水合物动力学抑制剂合成及其作用机理的分子动力学模拟

针对现有动力学抑制剂耐受过冷度较低、对水合物生成的诱导时间短的问题,采用N-乙烯基吡咯烷酮(NVP)、N-乙烯基己内酰胺(NVCL)、甲基丙烯酸二甲氨乙酯(DMAEMA)3种单体,制备了水合物动力学抑制剂P(NVP-g-NVCL-g-DMAEMA);以模拟天然气水合物抑制过程中的过冷度和诱导时间为指标,优化了合成条件;用红外光谱仪表征了产物结构,利用分子动力学模拟软件模拟抑制过程,揭示水合物动力学抑制剂的作用机理。结果表明,NVP、NVCL、DMAEMA单体质量比为8∶20∶1,引发剂(过硫酸铵、亚硫酸氢钠质量比为1∶1)为单体总质量的0.5%,反应温度65℃,反应时间6 h为最佳反应条件且产物为目标产物。当该条件下合成的抑制剂加量为1.0%时,常压条件下可将水合物形成的过冷度从2.6℃提高到9.6℃,诱导时间从20 min延长至945 min。该抑制剂的作用机理主要是通过分子链上五元环及七元环上的双键氧和酯基上的双键氧与水分子形成氢键吸附从而抑制水合物的生成,其次分子链上的氮原子也可以形成氢键而吸附;另外,抑制剂的空间位阻也会阻碍水合物分子的聚集进而抑制水合物的结晶。该抑制剂不仅带有可形成氢键的活性基团,增强抑制剂对水合物笼的吸附性,还存在能影响甲烷分子运动及分布状态的烷基链,进一步提高过冷度并延长诱导时间。

生物聚合物对甲烷水合物动力学抑制作用研究

为保障海域天然气水合物安全高效钻井,针对常用的动力学抑制剂成本高、污染大的缺点,开展了可降解生物聚合物抑制剂对水合物的生成、分解抑制和防聚结效果实验研究。结果表明:1)羧甲基壳聚糖、黄原胶和果胶和壳聚糖盐酸盐对水合物的生成具有明显的动力学抑制作用,其中壳聚糖盐酸盐对水合物的抑制作用最强,可延长水合物诱导时间至40 min;2)羧甲基壳聚糖、黄原胶和果胶、壳聚糖盐酸盐、壳聚糖季铵盐对水合物分解具有抑制作用;3)相比于纯水,羧甲基壳聚糖和果胶的扭矩峰值更低,且无明显的聚结现象,可以作为无油体系防聚剂;4)羧甲基壳聚糖、黄原胶、果胶具有很好的耐低温性,可以在2.5%的盐浓度下将滤失量控制在15 ml内。以上成果认识可为海域水合物动力学抑制剂的合理选择提供借鉴。

一种抗高过冷度水合物动力学抑制剂的合成与评价

天然气在高压低温并具有游离水的环境条件下极有可能在井下和地面管道中生成天然气水合物,造成井筒的堵塞以及其他安全问题。注入动力学抑制剂是目前最环保高效的方法,但在高过冷度的环境下,抑制性能微弱,因此有必要研制具有抗高过冷度的新型动力学抑制剂。制备了含多重氢键的功能单体UpMA,将N-乙烯基吡咯烷酮(NVP)作为主单体,含多重氢键结构的UpMA单体作为功能单体,二者共聚制备出新型动力学水合物抑制剂PVP-UpMA,采用温压扭矩法综合评价水合物抑制剂的抑制成核性能以及抑制生长性能,并通过考察耐用过冷度、诱导时间以及气体消耗量等参数评价该抑制剂在水合物生成过程中的抑制性能。结果表明,PVP-UpMA的耐用过冷度随着质量分数的增大而小幅度增大,且1%PVP-UpMA的耐用过冷度(6.45℃)明显优于商业PVPk90(4.11℃)以及Luvicap EG(3.36℃);1%PVP-UpMA抑制性能随着过冷度的增加而降低,但在高过冷度(7.5℃)下诱导时间仍超过200 min,气体消耗量同纯水相比降低75%以上;PVP-UpMA在7.5℃过冷度下最佳质量分数应低于1.5%。虽然PVP-UpMA环境效益一般,但经济效益较好,有望替代现场传统热力学抑制剂。

