高壓天然氣水合物生長動(dòng)力學(xué)及漿體黏度特性

呂曉方， 許佳文， 劉英杰， 張婕， 柳揚(yáng)， 馬千里

(1. 常州大學(xué)油氣儲(chǔ)運(yùn)省級(jí)重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室， 常州 213164； 2. 中國石油化工股份有限公司西北油田分公司 石油工程技術(shù)研究院， 烏魯木齊 830011； 3. 中國石油化工股份有限公司西北油田分公司博士后工作站， 烏魯木齊 830011；4. 中國石油化工股份有限公司勝利油田分公司， 東營 257001)

隨著中國加大對(duì)深海水合物[1-2]資源的開發(fā)和利用，水合物礦藏開發(fā)過程中的流動(dòng)安全保障技術(shù)的研究受到全球關(guān)注。然而海底低溫、高壓、強(qiáng)換熱等惡劣的自然環(huán)境無疑增加了油氣管道輸送的難度，再加之傳統(tǒng)的水合物抑制劑不僅成本高還會(huì)面臨污染環(huán)境等問題，故水合物漿液冷流輸送的防治技術(shù)[3-4]應(yīng)運(yùn)而生。該技術(shù)允許水合物顆粒生成并跟隨液相流動(dòng)，為水合物防治[5]和油氣混輸[6]的實(shí)現(xiàn)提供了一種有效手段。水合物漿液多相流動(dòng)特性[7]的是實(shí)施水合物漿液技術(shù)[8]的關(guān)鍵，因此，中外學(xué)者借助流動(dòng)環(huán)路或反應(yīng)釜實(shí)驗(yàn)以對(duì)水合物生長動(dòng)力學(xué)及漿液流動(dòng)特性進(jìn)行了廣泛研究。

李小森等[9]在鼓泡反應(yīng)器內(nèi)研究了環(huán)戊烷-甲烷-鹽水體系水合物生長動(dòng)力學(xué)，發(fā)現(xiàn)提高進(jìn)氣速率、壓力，以及降低溫度均可提高水合物生成速率；在此基礎(chǔ)上，呂秋楠[10]利用攪拌改善水合物在生成過程中相際間混合不充分的情況，通過研究壓力驅(qū)動(dòng)力、反應(yīng)溫度、攪拌速率和環(huán)戊烷濃度對(duì)水合物生長動(dòng)力學(xué)的影響，發(fā)現(xiàn)降低反應(yīng)溫度、增大壓力驅(qū)動(dòng)力、攪拌速率、環(huán)戊烷濃度可提高水合物生成速率；為探究不同壓力、溫度等因素作用下水合物生成動(dòng)力學(xué)規(guī)律，李長俊等[11]結(jié)合結(jié)晶學(xué)、傳熱學(xué)、傳質(zhì)學(xué)等原理，建立了水合物生長的動(dòng)力學(xué)模型。對(duì)水合物生長動(dòng)力學(xué)的實(shí)驗(yàn)探究和模型探究，可更好地模擬水合物的生成過程，為后續(xù)能較好地模擬水合物漿液流動(dòng)過程具有重要的現(xiàn)實(shí)意義。

在漿液流動(dòng)方面，F(xiàn)idel-Dufour等[12]借助反應(yīng)釜開展了分散劑和動(dòng)力學(xué)抑制劑(polyvinyl pyrrolidone， PVP)對(duì)天然氣水合物漿液流動(dòng)特性影響的研究，發(fā)現(xiàn)在一定濃度范圍，隨著分散劑濃度的增大，水合物漿液的黏度下降，由此可知，適當(dāng)?shù)靥岣叻稚┑臐舛瓤梢越档退衔锏亩鹿茱L(fēng)險(xiǎn)；Melchuna等[13]在流動(dòng)環(huán)道下研究了阻聚劑-低劑量水合物抑制劑(AA-LDHI)對(duì)水合物漿液流動(dòng)特性的影響，得到阻聚劑的加入使?jié){液流動(dòng)更加均勻穩(wěn)定，在一定程度上降低了水合物顆粒的聚集概率，故阻聚劑對(duì)于漿液的安全流動(dòng)和降低堵塞風(fēng)險(xiǎn)有顯著作用。

