在瞬态关闭和重启条件下，对水包油体系进行高压流变测量，以评估气体水合物的聚集及堵塞倾向

《Energy & Fuels》：High Pressure Rheological Measurements of Water-in-Oil Systems to Evaluate Gas Hydrate Agglomeration and Plugging Tendency under Transient Shut-In and Restart Conditions

水合物浆液运输能力受水分含量和子冷却温度影响，粘度与屈服应力变化揭示关停期水合物形成加剧重启期堵塞风险。

　　

在考虑现场天然气水合物管理策略时，研究油类通过类似表面活性剂的性质自然运输天然气水合物的能力至关重要。特别是在模拟的瞬态现场操作条件下，研究粘度分布尤为重要，因为这些条件最容易导致天然气水合物堵塞，但目前对此了解还不够充分。本研究使用两种油类在水-油（w/o）乳液中，通过两种不同叶轮几何结构的高压流变仪，采用瞬态关井/重启方法来测定系统的重要参数，包括粘度、屈服应力、天然气水合物体积分数以及水转化为水合物的比例随时间的变化。流变性质（如储能模量和损耗模量）被用来分析在模拟关井期间天然气水合物的形成和增长对后续重启过程中关键操作流体性质（粘度和屈服应力）的影响。此前尚未有报道指出，在关井期间通过这种振荡测量方法可以检测天然气水合物的形成并量化其增长情况。研究发现，增加水-油乳液中的水分含量会显著降低形成的天然气水合物浆体的输送能力。降低过冷温度会增加浆体中的屈服应力（由于天然气水合物体积分数增加）和天然气水合物的形成速率，同时由于高过冷度下未转化的水分减少，整体流体的相对粘度也会降低。在可流动和非可流动状态下获得的粘度分布有助于理解涉及天然气水合物颗粒与水滴动态相互作用力的聚集和破裂机制。最后，研究表明，在关井期间天然气水合物的形成和增长会导致重启时堵塞风险增加，因为粘度增加了约2-5倍。采用剪切控制流变测量方法不仅能够深入了解油系统中天然气水合物浆体的整体流体性质，还能揭示天然气水合物聚集和堵塞的机制。