CN102109093A - 一种防止和疏通天然气水合物堵塞天然气流道的方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种防止和疏通天然气水合物堵塞天然气流道的方法，包括如下步骤：将防控剂加入天然气流道中和已经被天然气水合物堵塞的天然气流道中，所述的防控剂是指有机酸盐的水溶液，所述的防控剂重量浓度为5～70％。本发明的有益效果如下：该方法用于天然气采气、集输、储运等生产过程中能够有效防止天然气水合物堵塞天然气流道，也能够有效疏通已经被天然气水合物堵塞的天然气流道；且该方法具有实施容易，安全可靠，成本低廉，推广容易等优特点。

Description

一种防止和疏通天然气水合物堵塞天然气流道的方法

技术领域

本发明涉及天然气采气、集输领域；尤其是涉及一种防止和疏通天然气水合物堵塞天然气流道的方法。

背景技术

中国石油大学出版社2000年7月第1版第1次印刷的《油田化学》第277页第2～3行曾述：“在一定条件下，天然气可与水生成水合物，使天然气管道产生堵塞。为了解决这个问题，应了解天然气水合物产生的条件、结构及其生成的抑制法。”因此，在天然气管线中，必然涉及天然气水合物堵塞天然气管道、管道附件(如阀门、流量计等)问题。

同理，在一定条件下，天然气井筒中的天然气也可与水生成水合物，使流经天然气的井筒(如井下油管)、井口组件(如四通、阀门等)堵塞。因此，在天然气采气生产中，必然涉及天然气水合物堵塞天然气井筒、井口问题。

因此，为了保证天然气不堵塞井筒、井口、管线，保证天然气采气、集输、储运等生产过程正常进行，必须解决如何防止天然气水合物堵塞天然气井筒、井口、管道、阀门、流量计等天然气流经通道的问题，也必须解决如何疏通已经被天然气水合物堵塞的天然气井筒、井口、管道、阀门、流量计等天然气流经通道问题。

发明内容

本发明中的“天然气流道”：又称天然气流经通道，泛指天然气流体流经的通道，可以是指天然气管线，也可以是指天然气井井筒、井口、阀门、流量计、节流元件等天然气流体流经的通道；所述的天然气流体可以含有水分，如含有气态水、液态水、固态颗粒水(如冰晶)。

本发明中的“商品”：是指在市场上能够购得的现有产品。

本发明中的“添加”：是指在防控剂总量中的加入量小于50％(重量比)。

本发明要解决的第一个技术问题是提供一种防止天然气水合物堵塞天然气流道的方法。该方法用于天然气采气、集输、储运等生产过程中能够有效防止天然气水合物堵塞天然气流道；且该方法实施容易，安全可靠，成本低廉，推广容易。

本发明要解决的第二个技术问题是提供一种疏通天然气水合物堵塞流道的方法。该方法用于天然气采气、集输、储运等生产过程中能够有效疏通已经被天然气水合物堵塞的天然气流道。

为解决上述技术问题，本发明一种防止天然气水合物堵塞天然气流道的方法，包括如下步骤：用加药设备将防控剂加入天然气流道中，以防止天然气和水形成天然气水合物堵塞天然气流道。

所述的防控剂是指有机酸盐的水溶液。

所述的防控剂优选重量浓度为5～65％，最优选重量浓度为20～30％。

所述的有机酸盐是指甲酸钾、乙酸钾、甲酸钠、乙酸钠、甲酸铷、乙酸铷、甲酸铯、乙酸铯中的任意一种或它们之中的任意两种或两种以上任意比例的混合物。

所述的有机酸盐优选甲酸钾。

所述的甲酸钾、乙酸钾、甲酸钠、乙酸钠、甲酸铷、乙酸铷、甲酸铯、乙酸铯属于商品。

所述的防控剂能经济有效地防止天然气和水形成天然气水合物堵塞天然气流道；作为本领域普通技术人员通过现有方法能够确定将所述防控剂加入天然气流道中的最小加入量、最大加入量、优选加入量。

