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。     

透明摇晃-流动反应釜内水合物防聚剂性能测评研究

水合物容易在深水油气输送管道内形成并对管道流动安全构成极大威胁。向管道内加注水合物防聚剂,以此抑制水合物颗粒间的聚集并进而形成流动性良好的水合物浆,是防治水合物问题的一种常用措施。为了对道达尔公司提供的名为AA-D的水合物防聚剂进行性能测评,使用透明摇晃-流动反应釜在不同晃动工况及AA-D浓度下开展了一系列水合物的生成及流动实验。实验中,使用网络摄像头分别记录水合物生成前、生成中及生成后的实验现象。同时,根据温度和压力曲线的变化计算出不同工况下水的转化率。根据实验结果,系统分析了防聚剂AA-D及晃动工况（摇晃角度和摇晃速率）对实验现象和水转化率的影响。综合实验结果可知,防聚剂AA-D在本文实验条件下具有良好的水合物防治效果。本文的结果及结论可为水合物的防聚剂防治提供理论基础和借鉴。     

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℃。     

聚丙烯酰胺反相微乳胶的制备及其驱油性能研究

以绘制的Span80/Tween80-煤油-水(丙烯酰胺水溶液)拟三元相图为依据,选择高单体质量分数微乳液体系,在反应温度为40℃,引发剂用量为单体质量0.2%的条件下,通过反相微乳液聚合反应,制得了w(PAM)=39.0%、相对分子质量为7.6×106的透明、稳定聚丙烯酰胺反相微乳胶,并对其驱油性能进行了考察.实验结果表明,聚丙烯酰胺反相微乳胶的驱油性能较好,在相同条件下,聚丙烯酰胺反相微乳胶水乳液比聚丙烯酰胺水溶液的驱油效率提高约7.4%.     

Al-5Ti-0.2C细化剂对7085铝合金形核及过冷度的影响

在7085铝合金凝固过程中添加不同质量分数的Al-5Ti-0.2C细化剂,对比其铸锭凝固组织,并用DSC测定其凝固过程熔体过冷度,探讨Al-5Ti-0.2C细化剂对铝熔体形核与过冷度的影响。研究结果表明:Al-5Ti-0.2C细化剂能够明显细化晶粒,当细化剂质量分数为0.5%时细化效果最好;细化剂质量分数的差异对DSC曲线中的熔化曲线影响较小,而凝固曲线有明显差异;在凝固过程中增大细化剂质量分数,铝熔体形核过冷度与最大过冷度都呈递减趋势,当细化剂质量分数超过0.5%时,过冷度不再有明显递减趋势;Ti C颗粒是铝熔体异质形核的核心,凝固过程中Ti C颗粒的发生团聚,从而增大形核基底颗粒粒度,减小润湿角与临界形核能,最终减小熔体中形核所需过冷度。     

气主导体系集输管道水合物堵塞形成与沉积特性研究综述

为了保障天然气集输管道的安全平稳运行，避免水合物堵塞的形成及其诱发的局部憋压风险，本文分析了天然气水合物结构与性质、热力学与动力学模型和管道水合物沉积、堵塞机理研究进展,并对集输管道天然气水合物防治提出展望。研究表明,气主导体系管道水合物沉积机理主要有以下两种：一是由管壁上凝结液膜的水合物生长引起,其中自由水含量、气体速度、流型变化、气相持液率、过冷度以及管壁表面形貌等因素影响水合物沉积行为；二是气相液滴形成的水合物颗粒通过内聚作用聚集生长为水合物层,从水合物颗粒间粘附强度角度考虑水合物层的剥落和分离,为通过提高气体临界流速来去除水合物沉积层提供了新的思路。本文的研究可为管道水合物堵塞分类分级管理和高效防控研究提供参考。     