陳光進(jìn)等[14]研究了由凝析油-水-天然氣體系在防聚劑作用下形成的水合物漿液的流動(dòng)規(guī)律，建立了水合物漿液管輸壓降計(jì)算方法；唐翠萍等[15]在環(huán)道內(nèi)研究了CO2水合物漿液的流動(dòng)特性，發(fā)現(xiàn)流動(dòng)壓降隨著CO2水合物的生成量的增多而增多；但王武昌等[16-18]借助水合物流動(dòng)實(shí)驗(yàn)環(huán)路，開展的一氟二氯乙烷水合物(HCFC-141b)、四氫呋喃水合物(tetrahydrofuran，THF)和四丁基溴化銨水合物(tetrabutylammonium bromide，TBAB)漿液的流動(dòng)特性實(shí)驗(yàn)卻發(fā)現(xiàn)壓降對(duì)水合物體積分?jǐn)?shù)的變化存在一個(gè)臨界值，當(dāng)?shù)陀诖伺R界值時(shí)，壓降變化不明顯，當(dāng)高于該臨界值時(shí)，壓降急劇升高；而左江偉等[19]發(fā)現(xiàn)CO2水合物的臨界體積分?jǐn)?shù)與持液率大小相關(guān)，管道持液量越大，臨界體積分?jǐn)?shù)越小。因此，水合物顆粒體積分?jǐn)?shù)這一關(guān)鍵參數(shù)是水合物漿液流動(dòng)特性研究不可或缺的關(guān)鍵參數(shù)之一，為保證實(shí)際管線的運(yùn)行安全，需要控制水合物濃度低于臨界體積分?jǐn)?shù)。

吳海浩等[20]研究了初始?jí)毫秃实纫蛩貙?duì)水合物生成速率的影響，結(jié)果表明：初始?jí)毫υ礁撸衔锷烧T導(dǎo)時(shí)間越短，含水率越大，水合物生成誘導(dǎo)時(shí)間反而越長；呂曉方等[21]提出初始?jí)毫υ礁?，堵管風(fēng)險(xiǎn)越大，初始流量越大，堵管風(fēng)險(xiǎn)越小。鑒于此，宮敬等[22-23]考慮到多相混輸管道水合物漿液的輸送安全性，提出了最低安全流量的概念，并結(jié)合結(jié)晶本征動(dòng)力學(xué)和傳熱與傳質(zhì)建立了水合物殼雙向生長模型，實(shí)驗(yàn)證明該模型可以較好地預(yù)測油水乳狀液中水合物生成的氣體消耗量。

針對(duì)上述情況，現(xiàn)利用天然氣水合物實(shí)驗(yàn)環(huán)路進(jìn)行油包水體系下天然氣水合物的漿液流動(dòng)實(shí)驗(yàn)研究，探究壓力、流量、阻聚劑等因素對(duì)天然氣水合物漿液流動(dòng)特性的影響，為新型水合物風(fēng)險(xiǎn)控制技術(shù)的應(yīng)用提供有力支撐。

1 實(shí)驗(yàn)部分

1.1 實(shí)驗(yàn)裝置和實(shí)驗(yàn)材料

采用中國石油大學(xué)(北京)油氣儲(chǔ)運(yùn)多相流實(shí)驗(yàn)室的水合物實(shí)驗(yàn)環(huán)路[24]，實(shí)驗(yàn)環(huán)路圖如圖1所示。該環(huán)道由油氣水三相供給系統(tǒng)、實(shí)驗(yàn)管段、溫控系統(tǒng)、數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)、加劑系統(tǒng)、在線顆粒分析儀[25-26]、溫控儀等組成。環(huán)路主要參數(shù)如下：設(shè)計(jì)壓力為0～15 MPa，設(shè)計(jì)溫度為-20～120 ℃，內(nèi)徑2.54 cm，壁厚2.88 mm，長度30 m。

實(shí)驗(yàn)材料為去離子水、0#柴油和陜京線天然氣，其天然氣具體組成如表1所示。

表1 實(shí)驗(yàn)用天然氣組成Table 1 Composition of natural gas for experiment

圖1 高壓水合物實(shí)驗(yàn)環(huán)路實(shí)物圖Fig.1 Physical diagram of high pressure hydrate experimental loop

1.2 實(shí)驗(yàn)步驟

(1)開啟真空泵1 h對(duì)整個(gè)實(shí)驗(yàn)環(huán)路抽真空，使真空度達(dá)到0.02 MPa。

(2)利用實(shí)驗(yàn)環(huán)道自吸原理向分離器加料口中加入實(shí)驗(yàn)介質(zhì)(水和柴油)。

(3)打開數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)和低溫水浴，設(shè)置實(shí)驗(yàn)溫度18 ℃；開啟磁力泵，對(duì)油水混合物充分?jǐn)嚢杓s3 h，加入阻聚劑；啟動(dòng)聚焦反射光束測量儀(FBRM)和微觀顆粒錄影儀(PVM)開始數(shù)據(jù)采集，當(dāng)FBRM所記錄各粒徑弦長范圍內(nèi)的顆粒數(shù)達(dá)到穩(wěn)定，且明顯可以從PVM采集圖像內(nèi)觀察到數(shù)量較多、分布較均勻的液滴時(shí)，視為體系內(nèi)的油水混合物已被充分剪切，形成了較為穩(wěn)定的油包水乳狀液。