天然气水合物抑制剂研究与应用进展

天然气开采及储运过程中,天然气水合物常常造成管道、阀门和设备等的堵塞,虽然防治天然气水合物的工业方法很多,但是最有效的方法还是添加化学抑制剂。为此,介绍了防治天然气水合物所采用的物理和化学等工业方法、天然气水合物抑制剂的最新研究现状、作用机理及应用范围,比较了几种天然气水合物抑制剂的优缺点,明确了天然气水合物抑制剂的选择原则:以技术和经济因素为基础,通过工业实践寻求一种抑制效果好、用量小、环境友好、操作简单、便于储存运输、成本低廉的天然气水合物抑制剂;列举了国内外工业现场试验的成功案例,指出了天然气水合物抑制剂的发展趋势是低剂量天然气水合物抑制剂和复合型天然气水合物抑制剂将逐渐替代热力学天然气水合物抑制剂,其中低剂量天然气水合物抑制剂需要不断改进自身的缺点才能更具有竞争力。

原油破乳剂研究发展综述

综述了国内外原油破乳剂的研发情况 ,提出了国内今后发展途径。对国外和国内研发历史作了较详尽的叙述。将国外研发的原油破乳剂分为 9大类并作了扼要介绍。国内研发的破乳剂分为 10大类 ,分别介绍了主要结构特点和常见商品牌号 ,其中关于复配破乳剂则介绍了重要的应用性研究结果。关于今后发展 ,提出了深海、寒冷地区、稠油及化学驱油藏用的原油破乳剂 ,在现有知识基础上研发新破乳剂的技术路线及破乳剂复配的重要意义。参 5。

污染物对三甘醇脱水性和发泡性影响的研究

从地下开采的天然气携带有水分,在高压或冷却条件下,这些气相水分凝结为液相水分而对脱水处理装置和输气管线造成危害,必须用三甘醇脱除天然气携带的水分。文章讨论了长庆油田第一采气厂在脱水过程中遇到的三甘醇溶液受到气体水合物、气井缓蚀剂、腐蚀产物以及降解产物的污染并导致三甘醇溶液发泡、降解和脱水性能恶化的问题,在实验室研究了各种污染物对三甘醇脱水性能和发泡性能的影响。认为水是三甘醇脱水性能下降的主要原因,水浓度达到3%时必须更换三甘醇溶液;天然气中的凝析油对溶液发泡性影响最显著,减压蒸馏残液的影响次之,气井缓蚀剂的影响最小;各种污染物对三甘醇溶液泡沫的稳定性能影响较复杂并且影响程度随浓度不同有变化,浓度在0.2%以内凝析油的影响程度相对比较大而其它污染物影响相对较小,当浓度大于0.2%时,减压蒸馏残液、气井缓蚀剂的影响明显增加而凝析油影响趋于平缓。

组合天然气水合物抑制剂性能及经济性研究

提出了一种天然气水合物低剂量组合抑制剂GHI,GHI是聚乙烯吡咯烷酮(PVPK90)/乙二醇苯醚按质量比1∶1混合而成。在4℃,8.5～9.0MPa条件下,利用1.072L定容反应釜,通过观察温度和压力的变化,研究了GHI在0.5%加量下的抑制性能,并在此加量下与PVPK90及商用抑制剂Inhibex100、Inhibex501的抑制效果及经济性进行了比较。研究结果表明:加量为0.5%的GHI可以有效地抑制天然气水合物聚集2400min以上;在相同的实验条件下,Inhibex100、Inhibex501和PVPK90的抑制时间分别为1000min,1800min和600min;经济性评价说明GHI相对于商用抑制剂Inhibex501和Inhibex100是最经济的,它比Inhibex501价格低22.5%,比Inhibex100价格低34.7%。

降凝剂对蜡油中蜡析出与溶解影响的物理化学研究

用 DSC热分析仪研究了合成蜡油的加热与冷却过程 ,测定了蜡油在不同蜡浓度下 ,添加降凝剂前后的平衡蜡溶点和析蜡点以及溶解度和饱和度 ,并进行了热力学分析 .结果表明 ,含蜡油的平衡蜡溶点高于平衡析蜡点 ,降凝剂使平衡蜡溶点进一步升高 ,析蜡点进一步降低 ,导致含蜡油凝点较大幅度降低 .在实验浓度和温度范围内 ,该过程符合 Van′t Hoff方程 ,降凝剂使蜡的溶解焓和溶解熵增大 ,析出焓和析出熵减少 .降凝剂提高了蜡晶析出的临界半径 ,增大了成核位垒 ,使蜡晶析出困难 .