所述的“加入”可以是指周期性加入，也可以是指连续加入。

进一步地，所述防控剂应保证其在冬季或/和节流等环境中不会因过饱和而析出晶体、固形物，应保证其所含有的有机酸盐最大浓度始终小于其在低温环境下的饱和浓度。为达到前述目标，作为本领域普通技术人员通过现有方法能够确定所述防控剂的最大浓度。

室内实验表明：常温下，甲酸钾的饱和浓度为66.7wt％，浓度50wt％的甲酸钾水溶液在-29℃不会析出晶体。

进一步地，所述防控剂应保证其在冬季或/和节流等环境中始终是液态，不产生冰晶，不凝固或冻结。为达到前述目标，作为本领域普通技术人员通过现有方法能够确定所述防控剂的最小浓度。

室内试验表明：浓度50wt％的甲酸钾水溶液冰点约-29℃，浓度24.5wt％的甲酸钾水溶液冰点为-14℃，12.25wt％的甲酸钾水溶液冰点为-6.5℃，浓度11.3wt％的甲酸钾水溶液冰点约-6℃。

所述防控剂浓度越高，防止天然气水合物堵塞天然气流道的效果越好；作为本领域普通技术人员据此并利用现有方法，在明确的环境中，能够确定所述防控剂的优选浓度。

所述防控剂可以利用现有保温方法保持其温度为常温，也可以利用现有伴热保温方法保持其温度为常温，防止所述防剂水溶液在冬季低温环境中降温析出结晶、固形物。

进一步地，所述防控剂也可以先用现有方法先加热成30～100℃的热液体，然后再加入天然气流道中，以防止天然气和水形成天然气水合物堵塞天然气流道。

进一步地，为了更有效地防止天然气水合物堵塞天然气流道，先将水溶性高分子物质制成固态药剂柱，再将固态药剂柱周期性加入天然气流道中，然后再将防控剂加入天然气流道中。

所述的水溶性高分子物质是指：对天然气水合物有抑制作用的、在常温常压下呈粉状或膏状或颗粒状的水溶性聚合物，均为商品。

所述固态药剂柱制成方法如下：将所述水溶性高分子物质混合均匀，加入清水，揉制成泥团状，置入模具中挤压成型，再连同模具在室温下自然硬化干燥至少2小时，从模具中取出药剂，在室温下自然硬化、干燥至少4小时，即可制成固体状药剂柱；所加入的清水量必须保证能使所述水溶性高分子物质揉制成泥团状，作为本领域普通技术人员，能够用现有方法确认所加入的清水量。

所述水溶性聚合物是下述原料中的一种或者是它们之中的两种或两种以上任意比例混配的混合物：聚乙烯吡咯烷酮，聚N-乙烯吡咯烷酮，聚N-乙烯吡咯烷酮的丁基衍生物，羟乙基纤维素，N-乙烯己内酰胺与N-乙烯吡咯烷酮共聚物，丙烯酰胺与顺丁烯二酰亚胺共聚物，N-乙烯己内酰胺与顺丁烯二酰亚胺共聚物，甲基丙烯酸甲酯、丙烯酸乙酯与异丙烯基噁唑啉共聚物，N-乙烯己内酰胺、N-乙烯吡咯烷酮与甲基丙烯酸二甲胺基-1，2-亚乙基酯共聚物，聚乙烯醇，阴离子聚丙烯酰胺或阳离子聚丙烯酰胺。

所述水溶性高分子物质应具有良好的粘结能力，应能保证将所述水溶性高分子物质混合后按照所述固态药剂柱制成方法制成固态药剂柱。为达到前述目标，作为本领域普通技术人员利用现有方法能够确定所混合的水溶性高分子物质具体商品种类。

所述的固态药剂柱应对天然气水合物晶体或生成或长大或聚集有显著的抑制作用；作为本领域普通技术人员通过现有方法能够确定固态药剂柱周期性加入天然气流道中的最小加入量、最大加入量、优选加入量、加入周期、加入方法；