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。     

环戊烷水合物作为氨基酸型促进剂初筛方法的实验研究

固态天然气水合物是一种潜力巨大、高效安全的储能方式,却一直受限于其苛刻的生成条件和缓慢的生成速率,因而近年来水合物促进剂成为人们关注的焦点。为此,通过对比测试了正缬氨酸、丙氨酸和组氨酸在常压环戊烷水合物体系和高压甲烷水合物体系中的效果,研究利用更为安全的环戊烷体系对水合物促进剂进行初筛的可行性。结果表明：同丙氨酸和组氨酸相比,环戊烷体系中正缬氨酸具有最高效的促进效果,显著提升了水合物生成速率,其最适浓度(质量分数)为0.5%,诱导时间和反应最高温度分别为9.5 min和4.5℃。另外,乳化剂Span 20对正缬氨酸有良好的协同增效作用;同时,正缬氨酸在甲烷水合物体系同样具有最佳的促进性能,有效提升了甲烷水合物的储气量,初始过冷度的增加可有效提高水合物生成速率与储气能力。因此,环戊烷水合物体系可以作为一种初步筛选高效氨基酸型促进剂的方法。     

铜纳米颗粒的制备与表征

 在乙醇-水体系中,碱性条件和CTAB的存在下,以硼氢化钠为还原剂,硝酸铜为铜源,制备了铜纳米颗粒的水溶胶;然后以S-十二烷-N-二硫代氨基甲酸酯-聚丙烯酰胺(PAMDTCD)为修饰剂和相转移剂,将铜纳米颗粒从水相转移到油相中.利用FTIR,TEM,XPS和XRD对所得的铜纳米颗粒进行了表征.结果表明,PAMDTCD能在铜纳米颗粒表面形成紧密的吸附层,有助于提高铜纳米颗粒的稳定性和分散性.     

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。     

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℃。     

HCFC-141b水合物在管道中形成及堵塞实验研究

为了研究水合物浆在管道中的安全流动,在低温室中搭建了内径为42 mm、长为30 m的不锈钢实验环道,借助于实验环道进行了一氟二氯乙烷(HCFC-141b)水合物在管道中的形成以及堵塞实验.在水过量的条件下,管道中的水合物形态有浆状水合物和泥状水合物两种,在二者的过渡区,水合物的体积分数为30%-40%.管道中水合物的颗粒粒径在154--450μm之间,而且随着水合物含量的增加,平均粒径逐渐增大.当水合物体积分数达到70%时,管道被完全堵塞.当管道中出现泥状水合物后,随着水合物含量的增加,水合物在管道中的聚集加剧,会很快造成整个管道堵塞,因此在运行过程中应避免泥状水合物的出现.     

海域天然气水合物试采井筒中水合物二次生成风险预测及防治

考虑海域天然气水合物试采工艺和井筒结构特点,建立试采井筒中的水合物二次生成预测方法,探究水平井试采井筒中的水合物二次生成风险及防治方法。结果表明：在案例条件下,采气管柱中的水合物二次生成风险较高,主要分布在井深790～1 020 m,且产气量和产水量越小,管柱中的水合物二次生成风险越高;水合物二次生成过冷度越大,井筒中发生流动障碍的风险越高;添加水合物热力学抑制剂可以减缓管柱中的水合物沉积层生长速度,延长水合物流动障碍发生所需的时间;采气管柱底部加热长度50 m且抑制剂质量分数为5%条件下,可满足采气管柱中水合物防治要求;通过增加电潜泵的方法可以有效预防采水管柱中水合物二次生成风险。     

天然气水合物在喷雾装置中的制备

采用雾流强化实验装置对天然气水合物的合成进行实验研究,发现该方法能增加气-水接触面积、强化传热传质以及加速水合物生成.实验数据验证了反应压力与系统过冷度是水合物快速形成的重要影响因素.当反应温度一定时,初始压力越大,反应压降速率越大;过冷度越大,对应的压降速率越大.     

土霉素菌渣热解液的理化特性及成分分析

采用元素分析仪、水分测定仪、粘度计、GC-MS等分析了土霉素菌渣热解液理化特性和成分。热解液油相C元素含量比较高,达到了50%(质量分数)以上,热解液油相和水相中N元素分别占6.48%(质量分数)和7.89%(质量分数),O元素分别占27.89%(质量分数)和13.54%(质量分数)。温度为300～600℃热解液的油相粘度为6 980～8 913mPa·s,水相粘度为324～372mPa·s;热解液的油相密度为1.089 8～1.127 9g/cm3,水相密度为1.041 9～1.075 6g/cm3。热解液腈类物质较多,油相和水相分别占了23.69%(体积分数)和9.32%(体积分数);热解液油相与水相中碱性氮化物体积分别占0.83%和1.46%;热解液油相与水相中非碱性氮化物体积分别占1.56%和0.35%;其余的有机物体积在油相与水相分别占3.30%和4.11%。分析结果为进一步资源化利用提供了技术指导。     

