分子动力学模拟研究ZIF-8颗粒对甲烷水合物形成过程的影响

为了揭示ZIF-8颗粒对甲烷水合物形成过程的微观影响机理，通过分子动力学模拟方法研究了有/无ZIF-8颗粒体系中的甲烷水合物成核及生长过程。结果表明：ZIF-8颗粒的加入会影响甲烷水合物的成核及生长动力学，加速或减缓水合物的成核及生长过程。ZIF-8不同的加入量对水合物形成动力学亦有着不同的影响作用。其中，加入少量的ZIF-8颗粒可在不降低水溶液中甲烷过饱和度的情况下，通过加速甲烷分子在水溶液中的运移及水分子的组装行为，促进水合物前驱体及闭合笼状结构的形成，推动水合物的快速成核及生长。当加入的ZIF-8颗粒达到一定浓度时会在短时间内吸引更多的甲烷分子从水溶液中逃离出来并在其表面聚集成纳米气泡，致使水溶液中的甲烷浓度降低、水合物形成驱动力下降，最终导致水合物的形成过程被明显地抑制。     

一种动力学天然气水合物抑制剂合成研究

研发低剂量水合物抑制剂部分代替传统热力学水合物抑制剂是目前水合物研究的热点之一。为提高聚N-乙烯基吡咯烷酮的性能,采用N-乙烯基吡咯烷酮与马来酸酐合成了聚合物MVP。利用四氢呋喃法研究了MVP的合成条件及对水合物的抑制效果。研究表明,以乙二醇丁醚为溶剂,双氧水为引发剂时,马来酸酐与N-乙烯基吡咯烷酮质量比为3∶4、反应温度(80～100)℃、反应时间9 h条件下合成MVP对水合物抑制效果良好。该条件下合成的MVP与聚N-乙烯基吡咯烷酮相比对水合物具有更好的抑制效果,相同加量下能够承受过冷度较聚N-乙烯基吡咯烷酮高3℃;最佳加量为0.7%,该加量下水合物生成温度从-2℃下降到-8.6℃。由于MVP性能受过冷度影响较大,研究发现MVP发挥作用的过冷度不能高于10℃。     

不同驱动力下瓦斯气体水合物的诱导时间分布

为探寻不同驱动力条件影响瓦斯水合物形成诱导时间的分布规律,利用全透明高压反应釜开展多组分瓦斯混合气(CH_4-CO_2-C_3H_8-N_2-O_2)水合成核动力学实验。基于四种不同驱动力下诱导时间实验结果,结合二次多项式,建立不同组分气体诱导时间和驱动力经验关系。研究发现,同一实验体系中瓦斯水合物形成诱导时间随驱动力增大而缩短;不同浓度瓦斯水合物形成诱导时间分布差异较大。基于偏摩尔吉布斯自由能随驱动力变化规律,初步探讨驱动力对多组分瓦斯水合物成核过程影响机理。分析认为:在一定范围内驱动力对瓦斯水合物成核过程具有促进作用.而驱动力过高将抑制水合物晶核的形成。     

元坝集输系统酸性天然气水合物形成规律研究

含硫天然气在集输过程中较不含硫天然气更易出现水合物,水合物的出现将严重影响天然气正常集输,因此水合物形成条件是集输系统方案设计及工艺参数确定的基础信息。本文针对元坝酸性气藏气样组份,通过室内模拟实验,开展了不同气质组分下的水合物形成条件实验,定量化的确定了元坝的水合物形成温度和压力,测定了不同甲醇加量下水合物形成条件变化情况,掌握了元坝酸性天然气水合物形成规律,将为元坝气田酸性集输管网的建设提供基础数据支撑。     

亲水纳米SiO_2对CH_4水合物形成的影响

水合物钻井液体系中的纳米颗粒可有效维持井壁稳定并降低钻井液对储层的侵入,但对水合物形成和生长的影响具有不确定性。在相同试验条件(5.0℃,5.0 MPa)下,对蒸馏水及模拟钻井液中CH_4水合物形成的诱导时间、形成量及形成速率进行测试研究,并结合多种试验方法揭示影响机制,模拟钻井液配方为蒸馏水+亲水纳米SiO_2(粒径为30和50 nm,加量为1.0%~5.0%)。结果表明:粒径为50 nm的亲水纳米SiO_2颗粒在模拟钻井液中加量为4.0%时对CH_4水合物的形成具有较强的抑制能力,相比于蒸馏水,这一体系中水合物形成诱导时间延长了74%,形成量减少了21%,形成速率降低了56%。     