进一步地，为了更容易地联合应用所述水溶性高分子物质和防控剂防止天然气水合物堵塞天然气流道，先将水溶性高分子物质制成固态药剂柱，再将固态药剂柱周期性加入天然气井筒(如油管)中，让其自然落入井筒(如油管)底部，然后再将防控剂加入天然气流道中。

进一步地，为了防止天然气水合物堵塞天然气井筒、井口，或为了同时防止天然气水合物堵塞天然气井筒、井口、地面管线，用现有方法(如泵送的方法)将防控剂加入天然气井套管或/和油管内，让防控剂与套管或/和油管内天然气流或/和液态水混合，让防控剂在天然气流的携带下进入地面天然气管线中。

进一步地，为了更容易地将防控剂加入天然气井套管或/和油管内，在集中站点(如天然气计量站)用固定加药设备(如固定安装在地面的计量泵)将防控剂输入加药管线内，然后通过加药管线将防控剂加入天然气井套管或/和油管内。

进一步地，为了节省固定投资，用移动式加药设备(如加药车)携带的加药泵(如计量泵)和高压软管(如高压胶管)将防控剂加入天然气井套管或/和油管内，或者将防控剂加入井口或/和地面管线内。

进一步地，为了降低能耗，为了更容易将防控剂加入天然气井套管或/和油管内，用太阳能电池或蓄电池给加药设备(如计量泵)提供电能，将防控剂加入天然气井套管或/和油管内，或者将防控剂加入井口或/和地面管线内。

进一步地，为了降低能耗，先将防控剂加入加药包内，让防控剂依靠自重自流滴加进天然气井套管或/和油管内；所述的加药包是一种用于天然气井加药的专用设备，是一种在天然气井常用的商品，能够从市场上采购，能够与天然气井套管或/和油管实现压力平衡，让防控剂依靠自重自流滴加进天然气井套管或/和油管内，或者让防控剂依靠自重自流滴加进井口或/和地面管线内。

进一步地，为了防止天然气节流降温时产生天然气水合物堵塞节流元件(如流量计、节流油嘴)、天然气管线，将防控剂加入节流前的天然气管线中，让防控剂与天然气管线中的天然气流或/和液态水混合，在天然气流的携带下进入节流元件。

进一步地，为了降低所述防控剂对天然气流道的腐蚀，所述防控剂中可以添加阳离子型表面活性剂、商品缓蚀剂的任意一种或它们之中的任意两种或两种以上任意比例混合而不产生化学反应的混合物。为达到前述目标，作为本领域普通技术人员通过现有方法能够确定其任意两种或两种以上任意比例混合时是否会产生化学反应，能够确定所添加的阳离子型表面活性剂、商品缓蚀剂具体种类和具体商品以及混合方法；

所述阳离子型表面活性剂是指胺盐型阳离子表面活性剂、季铵盐型阳离子表面活性剂和吡啶盐型阳离子表面活性剂。所述阳离子型表面活性剂在水中能够解离，解离后起活性作用的部分是阳离子。

所述商品缓蚀剂可以是聚氧乙烯烷基醇醚-8(代号JFC)、聚氧乙烯烷基醇醚-8(代号FAE)、聚氧乙烯烷基醇醚-10、聚氧乙烯烷基醇醚-15、聚氧乙烯烷基醇醚-20(代号平平加O-20)、聚氧乙烯烷基醇醚-20(代号平平加SA-20)、聚氧乙烯烷基醇醚-22、聚氧乙烯-1，1-二烷基丙炔醇醚、聚氧乙烯烷基苯酚醚-7、聚氧乙烯辛基苯酚醚-10、聚氧乙烯松香胺、聚氧乙烯十八胺-7”中的任意一种或它们之中的任意两种或两种以上任意比例混合而不产生化学反应的混合物；