(4)開啟進(jìn)氣閥，高壓氣瓶內(nèi)天然氣進(jìn)入實(shí)驗(yàn)環(huán)道并達(dá)到實(shí)驗(yàn)壓力后，開啟循環(huán)泵，使氣液混合物充分混合以達(dá)到溶解平衡。

(5)設(shè)定水浴溫度為某一實(shí)驗(yàn)溫度對(duì)系統(tǒng)降溫，并開啟數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)記錄實(shí)驗(yàn)所需參數(shù)(壓力、壓降、流量、溫度、耗氣量等)，當(dāng)體系溫度壓力達(dá)到相平衡溫度以下，水合物開始生成。整個(gè)實(shí)驗(yàn)過程的現(xiàn)象通過可視窗口及透明管段觀察并記錄。

(6)當(dāng)水合物基本形成，管內(nèi)壓力、溫度保持穩(wěn)定后，水合物漿液穩(wěn)定流動(dòng)，提高水浴的溫度，對(duì)管道進(jìn)行升溫，使水合物受熱分解，待體系相關(guān)參數(shù)均達(dá)到穩(wěn)定值后，關(guān)閉各設(shè)備的運(yùn)行。

1.3 實(shí)驗(yàn)方案

采用控制變量法，選取初始?jí)毫?、初始流?通過控制循環(huán)泵的頻率來改變)、加劑量為變量，以探明不同工況下天然氣水合物的流動(dòng)特性。結(jié)合環(huán)路實(shí)際可操作性，設(shè)置并進(jìn)行了多組實(shí)驗(yàn)，實(shí)驗(yàn)體系為20 vol%水+80 vol% 0#柴油+水合物阻聚劑，其中，vol%代表體積含量百分?jǐn)?shù)。表2列出了該體系實(shí)驗(yàn)的設(shè)定參數(shù)。其中初始泵速為20、30、40 Hz時(shí)所對(duì)應(yīng)的實(shí)際體積流量分別為1.08、1.72、2.31 m3/h。

表2 20 vol%水+80 vol% 0#柴油體系實(shí)驗(yàn)相關(guān)參數(shù)Table 2 Experimental parameters of 20 vol% water + 80 vol% 0# diesel oil system

1.4 相關(guān)參數(shù)的計(jì)算

1.4.1 流動(dòng)體系水合物誘導(dǎo)期的確定

水合物誘導(dǎo)期是衡量及表征水合物反應(yīng)過程生成水合物快慢的重要?jiǎng)恿W(xué)參數(shù)之一，誘導(dǎo)期的長短直接影響實(shí)際混輸管道運(yùn)行中是否由水合物生成。故水合物生成誘導(dǎo)期的探究是十分必要的。但目前關(guān)于誘導(dǎo)期的定義因?qū)嶒?yàn)體系的不同而有所差異，本文所述的誘導(dǎo)期為宏觀誘導(dǎo)期，即包含了水合物成核、臨界晶核生長及可視晶體階段。具體如圖2所示，管內(nèi)溫度降低至天然氣水合物三相平衡點(diǎn)的時(shí)刻為誘導(dǎo)期的起始點(diǎn)(Ts)，實(shí)驗(yàn)體系的相平衡點(diǎn)可由Chen等[27]模型和天然氣成分定義，如圖3所示。降溫過程中管內(nèi)溫度突升、壓力驟降的點(diǎn)所對(duì)應(yīng)的時(shí)刻為誘導(dǎo)期的結(jié)束點(diǎn)(Te)。兩者之間的時(shí)間差即定義為環(huán)道流動(dòng)體系下水合物的誘導(dǎo)時(shí)間(Tind)。

1.4.2 耗氣量的計(jì)算

耗氣量是由任意兩個(gè)時(shí)刻內(nèi)的天然氣摩爾量之差來確定的，即

nCH4，t=nCH4，l，(t=0)+nCH4，g，(t=0)-nCH4，l，t-nCH4，g，t

(1)

式(1)中：nCH4，t為t時(shí)刻消耗的CH4摩爾數(shù)；nCH4，g，t為氣相中的CH4摩爾數(shù)；nCH4，l，t為液相中的CH4摩爾數(shù)；t=0和t分別為在初始時(shí)刻和在t時(shí)刻的實(shí)驗(yàn)工況。