四丁基溴化铵水合物的生成-分解特性

对四丁基溴化铵(TBAB)水溶液与柴油形成的油包水乳状液中的水合物生成-分解特性进行实验研究,考察水合物的悬浮液混输。结果表明:四丁基溴化铵水溶液分散到柴油中形成油包水乳状液以后,相对于TBAB+水体系,生成水合物所需的温度降低,反应时间延长,能形成较稳定的水合物悬浮液;在相同的剪切速率下,TBAB水合物悬浮液的表观黏度明显大于对应的油包水乳状液的表观黏度,并且TBAB水合物颗粒体积分数越大,悬浮液的表观黏度越大,非牛顿流体的特性越明显;温度升高时,TBAB水合物在油包水乳状液中迅速分解,由固体颗粒融化成为液体,在此过程中对油包水乳状液具有明显的破乳作用,导致TBAB水合物在柴油中的悬浮液与水滴在柴油中形成的油包水乳状液的复合体系稳定性下降。     

双水相法分离螺旋藻藻蓝蛋白与多糖

以螺旋藻为原料,采用PEG2000-硫酸镁双水相体系对螺旋藻粗提液中的藻蓝蛋白和多糖进行分离。分别探讨了PEG2000质量分数、硫酸镁质量分数、离子强度、体系pH及萃取次数对双水相体系萃取藻蓝蛋白与多糖的影响,设计正交试验优化萃取条件,并考察了螺旋藻的反萃取体系条件。结果表明:当硫酸镁质量分数为14%,PEG质量分数为6%,KCl质量分数为0.5%,体系为p H4.0时,为优化双水相萃取体系。螺旋藻水提液通过双水相萃取,藻蓝蛋白富集于上相,萃取率为93.91%;下相中糖类萃取率为59.58%。收集上相,采用12%PEG,6%硫酸镁的双水相体系对藻蓝蛋白进行反萃取,藻蓝蛋白反萃取率为99.06%。螺旋藻水提液经过PEG2000-硫酸镁双水相体系萃取与反萃取,藻蓝蛋白回收率达92.66%,藻蓝蛋白纯度由0.78提高到2.64。     

微乳体系下甲烷水合物生成和储气性能研究

以正癸烷为分散剂模拟油相体系,一定比例的Span80+Tween80为乳化剂,在超高速搅拌下形成油包水乳液,在自制的高压反应釜中利用恒容降压法进行甲烷水合物生成实验,探究了搅拌速度、温度、乳化剂质量分数以及"记忆效应"对于甲烷水合物生长速率和储气性能的影响.结果表明:一定范围内搅拌速度越大,温度越低,乳化剂质量分数越大,水合物生长速率越大;在273.35 K、700 r/min、2%(质量分数)Span80条件下1体积水合物能储存120倍体积的甲烷,相比于纯水体系40倍体积的储气性能有了很大提高.此外,对乳液体系下甲烷水合物生成过程进行了分析.     

NaCl溶液浓度及其腐蚀作用对Ⅱ型水合物颗粒黏附力影响

在天然气水合物资源开采和深水油气输运过程中,管道内的低温高压环境会导致气体水合物颗粒的生成和聚集并最终造成管道堵塞,严重影响生产效率.导致这一问题的根本原因是气体水合物颗粒间以及颗粒-表面间存在黏附力.因此,为了探明气体水合物在管道中的沉积和聚集机理,本文利用高压微机械力测量装置,对CH_4/C2H_6混合气生成的Ⅱ型水合物颗粒在不同盐度和碳钢表面腐蚀程度影响下的黏附力进行了原位测量.实验结果表明NaCl(1 wt.%–5 wt.%溶液)的存在能够降低水合物颗粒间的黏附力,根据毛细液桥理论模型估算结果,出现这一现象的可能原因是NaCl的存在降低了液桥与水合物颗粒表面的接触角.此外,经NaCl溶液腐蚀处理后,碳钢表面与水合物颗粒间的黏附力显著上升,最多可升高至无腐蚀条件下颗粒-碳钢表面间黏附力的5倍左右.