研究结果可为水合物的防治工作提供理论支持与技术储备。     

CO_2与油水的相互作用对驱替过程的影响研究

二氧化碳注入过程中,CO2与油水发生的相互作用将会对驱替过程产生一定的影响。通过不同压力条件下CO2在油水中的溶解实验,结合经典计算模型,得到了溶解CO2后的水、油黏度变化规律。通过不同含水率条件下的油水乳化实验,考察了溶解CO2前后油水乳化程度(以乳化带体积占油水总体积的百分比表示)。实验结果表明,CO2在油、水中溶解后,地层水的黏度增大,原油的黏度减小,CO2的溶解有利于改善水油黏度比,且初始压力从0.1MPa增至6MPa时,水油黏度比增大至原来的4.672倍。溶入CO2的油水体系的乳化程度远远大于未溶入CO2油水体系的,且含水率为40%时,碳酸水/原油体系的乳化程度可达96.43%。CO2与油水的相互作用,有利于改善水驱微观驱油效率,扩大气驱宏观波及效率,提高原油采收率。     

稠油水包油型乳状液表观黏度的影响因素及预测模型

通过单因素实验,系统分析了两性/非离子复配表面活性剂含量、无机/有机复配碱含量、含油率、搅拌速率、乳化温度对稠油水包油(O/W)型乳状液表观黏度的影响。在单因素实验基础上,进行了六因素三水平的正交实验,并应用SPSS软件进行方差分析及非线性回归,进一步分析各因素对乳状液表观黏度影响的显著程度,得到稠油O/W型乳状液的表观黏度预测模型,进而从理论上分析了各因素对乳状液表观黏度的影响规律。结果表明,随着复配表面活性剂含量的增加,乳状液表观黏度增大;复配碱对乳状液表观黏度的影响具有双重性,既能促使界面上活性物质发生电离,又能压缩扩散双电层,结果取决于两者的相互竞争;随着含油率的增加,乳状液表观黏度增大;搅拌速率在500~1000 r/min范围内,随着搅拌速率的增加,乳状液表观黏度增大,在1000~1500 r/min〖JP〗范围内,表观黏度变化不大;乳化温度升高导致乳状液表观黏度降低。稠油O/W型乳状液的表观黏度预测模型预测的表观黏度与实验结果吻合。     

反相乳液聚合法制备聚丙烯酰胺

采用反相乳液聚合方法,在氧化-还原引发体系下,制备阴离子型聚丙烯酰胺絮凝剂。应用均匀设计的方法研究引发剂量、乳化剂量、抗交联剂量、单体摩尔比、油水体积比以及反应温度对产物特性粘数的影响,得出了优化的工艺条件。在乳化剂0.80 g、引发剂2.50 mL、抗交联剂0.05 g、单体丙烯酸与丙烯酰胺摩尔比3.5／6.5、油水体积比2.25、反应温度45℃时,产物的特性粘数为12.07 dL／g。     

天然气水合物浆液黏度的实验研究

随着海洋天然气开发深度的增加，混输管线的天然气水合物堵塞问题越来越受到重视。传统的水合物防止技术，如保温、注入甲醇等方法，因应用条件苛刻和高成本等原因而很难应用于深海油气田的开发。新的替代技术之一就是把天然气水合物以固体颗粒的形式分散在多相流中形成浆液进行输送。为此，应用高压落球式黏度计测试了合成天然气在柴油和凝析油中形成的水合物浆液黏度。实验结果表明，浆液的相对黏度随水合物分率的增加而增加，并且当天然气水合物分率大于某个临界值时，相对黏度增加的幅度增大。初始乳状液黏度对浆液黏度影响很大。甚至当初始乳状液的黏度较大时，低天然气水合物分率浆液黏度会大于高水合物分率浆液黏度。     

油田堵水用反相乳液的制备与性能研究

以柴油、乳化剂、纳米二氧化硅为主要原料,配制了一种可用于油田选择性堵水用的纳米粒子稳定反相乳液,考察多种因素对其性能的影响。实验结果表明,乳化剂用量对乳状液粘度影响不大,其用量选择2％较合适;油相中纳米二氧化硅用量增加,乳状液粘度随之增加,当油相中纳米二氧化硅含量低于0．2％时,乳状液粘度随温度升高而上升,添加少量纳米二氧化硅即可改变乳状液粘-温特性;调节油水体积比可调整乳状液的粘度,并且当水油比大于4：1时,乳状液的粘度急剧上升;氯化钠加入也导致乳状液的粘度随温度的增加而升高。     

天然气水合物浆在管道中的流动沉积特性

随着海底天然气水合物开采及开发技术研究的不断发展,水合物浆的宏观流动特性研究成为保证天然气水合物浆顺利输送的必要条件。为此,对天然气水合物浆液在管道中的稳定流动状态及临界堵塞条件进行了研究,以传统的固液双层流动模型为基础,结合天然气水合物在水平管道中的流动特点,提出了天然气水合物浆稳定流动的判定标准——临界流动速度和临界床层高度,即管道内出现固定床层的临界速度和该速度对应的床层高度;并提出了计算天然气水合物浆流型及流动参数的方法。在此基础上,对天然气水合物浆在管道中流动的沉积特性进行了研究,设计正交方案,对比了不同因素对临界沉积速度的影响因子。实验验证结果表明:该方法可以较为准确地描述天然气水合物浆的流动状态及其特征参数,对判断其安全流动具有一定的指导意义。     

乳液中甲烷水合物的生成反应实验

在可视化高压反应釜系统中,研究了甲烷水合物在油包水型乳液中的生成情况,反应的前30 min搅拌,油相为辛烷或十六烷,乳化剂为丙二醇脂肪酸酯（Emcol PO-50）、失水山梨醇油酸单酯（Span80）、单硬脂酸甘油酯（Aldo 28）。将乳液体系和纯水以及含乳化剂的纯水体系进行了对比,结果表明：甲烷水合物在油包水型乳液中可以有效提高反应速率,生成的水合物成粒状,含水率低。在选择油相时,需选取不生成水合物、在水中溶解度小而且对甲烷溶解度尽量大的有机溶剂,最后对油包水型乳液中甲烷水合物的生成机理进行了探讨。     

MASS TRANSFER IN THE LIQUID PHASE METHANOL SYNTHESIS PROCESS

The mass transfer characteristics of the liquid phase methanol synthesis process were experimentally investigated using a one-liter, mechanically agitated slurry reactor. The CuO/ZnO/Al₂O₃ catalyst was crushed to -140 mesh and suspended in an inert mineral oil (Witco # 40). The catalyst loading was varied within limits of experimental feasibility. The effects of temperature, pressure, level of oil, impeller speed, and gas flow rate on the overall gas-liquid mass transfer coefficient K_Lia_B were studied

The results obtained using a two-level, half-fractional factorial design of experiments indicated that the impeller speed, feed flow rate, and temperature had significant effects on the mass transfer coefficient at the experimental conditions examined. Correlations were developed for the Sherwood number based on the Reynolds number, the Schmidt number, the reciprocal gas flow number, the gas-liquid viscosity ratio, and the dimensionless temperature. A simplified power-law type approach was also used to correlate the overall gas-liquid mass transfer coefficient with the impeller speed, gas flow rate, and dimensionless temperature.