所述商品缓蚀剂也可以是烷基磺酸钠、烷基磺酸铵、全氟烷基磺酸钠、烷基苯磺酸钠、烷基甲苯磺酸钠中的任意一种或两种以上任意比例混合而不产生化学反应的混合物；

所述商品缓蚀剂也可以是烷基二甲铵基乙酸内盐、烷基铵基丙酸内盐、烷基甲铵基丙酸内盐、烷基二甲铵基丙酸内盐、二(聚氧乙烯基)烷基氯化铵、二(聚氧乙烯基)烷基甲基氯化铵中的任意一种或两种以上任意比例混合而不产生化学反应的混合物。

所述商品缓蚀剂优选不含甲醇的商品缓蚀剂；

所述的阳离子型表面活性剂、商品缓蚀剂应能微溶或溶于水，或者能在微毒、低毒助溶剂(如酒精、乙二醇丁醚、二乙二醇丁醚、二乙二醇乙醚)作用下微溶或溶于水；所述的阳离子型表面活性剂、商品缓蚀剂需要借助助溶剂才能微溶或溶于水时，作为本领域普通技术人员能够确定所需要的助溶剂具体种类和具体商品，以及所需的助溶剂最小浓度、最大浓度；

所添加的阳离子型表面活性剂、商品缓蚀剂应能保证所述的防控剂在用于天然气流道时符合有关国家标准、或行业标准、或企业标准规定与要求。为达到前述目标，作为本领域普通技术人员通过现有方法能够确定所添加的阳离子型表面活性剂、商品缓蚀剂具体种类和具体商品及混合方法，并通过现有方法能够确定所添加的阳离子型表面活性剂、商品缓蚀剂在所述防控剂中的最小浓度。

所添加的阳离子型表面活性剂、商品缓蚀剂应能保证其在冬季低温储运输送环境中不从所述的防控剂析出、分离出来，应能保证防控剂在静止1个月以上时不分层，应能保证所述的防控剂在用于天然气流道时不会造成天然气流道的泡沫堵塞。为达到前述目标，作为本领域普通技术人员通过现有方法能够优选、确定所添加的阳离子型表面活性剂、商品缓蚀剂具体种类和具体商品及混合方法，并通过现有方法能够确定所添加的阳离子型表面活性剂、商品缓蚀剂在所述防控剂中的最大浓度。

室内试验表明：所述的防控剂腐蚀性低于天然气井产出水的腐蚀性，所述的防控剂添加阳离子表面活性剂之一种氯化十二烷基苄基二甲基铵(又名十二烷基苄基二甲基氯化铵)后的腐蚀性大幅降低，远低于天然气井产出水的腐蚀性，也低于所述防控剂的腐蚀性，具体数据参见室内试验结果表1。

室内试验表明：重量浓度23％的防控剂添加1％的氯化十二烷基苄基二甲基铵，在-20℃条件下静止1个月不分层。

为解决上述技术问题，本发明一种疏通天然气水合物堵塞天然气流道的方法，包括如下步骤：

用加药设备将防控剂加入已经被天然气水合物堵塞的天然气流道中，让防控剂与天然气流道中的天然气水合物接触，以使天然气水合物融化分解为天然气和液态水，将堵塞的天然气流道疏通开，以便天然气在流道中畅通流动。

所述的防控剂是指有机酸盐的水溶液，也可以是指有机酸盐的过饱和水溶液。

所述的防控剂优选重量浓度为20～70％，最优选重量浓度为40～60％。

所述的有机酸盐是指甲酸钾、乙酸钾、甲酸钠、乙酸钠、甲酸铷、乙酸铷、甲酸铯、乙酸铯中的任意一种或它们之中的任意两种或两种以上任意比例的混合物。

所述的有机酸盐优选甲酸钾。

所述的甲酸钾、乙酸钾、甲酸钠、乙酸钠、甲酸铷、乙酸铷、甲酸铯、乙酸铯属于商品。

所述的防控剂能经济有效地融化分解天然气流道中的天然气水合物，将堵塞的天然气流道疏通开，以便天然气在流道中畅通流动。为达到前述目标，作为本领域普通技术人员通过现有方法能够确定将所述防控剂加入天然气流道中的最小加入量、最大加入量、优选加入量。