1.4.3 水合物體積分?jǐn)?shù)的計(jì)算

圖2 實(shí)驗(yàn)工況下的誘導(dǎo)時(shí)間定義Fig.2 Definition of induction time under experimental conditions

圖3 天然氣水合物相平衡數(shù)據(jù)圖Fig.3 Phase equilibrium data of natural gas hydrate

水合物顆粒的生成會(huì)改變漿液的流動(dòng)特性，流動(dòng)參數(shù)也會(huì)隨之發(fā)生改變，因此水合物體積分?jǐn)?shù)是影響水合物漿液流動(dòng)特性的重要因素，水合物的生成體積分?jǐn)?shù)的計(jì)算公式為

(2)

(3)

(4)

(5)

式中：φhyd，t為t時(shí)刻體系水合物生成體積分?jǐn)?shù)；VLiq為t時(shí)刻管內(nèi)剩余液相體積，m3；ng，t為t時(shí)刻天然氣消耗氣體量，mol；Mg和Mw分別為天然氣的平均摩爾質(zhì)量和水分子摩爾質(zhì)量，g/mol；ρH和ρH2O分別為水合物的密度和水的密度，kg/m3；β為體系內(nèi)生成水合物的真實(shí)水合數(shù)(水合物類型為II型，真實(shí)水合數(shù)約為5.67)；Ni為天然氣第i組分的摩爾百分比；Mi為天然氣第i組分的摩爾質(zhì)量，g/mol。

2 結(jié)果與分析

2.1 實(shí)驗(yàn)現(xiàn)象分析

在實(shí)驗(yàn)7工況下探究天然氣水合物生長動(dòng)力學(xué)，結(jié)果如圖4所示。由圖4可知，實(shí)驗(yàn)7工況下誘導(dǎo)時(shí)間Tind為1.1 h。為防止誘導(dǎo)時(shí)間存在偶然性，故進(jìn)行了兩組重復(fù)性實(shí)驗(yàn)，結(jié)果如圖5所示。根據(jù)圖5可知，重復(fù)性實(shí)驗(yàn)2和重復(fù)性實(shí)驗(yàn)3的誘導(dǎo)時(shí)間Tind分別為1.1 h和1 h，與原實(shí)驗(yàn)誤差較小，排除了誘導(dǎo)時(shí)間的偶然隨機(jī)性。

圖4 實(shí)驗(yàn)7工況下天然氣水合物生成與漿液流動(dòng)過程中管內(nèi)溫度、壓力等參數(shù)隨時(shí)間變化趨勢Fig.4 Variation trend of parameters such as temperature and pressure in the pipe with time during natural gas hydrate formation and slurry flow under experimental condition 7

結(jié)合圖4和圖6觀察實(shí)驗(yàn)7工況下天然氣水合物生成過程中管內(nèi)溫度、壓力、耗氣量、體積分?jǐn)?shù)、質(zhì)量流量和壓差等參數(shù)隨時(shí)間變化的趨勢，發(fā)現(xiàn)結(jié)果與文獻(xiàn)[21]所述類似，大致將含油體系水合物的生成過程分為如下4個(gè)階段。

(1)初始階段。含油體系水合物形成的初始階段包含氣體的溶解平衡階段，體系溫度在水浴的冷卻作用下逐漸降低，最終降低至該壓力下的相平衡溫度。天然氣的溶解度隨著溫度的降低而增大，故天然氣溶解于液相中，導(dǎo)致管內(nèi)壓力隨之下降；壓降在此階段小幅度上下波動(dòng)，可能的原因是磁力泵的攪拌作用引發(fā)了管中流體的震蕩；質(zhì)量流量呈下降趨勢，原因是管內(nèi)溫度的降低導(dǎo)致油包水乳狀液的乳化程度降低，漿液的黏度增大，流速降低。從透明管段觀察到管內(nèi)流體的流動(dòng)性較好，沒有水合物形成。

圖5 實(shí)驗(yàn)7工況下兩組重復(fù)性實(shí)驗(yàn)Fig.5 Two groups of repetitive experiments under experimental condition 7

圖6 實(shí)驗(yàn)7工況下天然氣水合物生成與漿液流動(dòng)過程中管內(nèi)壓降、質(zhì)量流量隨時(shí)間變化趨勢Fig.6 Variation trend of pressure drop and mass flow in the pipe with time during natural gas hydrate formation and slurry flow under experimental condition 7

