水合物动力学抑制剂在油水体系内抑制性能实验研究

水合物造成的管道流动安全问题长期困扰着油气生产和运输部门。采用高压蓝宝石反应釜,系统研究了一类水合物动力学抑制剂在油水体系内的抑制性能,实验结果表明:在(柴油+水+甲烷)体系内,可视观察法测定的诱导时间更能真实反映水合物动力学抑制剂的抑制性能;随着动力学抑制剂添加浓度的增加,在进气压力相近情况下,体系可承受的最大过冷度呈现先增大后减少的趋势。在(柴油+水+乳化剂+甲烷)体系内,乳化剂的添加浓度对体系可承受的最大过冷度无明显影响;在动力学抑制剂添加浓度相同情况下,实验测定的最大过冷度比(柴油+水+甲烷)体系中的测定结果偏小。最后从油水乳化角度对比分析了动力学抑制剂在油水体系内的抑制机理。     

动力学水合物抑制剂性能与官能团作用研究进展及展望

近年来,在研究水合物防控过程中,动力学水合物抑制剂以其使用剂量低、抑制效果显著等优点得到广泛关注,但目前仍存在过冷度和浊点低、生物降解性能不足等问题.为了研发绿色、经济、抑制性能优异的新型动力学抑制剂,为后续研究提供方向,对基于水合物成核与生长机理的动力学抑制剂作用机理进行综述,分析动力学抑制剂代表性官能团相应的抑制作...     

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.     

气体水合物动力学和热力学抑制剂复合作用试验

气体水合物动力学抑制剂具有使用剂量低、对环境友好等特点,但其抑制效果受过冷度等影响较大。在对水合物热力学与动力学抑制剂抑制机制分析的基础上,通过试验,对动力学抑制剂(N-乙烯基己内酰胺)抑制作用及其与热力学抑制剂(甲醇)的复合效果进行研究,分析热力学抑制剂含量、压力、过冷度和过冷时间对复合体系水合物抑制效果的影响。结果表明,N-乙烯基己内酰胺与甲醇复合,可在更高的过冷度条件下产生较好的动力学抑制效果,其作用受压力和过冷时间影响较大。     

氯化钠和酪氨酸增强PVP抑制水合物的性能

油气输送管道在一定条件下会形成水合物,可能导致灾难性的后果,通过注入动力学抑制剂,可以延迟水合物的形成。在11.7 MPa和293.1 K条件下,向高压反应釜内注入混合气体(甲烷、乙烷和丙烷),实验研究NaCl和酪氨酸(L-tyrosine)对聚乙烯吡咯烷酮(PVP)抑制水合物性能的影响。通过测量水合物的成核温度、诱导时间和耗气量,评判NaCl和L-tyrosine对PVP抑制水合物的效果。实验结果表明:添加1%(质量分数,下同)的PVP后,水合物的成核温度为282.7 K,诱导时间为45 min,耗气量为5.96×10~(-2)mol;然而,添加0.25%NaCl、0.25%L-tyrosine与0.5%PVP组合抑制剂后,水合物的成核温度为281.7 K,诱导时间为65 min,耗气量为5.19×10~(-2)mol,比蒸馏水系统的气体消耗量减少了约27%。因此,NaCl和L-tyrosine能明显提高PVP抑制水合物的效果。     

防止深水钻井地层水合物分解的实验研究

利用水合物抑制与分解评价模拟实验装置,研究了搅拌条件、膨润土、钻井液添加剂以及水合物抑制剂对气体水合物形成的影响规律,考察了水合物的分解规律。结果表明,搅拌和膨润土的存在可加速水合物的形成,多数钻井液处理剂对水合物形成有一定抑制作用;改变水合物的存在条件(温度、压力)可引起水合物的分解;单一的热力学抑制剂可使水合物立即分解;而使用动力学和热力学抑制剂复配的深水钻井液既可防止天然气形成水合物,又可适当延缓水合物的分解时间,减少水合物分解造成的井喷。     

蔗糖和凹凸棒石体系下抑制CO2水合物生成动力学研究

油气生产、储运及CO_2管道输送的过程中容易生成CO_2水合物,添加抑制剂是预防CO_2水合物生成的有效手段。采用蔗糖、凹凸棒石和蔗糖+凹凸棒石作为水合物抑制剂,利用可视化高压反应釜实验装置,在初始条件3 MPa和2℃下,研究其对CO_2水合物生成的气体消耗量、气体消耗速率、诱导时间和水合物生成量的影响。用压力变化法测定了CO_2水合物生成诱导时间,用动力学模型计算了气体消耗量和水合物生成量;并分析了蔗糖和凹凸棒石协同抑制CO_2水合物生成的微观机理。实验结果表明蔗糖有减少气体消耗量和水合物生成量的作用,凹凸棒石有延长水合物生成诱导时间和降低生成速率的作用,体系中同时存在蔗糖和凹凸棒石能展现出协同效应,抑制效果最佳的实验体系为30 g蔗糖+1 g凹凸棒石,较纯水体系的气体消耗量减少了18.8%,气体消耗速率峰值降低了60.9%,诱导时间延长了122.2%,水合物生成量减少了26.1%。以蔗糖+凹凸棒石作为水合物抑制剂效果良好,且经济环保。     

复配型水合物防聚剂性能评价实验研究

由天然气水合物堵塞造成的流动安全问题长期困扰着油气生产和集输部门,水合物防聚剂作为一种新型防控方法逐渐受到重视。采用高压蓝宝石反应釜和在线激光粒度测定装置,系统评价了一种复配型水合物防聚剂在油水体系内的防聚性能及与一种降凝剂的配伍性;其次研究了在水合物防聚剂存在条件下,水合物形成过程中颗粒弦长分布变化规律;最后分析了复配型水合物防聚剂在油水体系内的防聚机理。     

