СУСПЕНЗИИ ГАЗОВЫХ ГИДРАТОВ В НЕФТЯХ: ЧАСТЬ 2. РЕОЛОГИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА
Аннотация
Во второй части обзора рассматриваются вопросы, связанные с реологическими свойствами газогидратных суспензий. Рассмотрены результаты исследований показывающие, что основным фактором, определяющим адгезию гидратных частиц к стенкам и когезию частиц между собой, является наличие между ними капиллярных мостиков воды, причиной появления которых является наличие свободной воды на их поверхности. В отсутствие таких мостиков частицы легко разделяются сдвиговыми силами в потоках, при наличии – агломерируют. При приближении к температуре разложения гидратов, на их поверхности образуется пленка квазижидкой воды, это увеличивает склонность частиц гидратов к агломерации. В дальнейшем возможно превращение таких мостиков в твердый гидрат, при этом частицы срастаются и агрегат становится монолитным. Далее в обзоре рассматриваются основные модели, позволяющие рассчитать относительную вязкость газогидратных суспензий в нефтях (отношение вязкости суспензии к вязкости чистой нефти, из которой получена суспензия). Показано, что вязкость суспензии существенно зависит от свойств входящей в ее состав нефти, и не может с высокой точностью рассчитываться на основе существующих моделей. Вязкость суспензий с «влажными» частицами гидрата выше, чем с «сухими». Это хорошо видно по кривым зависимости вязкости суспензии от степени превращения воды в гидрат. На малых стадиях превращения наблюдается максимум вязкости из-за сильного взаимодействия частиц между собой, по мере превращения воды в гидрат вязкость снижается. В заключительной части рассмотрены вопросы обеспечения устойчивости перекачиваемой гидратной суспензии к оседанию частиц может. Стабильность потока может быть обеспечена в двух случаях. В достаточно быстрых турбулентных потоках частицы поддерживаются во взвешенном состоянии за счет сил сдвигового напряжения (гомогенный режим течения суспензии). При наличии достаточного предела текучести нефтяной фазы реализуется гетерогенное ламинарное устойчивое течение, при котором часть частиц удерживается во взвешенном состоянии за счет наличия предела текучести, а часть оседает в нижней части трубы и продвигается в виде уплотненного слоя вместе с потоком суспензии. Границы устойчивых режимов течения рассчитываются на основании недавно разработанных моделей. В остальных случаях происходит оседание суспензии, как правило, приводящее к образованию пробок.
Для цитирования:
Манаков А.Ю., Шиц Е.Ю., Цеков О.О., Корякина В.В. Суспензии газовых гидратов в нефтях: часть 2. реологические свойства. Рос. хим. ж. (Ж. Рос. хим. об-ва). 2024. Т. LXVIII. № 4. С. 32-44. DOI: 10.6060/rcj.2024684.4.
Литература
Anklam M.R., York J.D., Helmerich L., Firoozabadi A. Effects of Antiagglomerants on the Interactions between Hydrate Particles. AIChE Journal. 2008. V. 54. N 2. P. 565-574. DOI: 10.1002/aic.11378.
Hu S., Koh C. A. Interfacial Properties and Mechanisms Dominating Gas Hydrate Cohesion and Adhesion in Liquid and Vapor Hydrocarbon Phases. Langmuir. 2017. V. 33. N 42. P. 11299–11309. DOI:10.1021/acs.langmuir.7b02676.
Yang S., Kleehammer D.M., Huo Z., Sloan E.D., Miller K.T. Temperature dependence of particle–particle adherence forces in ice and clathrate hydrates. Journal of Colloid and Interface Science. 2004. V. 277. N 2. P. 335–341. DOI: 10.1016/j.jcis.2004.04.049.
Brown E., Khan M.N., Salmin D., Wells J., Wang S., Peters C.J., Koh C.A. Cyclopentane hydrate cohesion measurements and phase equilibrium predictions. Journal of Natural Gas Science and Engineering. 2016. V. 35. Part B. P. 1435–1440. DOI: 10.1016/j.jngse.2016.05.016.
Nicholas J.W., Dieker L.E., Sloan E.D., Koh C.A. Assessing the feasibility of hydrate deposition on pipeline walls—Adhesion force measurements of clathrate hydrate particles on carbon steel. Journal of Colloid and Interface Science. 2009. V. 331. N 2. P. 322–328. DOI: 10.1016/j.jcis.2008.11.070.
Aspenes G. The influence of pipeline wettability and crude oil composition on deposition of gas hydrates during petroleum production, PhD thesis, University of Bergen, 2009.
Dieker L.E., Aman Z.M., George N.C., Sum A.K., Sloan E.D., Koh C.A. Micromechanical Adhesion Force Measurements between Hydrate Particles in Hydrocarbon Oils and Their Modifications. Energy&Fuels. 2009. V.23. N 12. P. 5966–5971. DOI: 10.1021/ef9006615.