EP系列减阻剂的研制与应用

减阻剂是一种应用于原油和成品油管道输送的化学添加剂,可减小流体在管道中的阻力,从而节约能源。介绍了EP系列减阻剂的作用机理、研制方法、中试生产和现场实验的概况。中试产品在青海油田花格线现场实验的结果表明,其性能指标达到国际同类产品的水平。

天然气管道的减阻与天然气减阻剂

依据流体管道的流动规律和减阻增输机理,指出天然气管道的减阻原理是抑制贴壁薄层(厚度等于粗糙度)内的气体脉动。认为管壁内涂、壁面薄液膜、凝析液中注入液体减阻剂和在管道内壁上吸附气体减阻剂是天然气管道有效的减阻方法。研究结果表明,气体减阻剂应是一种具有极性端和非极性长链的分子聚合物或化合物。

海上油田清水剂配伍性实验研究

为考察二硫代氨基甲酸盐清水剂Q-405与其他化学药剂的配伍性,将Q-405分别与3种破乳剂(P-101、P-102、P-103)、3种缓蚀剂(HH-03、HH-04、HH-06)和3种杀菌剂(HS-20、HS-22、HS-27)进行配伍性实验,主要考察水质、脱水速率和缓蚀性能。研究结果显示,清水剂Q-405与丙烯酸改性聚醚类破乳剂P-101具有最好的脱水速率和水质配伍性,与非离子型咪唑啉缓蚀剂HH-03和HH-04具有更好的缓蚀性能和水质配伍性,与季磷盐型杀菌剂HS-20和HS-22具有更好的水质配伍性。实验结果为化学药剂的优化升级提供了参考。

新型水基防蜡剂的制备以及在海上油田的应用

以烯丙基聚乙二醇(XPEG-700),丙烯酸(AA),马来酸酐(MAH),烯丙基磺酸钠(SAS)为原料,共聚合成一种新型水基防蜡剂。研究了引发剂添加量及单体对防蜡剂性能的影响,确定了防蜡剂的最佳合成配方,结果表明,m(XPEG-700)∶m(AA)∶m(MAH)∶m(SAS)=7.0∶15.0∶6.0∶6.0,引发剂用量占单体质量的0.8%,合成防蜡剂的防蜡率达到95%以上。海上油田现场应用结果表明,当新型清防蜡剂的加注量为80 mg/L时,原油中的蜡含量降低明显,管线的输送效率得到了很大地改善。

减阻剂的模拟环道评价

减阻剂应用于输油管道可以达到增输或降压的目的,其性能评价是一个重要课题。阐述了利用环道进行减阻剂性能评价的原理,并给出了一套室内模拟环道评价装置。对环道的装置构成、设计规格和水力学特征进行了介绍。测定了室内合成EP系列减阻剂的减阻性能,对减阻剂与流体相互作用规律进行了探讨。试验结果表明,雷诺数在9000(对应管壁剪速1276s^(-1)左右时,减阻剂性能达到最大值,之后由于减阻剂的剪切降解导致减阻率降低;减阻率在加剂浓度约15mg/L时达到最大值,约74％。

国外减阻剂研究新进展

概述了国外减阻剂在减阻机理和生产工艺等方面的最新研究成果。研究结果表明,本体聚合可以大大提高减阻聚合物的分子量;溶液聚台在提高聚α-烯烃分子量、改善分子量分布等方面也有了新的突破。在聚合的后处理方面、分析了现广泛应用于原油管道和成品油管道上的水基乳胶状减阻剂和低粘度胶状减阻剂的特性。介绍了最近研究开发的一种非水基悬浮减阻剂,该剂克服了以前各种减阻剂的缺陷,可同时应用于原油和成品油管道。指出微囊减阻剂是一个新的发展方向。