(2)誘導(dǎo)階段。在水浴冷卻作用下，管內(nèi)溫度逐漸下降，當(dāng)溫度降低至該壓力下的相平衡溫度時(shí)(Ts時(shí)刻所對(duì)應(yīng)溫度)，漿液進(jìn)入誘導(dǎo)期。當(dāng)溫度持續(xù)下降至實(shí)驗(yàn)體系的最低溫度時(shí)(Te時(shí)刻所對(duì)應(yīng)溫度)，誘導(dǎo)期結(jié)束，所經(jīng)歷的時(shí)間稱為水合物誘導(dǎo)時(shí)間。在誘導(dǎo)階段，受水浴的冷卻作用，溫度和壓力均勻下降；相較初始階段，誘導(dǎo)階段管內(nèi)流體的流量下降趨于平穩(wěn)，壓降同初始階段相比無明顯變化。

(3)水合物大量生成階段。誘導(dǎo)期結(jié)束后，水合物進(jìn)入大量生成階段。由于水合物生成過程為放熱反應(yīng)，故體系溫度迅速上升，由環(huán)道內(nèi)溫度檢測點(diǎn)檢測到溫度由5.67 ℃迅速上升到 9.87 ℃，增大幅度為74%，意味著水合物大量生成；與此同時(shí)，耗氣量驟升，原因是水合物的生成消耗了大量的天然氣，體系壓力也隨之持續(xù)下降；由圖4可知，管內(nèi)質(zhì)量流量隨著水合物的大量生成呈現(xiàn)驟降的趨勢，一方面是由于水合物的大量生成導(dǎo)致漿液的黏度增加，另一方面可能是低溫的冷卻作用導(dǎo)致漿液的黏度增大。壓降呈現(xiàn)波動(dòng)式增加的趨勢，主要是由于水合物生成導(dǎo)致摩阻系數(shù)增加。透過透明管段及視窗可以觀察到水合物漿液的宏觀形態(tài)，透明段上側(cè)以及液相中已形成較多的水合物固體顆粒，顆粒跟隨液相流動(dòng)。

(4)水合物漿液流動(dòng)階段。當(dāng)實(shí)驗(yàn)壓力及溫度隨時(shí)間不再下降且基本保持穩(wěn)定時(shí)認(rèn)為水合物不再生成，此時(shí)實(shí)驗(yàn)體系的流量和壓差也趨于平緩，此階段為水合物漿液穩(wěn)定流動(dòng)階段。此階段管內(nèi)的片狀及絮狀水合物大部分隨混合液流動(dòng)，油相主體出現(xiàn)較為明顯的分層現(xiàn)象。若此階段流體的流速較低，則油水兩相的分層現(xiàn)象更明顯。在此階段，油水兩相的分層及流體黏度的增加極易造成管路發(fā)生水合物堵塞現(xiàn)象。

2.2 壓力的影響

實(shí)驗(yàn)1和實(shí)驗(yàn)4在相同的初始泵速20 Hz(即相同的起始流量)、相同的加劑量(2wt%)、不同的初始?jí)毫?5.3 MPa 與6 MPa)下進(jìn)行，結(jié)果如圖7所示。由圖可以發(fā)現(xiàn)溫度、表觀黏度、密度和質(zhì)量流量都會(huì)隨著天然氣水合物的生成與漿液流動(dòng)過程而改變。通過對(duì)比可知，隨著初始?jí)毫ι?，水合物生成誘導(dǎo)時(shí)間縮短，由實(shí)驗(yàn)1中的1.47 h縮短至實(shí)驗(yàn)4中的0.71 h，縮短了約51.7%，說明初始?jí)毫Φ纳邔?duì)于誘導(dǎo)時(shí)間的縮短影響是十分顯著的；表觀黏度隨初始?jí)毫Φ纳叨龃螅瑢?shí)驗(yàn)4下的表觀黏度在水合物大量生成階段驟升，管內(nèi)表觀黏度最大值達(dá)到0.018 Pa·s，相較于實(shí)驗(yàn)1下的管內(nèi)最大表觀黏度0.012 Pa·s增大了約50%，究其原因，可能是壓力的升高導(dǎo)致天然氣水合物形成的驅(qū)動(dòng)力增大，管內(nèi)水合物顆粒大量生成，水合物顆粒跟隨液相流動(dòng)，故水合物漿液的黏度增大；質(zhì)量流量在水合物誘導(dǎo)期結(jié)束前無較大變化，由于初始?jí)毫Φ纳邔?dǎo)致誘導(dǎo)時(shí)間縮短，體系提前進(jìn)入水合物大量生成階段，導(dǎo)致質(zhì)量流量驟減，因此實(shí)驗(yàn)4較實(shí)驗(yàn)1質(zhì)量流量率先進(jìn)入急劇降低階段；密度呈現(xiàn)先緩慢上升后下降的趨勢，初始?jí)毫Φ纳呤沟眠_(dá)到密度拐點(diǎn)所需的時(shí)間由實(shí)驗(yàn)1的3.62 h縮短到了實(shí)驗(yàn)4的2.73 h，密度先增大的原因是水合物大量生成前質(zhì)量流量的變化可忽略不計(jì)，而漿液中生成的水合物顆粒逐漸增多導(dǎo)致流體體積的降低，因密度與體積成反比，而當(dāng)水合物大量生成時(shí)漿液黏度急劇增大而流量驟減，流體體積持續(xù)增大導(dǎo)致密度降低。