酰胺类动力学抑制剂在水合物体系中形成氢键从头计算

对含有动力学抑制剂的水合物体系中的氢键，应用量量子化学MP2从头计算方法在6-31G（d）的基组水平上进行几何优化，计算了水分子之间和抑制剂与水分子之间形成的氢键键长、电子密度和相互作用能，从量子化学角度探讨了水合物动力学抑制剂的作用机理．计算结果表明动力学抑制剂与水分子形成的氢键明显强于水分子之间形成的氢键，抑制剂通过与水分子形成氢键阻止了水合物进一步生成．     

2017年天然气水合物研发热点回眸

 2017年，天然气水合物研发领域散发出强劲活力，发生了一系列重大事件。本文回顾了2017年日本南海海槽天然气水合物试采、中国神狐海域天然气水合物试采、中国荔湾海域天然气水合物试采、天然气水合物作为新矿种等重大事件和进展，盘点了天然气水合物油气系统在中国南海神狐海域等主要地区的应用与研究、动力学抑制剂、开采方法、沉积物稳定性、环境效应等研究热点，部分展示了中国在天然气水合物领域作出的贡献，并进一步分析了天然气水合物未来研究热点。     

含热力学抑制剂钻井液侵入天然气水合物地层扰动模拟

深水油气勘探开发过程中,为防止井筒内生成天然气水合物,在钻井液中添加水合物热力学抑制剂是有效措施之一。然而含水合物热力学抑制剂钻井液侵入水合物地层的扰动影响鲜有报道。为探究水合物热力学抑制剂对水合物层的扰动规律,利用超声波测试手段,研究了NaCl、乙二醇两类水合物热力学抑制剂钻井液侵入水合物岩样的过程,并讨论了适用于水合物地层钻井液的设计要点。结果表明:含水合物热力学抑制剂的钻井液相比未含抑制剂的钻井液会显著促进水合物分解,且随着抑制剂浓度的增加,水合物分解速度会大幅度增加;NaCl盐类抑制剂促进水合物分解的作用明显强于乙二醇醇类抑制剂;钻井液侵入水合物地层引发的水合物分解呈现非匀速现象。深水钻探水合物地层时,防止地层中水合物的分解与抑制井筒中水合物的生成是相互矛盾的,研发适合水合物地层的钻井液配方来平衡这个矛盾是有效途径。     

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。     

水合物动力学抑制剂开发与评价方法研究进展

气体水合物堵塞是影响多相流动安全保障的主要问题之一。水合物动力学抑制剂因其用量小、经济环保、应用范围广等特点受到油气工业界关注。首先调研了水合物动力学抑制剂开发和评价的常规方法,包括温压变化法、可视观测法和模拟循环管路法,概括了各方法的特点和适用情况;其次介绍了近年来的新型开发和评价方法,如微分扫描量热仪法、激光测量技术法、微观力测试法和分子模拟法;最后对比分析了各方法的优缺点,并提出了水合物动力学抑制剂在实际开发和评价过程中的合理化建议。     

天然气水合物生成条件预测研究进展

天然气水合物的生成会引起油气生产过程中运输管道设备堵塞。为了能准确地预测天然气水合物生成的具体位置,对不含抑制剂体系(不含盐和醇类)天然气水合物的生成条件做了详尽的描述。对于烃类天然气水合物生成条件的预测,主要有热力学模型、关联公式以及经验图解法。而对于酸性天然气水合物生成条件的预测,主要有热力学模型、支持向量机和神经网络算法。在不同的环境条件下使用合适的预测方法,可以准确地预测天然气水合物的生成。同时,对今后的研究工作提出了展望,旨在为中国天然气水合物相关研究提供借鉴与参考。     

高压天然气水合物生长动力学及浆体黏度特性

为探究油气混输管道中天然气水合物的生成及流动特性,得到实际混输管道天然气水合物浆液的安全运行规律。运用高压天然气水合物实验环路,进行了油水乳液体系天然气水合物浆液流动实验。通过控制变量法研究了不同初始压力、初始质量流量与加剂量对天然气水合物生成诱导时间、管内浆液表观黏度、密度以及水合物体积分数等的影响,获得了如下的重要研究结论:初始压力越高,水合物生成诱导时间越短,由初始压力5.3 MPa下的1.47 h缩短至6 MPa下的0.71 h,缩短了约51.7%,水合物在生成过程中反应越剧烈,不利于运输的安全;初始质量流量越大,水合物生成诱导时间越长,由初始流量895.3 kg/h下的0.76 h增加到1 414.6 kg/h下的0.90 h,增加了约18.4%,表观黏度波动幅度越小,运输过程越平稳安全;增大阻聚剂的加剂量对水合物诱导时间影响较小,但水合物大量生成阶段现象越平稳,水合物生成后管内水合物体积分数越小,浆液输送性越好;在流动过程中若流速下降,压降反而增加,则说明水合物体积分数的聚并很明显且管内浆液表观黏度很大,管道堵塞风险较大。     

游离气作用下的渗漏型甲烷水合物形成

为了准确评估海洋水合物的资源潜力,必须研究水合物在沉积层里的形成过程。渗漏体系里往上运移的甲烷气(游离)、原位孔隙水(包括溶解气及溶解盐)与固体骨架共同作用,在动态相平衡条件下形成甲烷水合物并在孔隙里沉淀胶结,形成含水合物藏。游离气迁移能改变沉积层的地质属性,根据规律建立了多相流模型,并以南海北部为背景,以反应开始和结束两个时刻演绎了水合物形成过程中,孔隙毛细压力、渗透率、各相饱和度和盐度的联动变化关系,表明游离气含量是渗漏型水合物成藏的控制性因素之一。