油溶性清防蜡剂CL-92

针对胜利油田纯梁油区高含蜡 (10 %— 2 5 % )高凝点原油的特点 ,开发了由有机溶剂、表面活性剂、蜡晶改进剂、加重剂等组成的油溶性清防蜡剂 ,牌号为CL 92。室内性能测定结果如下 :溶蜡速度 6 .48g/mL·min(5 0℃ ) ;防蜡率 6 8.9%和 73.9% (加量 0 .1% ,两口井原油样 ) ;2 0— 40℃降粘度 >90 %— 70 %。CL 92可用于油井的清蜡、防蜡及原油集输管线的清防蜡。纯梁油田在含蜡 15 %以下的 2 0口油井定期批量加药 ,在含蜡高于 2 0 %的 5口油井连续加药 ,在梁北 2 0号计量站集输管线连续加药进行清防蜡 ,均取得了良好的效果。讨论了清防蜡机理。

原油高效减阻剂的制备及其性能

采用本体聚合方法,以TiCl4/Al(Et)2Cl为催化体系,C10～C14长链α-烯烃为单体,合成了原油管输高效减阻剂,对该减阻剂的制备、后处理等工业化方法进行了探讨。对聚合物进行了FTIR、1HNMR、XRD、TG表征,对浆料进行了减阻性能测试。结果表明,该聚合物为无定型半透明弹性体,相对分子质量410×104,最初分解温度300℃。将聚合物冷冻粉碎后,可配制出质量分数为47%、凝点低于-50℃、流动性较好、难挥发的高碳醇基减阻剂浆料。当减阻剂在柴油中的质量浓度为0.01kg/m3时,减阻率可达40.1%。

原油降凝剂及其在我国原油中的应用

介绍了原油降凝剂在国内外的发展概况和种类、降凝作用机理、对降凝剂效果的影响因素 ,以及我国降凝剂的研究情况。

聚丙烯酸二十二酯的合成及其降凝降粘作用

用直接酯化法合成了丙烯酸二十二酯单体 (BA)。研究了单体聚合条件如溶剂、引发剂种类、引发剂和单体质量分数等对聚丙烯酸二十二酯 (PBA)相对分子质量及相对分子质量分布的影响 ,考察了该聚合物对原油的降凝降粘作用。结果表明 ,具有长支链烷基的梳状PBA能有效地改善新疆克 乌线混合原油及大庆原油的低温流动性能。在适当的聚合条件下得到的PBA使新疆克 乌线混合原油 (稠油与稀油体积比为 70∶30 ) 15℃时的粘度降低 74 1% ,使大庆原油的凝点降低 2 1℃ ,2 0℃时的粘度降低 79 8%。

基于巯基三唑化合物的复配天然气减阻剂性能研究

目前,天然气管输减阻剂已成为天然气输送领域研究的新热点。为此,根据天然气减阻剂的减阻机理,合成了巯基三唑化合物,经复配得到一种新型天然气减阻剂。该减阻剂中,巯基三唑化合物分子中含有N、S、O等电负性较大的原子,能够吸附在输气管道内表面上并形成一层光滑的弹性分子薄膜,其他复配物中含有N、O等电负性较大的原子,也有很好的协同吸附作用。在天然气减阻剂室内评价系统上对复配天然气减阻剂进行了减阻率测试,通过扫描电子显微镜观察到了减阻剂在钢铁表面上生成薄膜的形态,检验了减阻剂的成膜性能。试验结果表明:构成复配型减阻剂的2种组分单独使用时减阻效果不大,但复配后其减阻性能得到极大提高,在25℃、前端压力为520～650kPa时,平均减阻率达到8.4%。

辽河超稠油乳化降粘研究

为了实现辽河超稠油的常温输送和制备乳化燃料油,用HLB值11.5的非/阴离子表面活性剂及其他助剂,将酸值5.89mgKOH/g、含水9.0%、30℃粘度1415Pa·s的辽河混合超稠油乳化成油水体积比70∶30的水包油乳状液。通过正交设计实验,优选出乳化药剂组成(g/L,以水相计)如下:碱2.0;混合表面活性剂5.0;促进剂1.0;助剂3.0。用该组乳化药剂制备的油水体积比70∶30水包油乳状液,30℃、28.68s-1粘度为40mPa·s,另加入1.0g/L稳定剂可使乳状液粘度降至30mPa·s;如将乳化药剂中混合表面活性剂的HLB值改为11.0,则制得的乳状液粘度升至124mPa·s,其稳定性则增大。这3种水包油乳状液的流变性都比较接近牛顿流体,在20～80℃下表观粘度随剪切速率的变化较小。图4表2参5。