所述的“加入”可以是指周期性加入，也可以是指连续加入。

所述的防控剂也可以含有少量未溶化的有机酸盐晶体。

所述的防控剂可以用现有保温方法或伴热保温方法保持其温度，作为本领域普通技术人员通过现有方法能够确定所述防控剂需要保持的温度范围。

进一步的，为了更有效地融化分解天然气流道中的天然气水合物，所述的防控剂也可先用现有加热方法加热至30～100℃，然后再用现有方法加入已经被天然气水合物堵塞的天然气流道中，让防控剂与天然气流道中的天然气水合物接触；所述加热方法优选太阳能加热方法(如太阳能热水器加热方法)。

热力学知识表明：天然气水合物的融化分解是一个吸热过程，温度高的防控剂比温度低的防控剂融化分解天然气水合物的能力更强；

计算表明：浓度12.25wt％甲酸钾水溶液温度由0℃提高至60℃，其融化分解天然气水合物的能力提高10倍，是温度为0℃、浓度50wt％甲酸钾水溶液融化分解天然气水合物能力的2.2倍；

公开资料表明：所述防控剂不燃不爆，无毒性，无腐蚀性，沸点100℃，能够用太阳能热水器加热至80℃以上，能够用现有保温方法或伴热保温方法保温；

公开售价资料表明：目前国内每吨甲酸钾的售价高达1.5万元/吨以上，将甲酸钾水溶液浓度由12.25wt％提高至50wt％的原料成本增加5600元/吨；而如果用天然气将甲酸钾水溶液由0℃提高温度至60℃，按照目前气田天然气出厂价0.8元/m³计算，其费用增加不到5元/吨；因此用热的防控剂融化分解天然气水合物性价比更高。

室内试验表明：浓度50wt％的甲酸钾水溶液冰点约-29℃，让50wt％浓度、温度-10℃的甲酸钾水溶液与天然气管线中的天然气水合物接触10分钟，即可将其全部融化分解。室内试验表明：让20wt％浓度、温度50℃的甲酸钾水溶液与天然气管线中的天然气水合物接触10分钟，即可将其全部融化分解。

进一步地，为了将已经被天然气水合物堵塞的天然气井筒(如油管)或/和井口疏通，或为了同时将已经被天然气水合物堵塞的天然气井筒(如油管)或/和井口或/和地面管线疏通，用现有方法(如泵送的方法)将防控剂加入天然气井油管或/和井口内，让防控剂与油管或/和井口或/和地面管线中的天然气水合物接触，使天然气水合物融化分解为天然气和液态水，将堵塞的油管或/和井口或/和地面管线疏通开，以便天然气在油管、井口、地面管线中畅通流动。

进一步地，为了将已经被天然气水合物堵塞的天然气井筒(如油管)或/和井口疏通，更容易地将防控剂加入天然气井套管或/和油管内，在集中站点(如天然气计量站)用固定加药设备(如固定安装在地面的计量泵)将防控剂输入加药管线内，然后通过加药管线将防控剂加入天然气井套管或/和油管内，让防控剂与天然气井套管或/和油管内的天然气水合物接触。

进一步地，为了节省固定投资，用移动式加药设备(如加药车)携带的加药泵(如计量泵)和高压软管(如高压胶管)将防控剂加入天然气井套管或/和油管内，或者将防控剂加入井口或/和地面管线内，让防控剂与天然气井套管或/和油管内的天然气水合物接触，或者让防控剂与井口或/和地面管线内的天然气水合物接触。

进一步地，为了降低能耗，用太阳能电池或蓄电池给加药泵(如计量泵)提供电能，将防控剂加入天然气井套管或/和油管内，或者将防控剂加入井口或/和地面管线内，让防控剂与天然气井套管或/和油管内的天然气水合物接触，或者让防控剂与井口或/和地面管线内的天然气水合物接触。