通過分析圖7可知，天然氣水合物的平衡溫度和開始大量生成時(shí)的溫度都隨著壓力的增大而升高，而其所對(duì)應(yīng)的相對(duì)時(shí)間則隨著壓力的增大而減少，在水合物大量生成時(shí)質(zhì)量流量驟降的幅度以及表觀黏度都隨壓力的增大而增大。這說明隨著壓力的增大，水合物生成的過程更加劇烈，由此可推斷管道在高壓條件下更容易出現(xiàn)天然氣水合物的堵塞狀況，故在實(shí)際的油氣輸送管線中，為延長誘導(dǎo)時(shí)間和降低堵管風(fēng)險(xiǎn)，保證輸送安全，應(yīng)控制初始?jí)毫Σ灰诉^大。

2.3 初始流量的影響

通過改變泵速來改變初始流量的大小，泵速20 Hz時(shí)對(duì)應(yīng)的初始流量為895.3 kg/h，泵速30 Hz時(shí)對(duì)應(yīng)的初始流量為1 414.6 kg/h。實(shí)驗(yàn)4和實(shí)驗(yàn)5在相同的初始?jí)毫?6 MPa)、相同的加劑量(2 wt%)、不同初始流量(895.3 kg/h和1 414.6 kg/h)下進(jìn)行，結(jié)果如圖8所示。由圖8可以發(fā)現(xiàn)溫度、表觀黏度、密度和壓力都會(huì)隨著天然氣水合物的生成與漿液流動(dòng)過程而改變。通過對(duì)比可知，隨著初始流量的增加，水合物生成誘導(dǎo)時(shí)間由實(shí)驗(yàn)4的0.76 h增加到實(shí)驗(yàn)5的0.9 h，增加了約18.4%，說明更大的初始流量會(huì)對(duì)水合物的生成起抑制作用，原因是較大的流量削弱了漿液與外界的換熱，導(dǎo)致漿液的溫度下降減慢；在水合物大量生成時(shí)實(shí)驗(yàn)4較實(shí)驗(yàn)5工況下的表觀黏度劇增的幅度更大，原因是在流量更高的情況下的剪切力和攜帶能力更強(qiáng)，不僅能將沉積在管壁周圍的天然氣水合物顆粒攜帶走，還能通過剪切力的作用破壞天然氣水合物的聚集體，阻礙聚集體的進(jìn)一步生長，因此初始流量的增大會(huì)削弱水合物沉積的現(xiàn)象，改善漿液的流動(dòng)性，使表觀黏度的波動(dòng)降低；隨著質(zhì)量流量的增大，實(shí)驗(yàn)5中密度的變化趨勢較實(shí)驗(yàn)4有所不同，其原因是在水合物大量生成時(shí)，漿液黏度驟增而流量減小，漿液的流體體積變大，因此導(dǎo)致了密度變小，而后由于較大的初始流量減弱了水合物的沉積，使?jié){液流動(dòng)性增強(qiáng)，此時(shí)管內(nèi)漿液的流量開始增大，而流體體積變化不大，因此密度也開始增大，最終趨于平穩(wěn)。

圖7 實(shí)驗(yàn)1與實(shí)驗(yàn)4工況下天然氣水合物生成與漿液流動(dòng)過程中表觀黏度、密度等隨時(shí)間的變化圖Fig.7 Variation diagram of apparent viscosity and density with time during natural gas hydrate formation and slurry flow under experimental conditions 1 and 4

圖8 實(shí)驗(yàn)4與實(shí)驗(yàn)5工況下天然氣水合物形成與漿液流動(dòng)過程中溫度，表觀黏度密度與壓力隨時(shí)間的變化圖Fig.8 Variation of temperature， apparent viscosity， density and pressure with time during natural gas hydrate formation and slurry flow under experimental conditions 4 and 5