Brown E.P., Koh C.A. Competitive Interfacial Effects of Surfactant Chemicals on Clathrate Hydrate Particle Cohe-sion. Energy&Fuels. 2016. V. 30. N 10. P.8065–8071. DOI: 10.1021/acs.energyfuels.6b00145.
Liu C., Li M., Chen L., Li Y., Zheng S., Han G. Experimental Investigation on the Interaction Forces between Clathrate Hydrate Particles in the Presence of a Water Bridge. Energy&Fuel. 2017. V. 31. N 5. P. 4981–4988. DOI: 10.1021/acs.energyfuels.7b00364.
Lee B.R., Sum A.K. Micromechanical Cohesion Force between Gas Hydrate Particles Measured under High Pressure and Low Temperature Conditions. Langmuir. 2015. V. 31. N 13. P. 3884–3888. DOI: 10.1021/acs.langmuir.5b00361.
Aman Z.M., Joshi S.E., Sloan E.D., Sum A.K., Koh C.A. Micromechanical cohesion force measurements to deter-mine cyclopentane hydrate interfacial properties. Journal of Colloid and Interface Science. 2012. V. 376. N 1. P. 283–288. DOI: 10.1016/j.jcis.2012.03.019.
Zhang W., Fan S., Wang Y., Lang X., Li G. Preparation and performance of biomimetic superhydrophobic coating on X80 pipeline steel for inhibition of hydrate adhesion. Chemical Engineering Journal. 2021. V. 419. Art. 129651. DOI: 10.1016/j.cej.2021.129651.
Brown E., Hu S., Wang S., Wells J., Nakatsuka M., Veedu V., Koh C. Low-Adhesion Coatings as a Novel Gas Hydrate Mitigation Strategy. Offshore Technology Conference. Houston, Texas:. USA. 2017. (OTC-27874-MS), DOI: 10.4043/27874-MS.
Chenwei L., Zhiyuan W., Jinlin T., Ci Y., Mingzhong L. Fundamental investigation of the adhesion strength between cyclopentane hydrate deposition and solid surface materials. Chemical Engineering Science. 2020. V.217. Art.115524. DOI:10.1016/j.ces.2020.115524.
Wang W., Huang Q., Hu S., Peng Z., Koh C.A. Influence of Wax on Cyclopentane Clathrate Hydrate Cohesive Forces and Interfacial Properties. Energy&Fuels. 2020. V. 34. N 2. P. 1482-1491. DOI:10.1021/acs.energyfuels.9b03543.
Andersson V. Flow properties of natural gas hydrate slur-ries. An experimental study. PhD thesis, Norvegian university of science and technology, 1999.
Camargo R., Palermo T., Sinquin A., Glénat P. Rheological characterization of hydrate suspensions in oil dominated systems. Proc. 3rd International Conference on Gas Hydrates. Salt Lake City. Utah, USA. Annals of the New York Academy of Sciences. 2000. P. 912.
Camargo R., Palermo T. Rheological Properties of Hydrate Suspensions in an Asphaltenic Crude Oil. Proc. 4th International Conference on Gas Hydrates. Yokohama Symposia. Yokohama, Japan. 2002.
Sinquin A., Palermo T., Peysson Y. Rheological and Flow Properties of Gas Hydrate Suspensions. Oil & Gas Science and Technology. 2004. V. 59. N 1. P.41-57. DOI: 10.2516/ogst:2004005.
Fidel-Dufour A., Gruy F., Herri J.-M. Rheology of methane hydrate slurries during their crystallization in a water in dodecane emulsion under flowing. Chem.Eng.Sci. 2006. V. 61. N 2. P. 505-515. DOI: 10.1016/j.ces.2005.07.001.
Majid A.A.A., Wu D.T., Koh C.A. A Perspective on Rheological Studies of Gas Hydrate Slurry Properties. Engineering. 2018. V. 4. N 3. P. 321–329. DOI:10.1016/j.eng.2018.05.017.
Qin Y., Aman Z.M., Pickering P.F., Johns M.L., May E.F. High pressure rheological measurements of gas hydrate-in-oil slurries. J. Non-Newton Fluid Mech. 2017. V. 248. P. 40–49. DOI: 10.1016/j.jnnfm.2017.08.006.
Jeffrey D.J., Acrivos A. The rheological properties of sus-pensions of rigid particles. AIChE Journal. 1976. V. 22. N 3. P. 417–432. DOI: 10.1002/aic.690220303.
Mcgeary R.K. Mechanical packing of spherical particles. J.Am.Ceram.Soc. 1961. V. 44. N 10. P. 513–522. DOI: 10.1111/j.1151-2916.1961.tb13716.x.