进一步地，为了降低能耗，先将防控剂加入加药包内，让防控剂依靠自重自流滴加进天然气井套管或/和油管内，让防控剂与天然气井套管或/和油管内的天然气水合物接触；所述的加药包是一种用于天然气井加药的专用设备，是一种在天然气井常用的商品，能够从市场上采购，能够与天然气井套管或/和油管实现压力平衡，让防控剂依靠自重自流滴加进天然气井套管或/和油管内，或者让防控剂依靠自重自流滴加进井口或/和地面管线内。

进一步地，为了将已经被天然气水合物堵塞的节流元件(如流量计、节流油嘴)、天然气管线疏通，将防控剂加入节流元件(如流量计、节流油嘴)、天然气管线中，让防控剂与节流元件(如流量计、节流油嘴)、天然气管线中的天然气水合物接触，以使天然气水合物融化分解为天然气和液态水，将堵塞的节流元件(如流量计、节流油嘴)、天然气管线疏通开，以便天然气在节流元件(如流量计、节流油嘴)、天然气管线中畅通流动。

进一步地，为了防止所述防控剂在冬季等低温环境中产生晶体、固形物或凝固，保证所述防控剂有足够的融化分解天然气水合物速度和能力，所述防控剂的最小浓度应能保证其在冬季等低温环境中始终是液态，不产生冰晶、固形物或凝固，并能保证所述防控剂融化分解天然气水合物速度和能力满足天然气流道疏通要求。为达到前述目标，作为本领域普通技术人员通过现有方法能够确定所述防控剂的最小浓度。

试验与计算表明：甲酸钾水溶液融化分解天然气水合物速度和能力与其浓度正相关，甲酸钾水溶液浓度越高，其融化分解天然气水合物速度和能力越大。

进一步地，为了降低所述防控剂对天然气流道的腐蚀，所述防控剂中可以添加0.01～5wt％的阳离子型表面活性剂、商品缓蚀剂的任意一种或它们之中的任意两种或两种以上任意比例混合而不产生化学反应的混合物。为达到前述目标，作为本领域普通技术人员通过现有方法能够确定其任意两种或两种以上任意比例混合时是否会产生化学反应，能够确定所添加的阳离子型表面活性剂、商品缓蚀剂具体种类和具体商品以及混合方法；

所述阳离子型表面活性剂是指胺盐型阳离子表面活性剂、季铵盐型阳离子表面活性剂和吡啶盐型阳离子表面活性剂。所述阳离子型表面活性剂在水中能够解离，解离后起活性作用的部分是阳离子。

所述商品缓蚀剂可以是聚氧乙烯烷基醇醚-8(代号JFC)、聚氧乙烯烷基醇醚-8(代号FAE)、聚氧乙烯烷基醇醚-10、聚氧乙烯烷基醇醚-15、聚氧乙烯烷基醇醚-20(代号平平加O-20)、聚氧乙烯烷基醇醚-20(代号平平加SA-20)、聚氧乙烯烷基醇醚-22、聚氧乙烯-1，1-二烷基丙炔醇醚、聚氧乙烯烷基苯酚醚-7、聚氧乙烯辛基苯酚醚-10、聚氧乙烯松香胺、聚氧乙烯十八胺-7”中的任意一种或它们之中的任意两种或两种以上任意比例混合而不产生化学反应的混合物；

所述商品缓蚀剂也可以是烷基磺酸钠、烷基磺酸铵、全氟烷基磺酸钠、烷基苯磺酸钠、烷基甲苯磺酸钠中的任意一种或两种以上任意比例混合而不产生化学反应的混合物；

所述商品缓蚀剂也可以是烷基二甲铵基乙酸内盐、烷基铵基丙酸内盐、烷基甲铵基丙酸内盐、烷基二甲铵基丙酸内盐、二(聚氧乙烯基)烷基氯化铵、二(聚氧乙烯基)烷基甲基氯化铵中的任意一种或两种以上任意比例混合而不产生化学反应的混合物。