天然气水合物抑制剂BVP性能研究

随着国内天然气开采规模的日益扩大和深海开采的进行,由天然气水合物所引起的问题,日益受到了石油天然气研究人员的重视。为抑制天然气水合物的生成,急需研究开发出加量少、效率高的水合物抑制剂。为此,自主合成了新型动力学水合物抑制剂BVP,采用自制评价设备,以四氢呋喃法[THF]对其性能进行了评价。评价结果： BVP加量为0.5%～0.75%时,水合物结冰温度为-8℃,过冷度为-10℃;结合天然气水合物抑制剂PVP做性能对比,BVP的性能明显优于PVP,BVP浊点较PVP浊点提高了27.2℃,相同加量条件下BVP承受过冷度较PVP承受过冷度低2～3℃;结合热力学抑制剂复配,最优复配方案：5%～10%NaCl 0.5%BVP,该复配方案下溶液能够承受过冷度达-12℃～-16℃。     

天然气水合物新型动力学抑制剂抑制性能研究

提出了一种组合天然气水合物动力学抑制剂GHI1(聚乙烯吡略烷酮(Inhibex157)与二乙二醇丁醚按1:1的质量比组合而成).在温度为4℃、压力为8.5～9.0 MPa下的1.072 L反应釜内,采用定容法,通过反应引起的温度和压力变化,研究了GHI1对天然气水合物形成的抑制性能,比较了不添加抑制剂、添加商用抑制剂Inhibex501、添加GHI1以及Inhibex157后的水合物大量生成时的温度变化,并分析了添加Inhibex501和GHI1后水合物大量生成时的时间,探讨了组合抑制剂的抑制机理.研究结果表明:在天然气和水的反应体系中添加质量分数w为0.5%的GHI1后,天然气水合物生成的平均引导时间为4 800 min,不添加抑制剂几乎没有引导时间,添加w为0.5%的Inhibex501后,水合物生成的平均引导时间为2 100 min,只添加W为0.5%的Inhibex157,平均引导时间为650 min;机理分析认为GHI1中的Inhibex157主要阻止天然气分子进入水合物笼,而二乙二醇丁醚则阻止水分子进一步形成水合物笼.     

油田钻井液增粘剂聚丙烯酸钠的合成研究

介绍了钻井液增黏剂的作用和一些常用的钻井液增黏剂,然后在实验的基础上研究了以丙烯酰胺(AM)、丙烯酸(AA)和氢氧化钠(NaOH)为原料合成聚丙烯酸钠(PAAS)的方法。在通过初步探索性实验后,拟定了4水平3因素的正交实验方案,合成了九个实验样品。通过比较同样加量的样品对淡水基浆所产生的增黏率的大小,筛选出最佳的实验配方。增黏性能评价实验结果表明:当丙烯酸,丙烯酰胺,引发剂占总单体的质量百分比分别为54%,25%和1%时,聚合反应的温度为70℃时,所合成的聚丙烯酸钠在加量为1%的时候对基浆的增黏率就可达到243.1%,对基浆具有很好增黏效果。     

HEC/CMC复配溶液协同效应的流变学研究

为了研究不同类型纤维素醚之间的协同效应,采用黏度和动态力学测试方法,以羟乙基纤维素(HEC)与羧甲基纤维素(CMC)复配体系为研究对象,通过对两种纤维素醚按不同质量比例复配水溶液的表观黏度、流变性及动态力学参数的变化,分析离子/非离子型纤维素醚间相互作用的机理.实验结果表明,HEC/CMC复配体系可以形成协同增黏效应并且降低触变性,提高溶液微观结构稳定性.协同作用在m(HEC)∶m(CMC)接近1∶1时趋于明显;当m(HEC)∶m(CMC)为2∶1时,可部分形成共用电子域效应;当m(HEC)∶m(CMC)为1∶2时,组分间协同作用较弱,溶液结构稳定性相对较差.     

超声波对CO2水合物生成过程的影响

CO2捕集、利用与封存（carbon capture utilization and storage, CCUS）是控制温室气体排放的重要途径之一,是实现碳达峰、碳中和目标的重要举措。为研究超声波对水合物法捕集CO2的作用效果,搭建了一套高压条件下超声波作用于CO2水合物生成实验装置。实验过程中超声参数设置为功率比70%、总作用时间8 min、每次作用时间8.0 s、间隙时间4.5 s。结果表明：超声可以大大促进CO2水合物的生成,其原因可能是超声能够增大气液界面传质系数、溶液过饱和度以及对溶液产生扰动并不断更新反应面积;在超声作用下,CO2水合物生长前期存在一个快速反应阶段,该阶段持续时间与驱动力成正比;此外,CO2水合物生成量和生长速率都与驱动力成正相关。     

联用型水合物抑制剂在循环管路内抑制性能研究

水合物造成的流动安全问题长期以来困扰着油气生产和运输部门。低剂量水合物抑制剂包括动力学抑制剂和水合物阻聚剂,因其用量小、经济环保等优点逐渐受到油气工业界重视;但二者单独使用均有其局限性,而关于二者联用时对油水体系内水合物抑制性能方面的研究则鲜有报道。采用自行设计搭建的水合物循环管路,系统研究了动力学抑制剂与水合物阻聚剂联用时的抑制性能;并与单独加入水合物阻聚剂体系进行了对比分析。实验结果表明,与单独加入水合物阻聚剂体系相比,动力学抑制剂的加入可有效抑制水合物的成核和生长,延长水合物形成的诱导时间和生长时间;二者联用后导致水合物形成初始阶段易发生颗粒间的相互聚积,随着水合物持续形成,水合物环路发生了严重的沉积堵塞现象。最后分析了二者联用时在多相混输管道内的抑制机理。     