通過分析圖8可知，天然氣水合物的誘導(dǎo)時(shí)間和堵塞時(shí)間都會(huì)隨著初始流量的增加而增加，表觀黏度隨著初始流量的增加而波動(dòng)幅度減小。這說明隨著初始流量的增加，水合物生成的過程越緩慢且平穩(wěn)，天然氣水合物漿液的輸送性也必然就越好。因此為保證輸送安全，降低堵管風(fēng)險(xiǎn)，應(yīng)控制初始流量不宜過小。

2.4 加劑量的影響

水合物阻聚劑是具有固定的親水親油基團(tuán)的物質(zhì)，能夠在溶液的表面定向排列，使表面張力顯著下降。在油水體系中，其作用原理是水合物阻聚劑分子吸附在油水兩相的界面上，將極性基團(tuán)插入水中，非極性部分則進(jìn)入油中，從而在界面定向排列，這在油水相之間產(chǎn)生拉力，使油水界面張力降低。通過阻聚劑以提高乳液的乳化程度，同時(shí)起到阻礙水合物顆粒聚集的作用，使生成的水合物均勻地分散在油相中。

實(shí)驗(yàn)5和實(shí)驗(yàn)11在相同的初始泵速30 Hz(即相同的初始流量)、相同的初始?jí)毫?6 MPa)、不同的加劑量(去離子水質(zhì)量的2wt%和3wt%)下進(jìn)行，結(jié)果如圖8(b)與圖9所示。通過對(duì)比可知，隨著加劑量的增加，水合物生成誘導(dǎo)時(shí)間由實(shí)驗(yàn)5的0.92 h縮短到實(shí)驗(yàn)11的0.86 h，變化較小，說明增大加劑量對(duì)水合物的誘導(dǎo)時(shí)間影響不明顯。

而后加入實(shí)驗(yàn)16(初始泵速30 Hz、初始?jí)毫? MPa、不加劑)與實(shí)驗(yàn)5和實(shí)驗(yàn)11作對(duì)比，由圖10(a)可以看出，隨著加劑量的增加，在水合物大量生成時(shí)管內(nèi)質(zhì)量流量的驟降幅度減小，說明增大加劑量會(huì)使生成水合物的過程更平穩(wěn)，更不易發(fā)生水合物堵塞管道的現(xiàn)象；通過圖10(b)分析實(shí)驗(yàn)5、實(shí)驗(yàn)11以及實(shí)驗(yàn)16這三種工況下水合物體積分?jǐn)?shù)隨時(shí)間的變化趨勢則更加印證了上述言論，從圖10中可以看出加劑量更多的情況下在水合物大量生成之后管內(nèi)水合物質(zhì)量分?jǐn)?shù)反而越低，漿液流動(dòng)性越好。由此得出結(jié)論，水合物阻聚劑可以阻礙水合物的聚集，減緩水合物的堵塞程度，加劑量越大，水合物誘導(dǎo)時(shí)間越短，水合物大量生成階段現(xiàn)象越平穩(wěn)，水合物生成后管內(nèi)水合物體積分?jǐn)?shù)越小，漿液輸送性越好。

圖9 實(shí)驗(yàn)11工況下天然氣水合物形成與漿液流動(dòng)過程中溫度，表觀黏度密度與壓力隨時(shí)間的變化圖Fig.9 Variation of temperature， apparent viscosity， density and pressure with time during natural gas hydrate formation and slurry flow under experimental condition 11

圖10 實(shí)驗(yàn)5、實(shí)驗(yàn)11和實(shí)驗(yàn)16工況下參數(shù)變化圖Fig.10 Parameter variation diagram under experimental conditions 5， 11 and 16

2.5 壓降與流速的影響

在實(shí)驗(yàn)1和實(shí)驗(yàn)2工況下探究壓降和流速對(duì)水合物漿液流動(dòng)特性的影響，由圖11(a)可知，壓降與流速之間存在一定關(guān)系，即流速下降，壓降反而增加，此時(shí)水合物在流動(dòng)過程中體積分?jǐn)?shù)的聚并十分明顯，管內(nèi)漿液表觀黏度很大，因此管道堵塞風(fēng)險(xiǎn)較大；而在圖11(b)中，流速急劇下降時(shí)，壓降小幅度的波動(dòng)，隨后流速與壓降同時(shí)大幅度上升，說明管道堵塞風(fēng)險(xiǎn)相較于實(shí)驗(yàn)1要小很多。同時(shí)實(shí)驗(yàn)1與實(shí)驗(yàn)2這組對(duì)照實(shí)驗(yàn)也驗(yàn)證了2.3節(jié)中初始流量對(duì)水合物漿液流動(dòng)特性影響的結(jié)論，即初始流量越大，漿液的輸送性就越好，堵管風(fēng)險(xiǎn)越低。