Mills P. Non Newtonian behaviour of flocculated suspensions. Journal de Physique. Lettres. 1985. V. 46. N. 7. P. L301–L309. DOI: 10.1051/jphyslet:01985004607030100.
Majid A.A.A., Wu D.T., Koh C.A. New in situ measurements of the viscosity of gas clathrate hydrate slurries formed from model water-in-oil emulsions. Langmuir. 2017. V. 33. N 42. P. 11436–11445. DOI: 10.1021/acs.langmuir.7b02642.
Liu Z., Liu W., Lang C., Liu R., Song Y., Li Y. Viscosity investigation on metastable hydrate suspension in oil-dominated systems. Chemical Engineering Science. 2021. V. 238. Art. 116608. DOI:10.1016/j.ces.2021.116608.
Qin Y., Pickering P.F., Johns M.L., May E.F., Aman Z.M. A Rheological Method to Describe Metastable Hydrate-in-Oil Slurries. Energy&Fuels. 2019. V. 34. N 7. P. 7955–7964. DOI:10.1021/acs.energyfuels.9b00395.
Webb E.B., Koh C.A., Liberatore M.W. High pressure rheology of hydrate slurries formed from water-in-mineral oil emulsions. Ind.Eng.Chem.Res. 2014. V. 53. N 17. P. 6998–7007. DOI: 10.1021/ie5008954.
Webb E.B., Koh C.A., Liberatore M.W. Rheological properties of methane hydrate slurries formed from aot + water + oil microemulsions. Langmuir. 2013. V. 29. N 35. P. 10997–11004. DOI: 10.1021/la4022432.
Webb E.B., Rensing P.J., Koh C.A., Sloan E.D., Sum A.K., Liberatore M.W. High-pressure rheology of hydrate slurries formed from water-in-oil emulsions. Energy&Fuels. 2012. V. 26. N. 6. P. 3504–3509. DOI: 10.1021/ef300163y.
Солиман Т.С., Русинова Е.В., Вшивков С.А. Влияние магнитного поля на реологические свойства растворов эфиров целлюлозы. Изв. вузов. Химия и хим. технология. 2021. Т. 64. Вып. 4. С. 21-25. DOI: 10.6060/ivkkt.20216404.6334.
Тюнина Е.Ю. Зависимость молярной вязкости воды в жидком и флюидном состояниях от давления. Изв. ву-зов. Химия и хим. технология 2022. Т. 65. Вып. 5. С. 6-13. DOI: 10.6060/ivkkt.20226505.6572.
Lv X.F., Gong J., Li W.Q., Shi B.H., Yu D., Wu H.H. Experimental study on natural gas hydrate slurry flow. SPE Journal. 2014. V. 19. N 2. P. 206-214 (SPE 158597). DOI: 10.2118/158597-PA.
Lv X., Shi B., Wang Y., Gong J. Study on Gas Hydrate Formation and Hydrate Slurry Flow in a Multiphase Transportation System. Energy&Fuels. 2013. V. 27. N 12. P. 7294−7302. DOI: 10.1021/ef401648r.
Poloski A.P., Adkins H.E., Aberfah J., Casella A.M., Hohimer R.E., Nigi F., Minette M.J., Toth J.J., Tingey J.M., Yokuda S.T. Deposition Velocities of Newtonian and Non-Newtonian Slurries in Pipelines. Report by Pacific Northwest National Laboratory. Richland. Washington: 2009. (PNNL-17639, WTP-RPT-175 Rev. 0). DOI: 10.2172/963206.
Poloski A.P., Adkins H.E., Bonebrake M.L., Chun J., Casella A.M., Denslow K.M., Johnson M.D., Luna M.L., MacFarlan P.J., Tingey J.M., Toth J.J. Deposition Velocities of Non-Newtonian Slurries in Pipelines: Complex Simulant Testing. Report by Pacific Northwest National Laboratory. Richland. Washington: 2009. (PNNL-18316, WT-RPT-189 Rev. 0) DOI: 10.2172/992020.
Bbosa B., DelleCase E., Volk M., Ozbayoglu E. Avoiding Flowline Plugging: A Deposition Velocity Model and Stability Map. SPE Western Regional Meeting. Anchorage. Alaska. USA. 2016. (SPE-180494-MS) DOI: 10.2118/180494-MS.
Wang Y., Hutchinson B.C., Pickarts M.A., Salmin D.C., Srivastava V., Koh C.A., Zerpa L.E. Hydrate bedding modeling in oil-dominated systems . Fuel. 2021. V .289. Art. 119901. DOI:10.1016/j.fuel.2020.119901.
Abulnaga B., Woods B., Prescott N., Mantha A. Pumping Hydrate Slurries in the Arctic: A Different Perspective. Offshore Technology Conference. Houston. Texas. USA. 2014 (OTC-25382-MS). DOI: 10.4043/25382-MS.