压力对气-液水合反应驱动力的影响

为了得到气-液水合反应系统中气体水合物生成驱动力,给出气-液水合反应系统驱动力公式,分析气-液水合反应驱动力的求解过程,就压力对纯水中一元气体生成水合物驱动力的影响做定量研究.结果表明:等温条件下,随着压力的增大,气-液水合物系统摩尔吉布斯自由能变梯度由负值逐渐增大,丙烷水合物系统和硫化氢水合物系统的摩尔吉布斯自由能变梯度甚至由负变正,即水合反应存在"驱动力极大值".研究结果纠正了"压力越大,气体水合反应越快"的传统看法.     

钻井液中天然气水合物生成影响因素研究

深水钻井中,极易在钻井液中生成天然气水合物,给深水钻井带来极大的危害。利用研发的钻井液中天然气水合物形成抑制试验装置,系统的研究了钻井液中天然气水合物生成过程及其影响因素。研究表明天然气水合物最先于气液界面处生成;随着搅拌速率的增大,天然气水合物生成速度加快;在钻井液处理剂中,Na Cl可有效延缓天然气水合物生成时间,聚合醇、聚胺次之,膨润土、PAC-LV、XC、SPNH等无明显抑制效果;天然气组分也对天然气水合物生成产生重要的影响,对于烷烃来说,分子量越大,越易于生成天然气水合物。     

水合物地层用纳米SiO2钻井液低温性能实验研究

随着全世界越来越多国家对天然气水合物勘探与开发的青睐,相关钻井技术也得到了日益重视。针对水合物地层的钻井特点,结合现有的纳米材料,通过大量实验优选出一种适合海洋天然气水合物地层钻井用的纳米Si O2钻井液:海水+2%纳米Si O2+3%膨润土+1%Na-CMC(羧甲基纤维素钠)+3%SMP-2(磺甲基酚醛树脂)+1%PVP(K90)(聚乙烯吡咯烷酮)+2%KCl(氯化钾);并对其低温性能和水合物生成抑制性进行了实验评价。实验结果表明,该钻井液具有适中的密度、良好的低温流变性和泥页岩水化抑制性;并能够长时间有效抑制水合物地层分解气在钻井液循环系统中重新生成水合物,有利保障在含水合物不稳定地层中钻井的顺利实施。     

钻井液添加剂抑制天然气水合物形成的试验

利用自行设计的试验设备,对钻井液处理剂SD-102,XY-28,PF-THIN,PAM,LV-CMC对天然气水合物形成的影响进行试验研究,分析得到了各钻井液体系的过冷度.综合分析结果表明,在深海钻井过程中要抑制天然气水合物的形成,需要选择性地添加一定量的有机聚合物类处理剂;在室内试验条件下,PF-THIN对天然气水合物的形成具有一定的促进作用,而LV-CMC,PAM,SD-102,XY-28对天然气水合物形成具有一定的抑制作用,且作用强度依次减弱.     

改性锰矿对甲基橙的吸附与降解研究

研究了利用硫酸和水合肼提高天然锰矿界面吸附能力的改性方法,结果表明:天然锰矿经硫酸和水合肼反应改性后,对甲基橙的吸附能力明显提高。改性时的硫酸浓度、水合肼用量、高锰酸钾氧化及反应温度均影响锰矿的吸附性能。改性天然锰矿的吸附pH曲线呈“反S”型,在pH<2.4时对甲基橙有很强的吸附去除能力;吸附等温线符合Langmuir型,20℃时1g锰矿对甲基橙的饱和吸附量为776.5mg。     

含水合物阻聚剂的水合物浆液流动特性实验研究

水合物浆液技术作为一种新型油-气-水多相安全混输的方式逐渐受到油气生产和集输部门。利用一套近中试规模的模拟水合物循环管路,研究了在水合物阻聚剂存在条件下,不同初始含水率(20.0%~30.0%)水合物浆液的流动特性。实验结果表明,随着水合物颗粒的形成,体系流量伴随着波动逐渐下降,最终趋于稳定;而体系压差呈现先剧烈增加,而后逐渐下降并趋于稳定的趋势。与初始原料气组成相比,水合物浆液形成后体系内平衡气中轻烃组成存在不同程度的富集,从而导致平衡气水合物生成条件曲线向着低温高压区域偏移。由水合物浆液宏观形态演化过程可知,随着水合物颗粒的形成,原有的油水乳液结构遭破坏,最终形成的水合物浆液为固(水合物)-液(柴油)分散体系。另外,由不同时间(2 h、4 h和8 h)的停输/重启实验可知,水合物浆液表现出明显的触变性流体特征,且随初始含水率的增加,其触变性特征愈明显。