圖11 實(shí)驗(yàn)1與實(shí)驗(yàn)2工況下天然氣水合物形成與漿液流動(dòng)過程中壓降、體積分?jǐn)?shù)、流速隨時(shí)間的變化圖Fig.11 Variation of pressure drop， volume fraction and flow rate with time during natural gas hydrate formation and slurry flow under experimental conditions 1 and 2

3 結(jié)論

利用高壓水合物流動(dòng)環(huán)路，進(jìn)行了油水乳液體系天然氣水合物漿液流動(dòng)實(shí)驗(yàn)，通過控制變量法研究了不同初始?jí)毫?、初始質(zhì)量流量與加劑量的情況下對(duì)天然氣水合物生成誘導(dǎo)時(shí)間、管內(nèi)漿液表觀黏度、密度以及水合物體積分?jǐn)?shù)的影響，得出以下結(jié)論。

(1)在高壓油水乳液體系天然氣水合物漿液流動(dòng)實(shí)驗(yàn)下，水合物的生成主要可分為4個(gè)階段，分別是初始階段、誘導(dǎo)階段、水合物大量生成階段以及漿液穩(wěn)定流動(dòng)階段。管內(nèi)溫度、耗氣量和水合物體積分?jǐn)?shù)的急劇升高，壓力和質(zhì)量流量的急劇下降都意味著水合物開始大量快速生成。水合物的大量生成階段也是發(fā)生管道堵塞的高峰期。

(2)對(duì)于加劑油水乳液體系，隨著初始?jí)毫Φ脑龃螅衔锷傻恼T導(dǎo)時(shí)間縮短，平衡溫度和開始大量生成時(shí)的溫度都升高，而其所對(duì)應(yīng)的相對(duì)時(shí)間減少，在水合物大量生成時(shí)質(zhì)量流量驟降的幅度以及表觀黏度都增大。這說明初始?jí)毫υ酱螅衔锎罅可蛇^程中反應(yīng)越劇烈，更容易出現(xiàn)水合物堵管現(xiàn)象。

(3)對(duì)于加劑油水乳液體系，隨著初始流量的增大，水合物生成的誘導(dǎo)時(shí)間和開始發(fā)生堵塞的時(shí)間都增加，表觀黏度波動(dòng)幅度減小。這說明初始流量越大，水合物大量生成過程中現(xiàn)象反而越平穩(wěn)，降低出現(xiàn)水合物堵管現(xiàn)象的風(fēng)險(xiǎn)。

(4)對(duì)于加劑油水乳液體系，隨著阻聚劑加劑量的增大，水合物生成的誘導(dǎo)時(shí)間變化不明顯，但水合物大量生成時(shí)管內(nèi)質(zhì)量流量驟降幅度放緩，漿液穩(wěn)定流動(dòng)時(shí)管內(nèi)水合物質(zhì)量分?jǐn)?shù)越低。這說明阻聚劑的加劑量越大，水合物大量生成過程中現(xiàn)象反而越平穩(wěn)，水合物堵管風(fēng)險(xiǎn)越小。

(5)在水合物漿液流動(dòng)過程中，如果流速降低，壓降反而增大，則水合物體積分?jǐn)?shù)聚并現(xiàn)象明顯，管內(nèi)漿液表觀黏度很大，具有較大的堵管風(fēng)險(xiǎn)，可采取增大初始流量等措施降低堵管風(fēng)險(xiǎn)。

(6)針對(duì)在研究加劑油水乳液體系水合物生成和水合物漿液流動(dòng)實(shí)驗(yàn)過程中所遇到的問題，為后續(xù)研究者提供如下參考性建議：水合物生成誘導(dǎo)期具有偶然性和隨機(jī)性，在研究水合物生成誘導(dǎo)期時(shí)建議進(jìn)行多次重復(fù)性實(shí)驗(yàn)，盡量減小誘導(dǎo)期的偶然性對(duì)實(shí)驗(yàn)結(jié)果分析所造成的影響；開展更廣含水率變化范圍內(nèi)的高壓加劑油水乳液體系水合物生成及漿液流動(dòng)實(shí)驗(yàn)，以進(jìn)一步驗(yàn)證和完善當(dāng)前研究所得出的加劑油水乳液體系水合物生成及漿液流動(dòng)相關(guān)結(jié)論。