所述商品缓蚀剂优选不含甲醇的商品缓蚀剂；

所述的阳离子型表面活性剂、商品缓蚀剂应能微溶或溶于水，或者能在微毒、低毒助溶剂(如酒精、乙二醇丁醚、二乙二醇丁醚、二乙二醇乙醚)作用下微溶或溶于水；所述的阳离子型表面活性剂、商品缓蚀剂需要借助助溶剂才能微溶或溶于水时，作为本领域普通技术人员能够确定所需要的助溶剂具体种类和具体商品，以及所需的助溶剂最小浓度、最大浓度。

本发明的有益效果如下：本发明提供了一种防止和疏通天然气水合物堵塞天然气流道的方法。该方法用于天然气采气、集输、储运等生产过程中能够有效防止天然气水合物堵塞天然气流道，也能够有效疏通已经被天然气水合物堵塞的天然气流道；且该方法具有实施容易，安全可靠，成本低廉，推广容易等优特点。

具体实施方式

实施例1

一种防止天然气水合物堵塞天然气流道的方法，包括如下步骤：用加药设备将50wt％甲酸钾水溶液连续加入天然气流道中，以防止天然气和水形成天然气水合物堵塞天然气流道。

所述50wt％甲酸钾水溶液应保证其在冬季或/和节流等环境中不会因过饱和而析出晶体、固形物，应保证其所含有的有机酸盐最大浓度始终小于其在低温环境下的饱和浓度；为达到前述目标，作为本领域普通技术人员通过现有方法能够确定所述防控剂的最大浓度；例如，常温下，甲酸钾的饱和浓度为66.7wt％，浓度50wt％的甲酸钾水溶液在-29℃以上都不会析出晶体。

实施例2

一种防止天然气水合物堵塞天然气流道的方法，包括如下步骤：用加药设备将10wt％乙酸钾水溶液加入天然气流道中，以防止天然气和水形成天然气水合物堵塞天然气流道。

实施例3

一种防止天然气水合物堵塞天然气流道的方法，包括如下步骤：用加药设备将15wt％甲酸钠水溶液加入天然气流道中，以防止天然气和水形成天然气水合物堵塞天然气流道。

实施例4

一种防止天然气水合物堵塞天然气流道的方法，包括如下步骤：用加药设备将20wt％乙酸钠水溶液加入天然气流道中，以防止天然气和水形成天然气水合物堵塞天然气流道。

实施例5

一种防止天然气水合物堵塞天然气流道的方法，包括如下步骤：用加药设备将25wt％甲酸铷水溶液加入天然气流道中，以防止天然气和水形成天然气水合物堵塞天然气流道。

实施例6

一种防止天然气水合物堵塞天然气流道的方法，包括如下步骤：用加药设备将30wt％乙酸铷水溶液加入天然气流道中，以防止天然气和水形成天然气水合物堵塞天然气流道。

实施例7

一种防止天然气水合物堵塞天然气流道的方法，包括如下步骤：用加药设备将35wt％甲酸铯水溶液加入天然气流道中，以防止天然气和水形成天然气水合物堵塞天然气流道。

实施例8

一种防止天然气水合物堵塞天然气流道的方法，包括如下步骤：用加药设备将40wt％乙酸铯水溶液加入天然气流道中，以防止天然气和水形成天然气水合物堵塞天然气流道。

实施例9

一种防止天然气水合物堵塞天然气流道的方法，包括如下步骤：

在环境温度高于-29℃时，将始终是液态、不产生冰晶，不凝固或冻结的50wt％甲酸钾水溶液用加药设备加入天然气流道中，以防止天然气和水形成天然气水合物堵塞天然气流道。试验表明：浓度50wt％的甲酸钾水溶液冰点约-29℃

实施例10

一种防止天然气水合物堵塞天然气流道的方法，包括如下步骤：

在环境温度高于-14℃时，将始终是液态、不产生冰晶，不凝固或冻结的24.5wt％甲酸钾水溶液用加药设备加入天然气流道中，以防止天然气和水形成天然气水合物堵塞天然气流道。试验表明：浓度24.5wt％的甲酸钾水溶液冰点为-14℃。

实施例11

一种防止天然气水合物堵塞天然气流道的方法，包括如下步骤：

在环境温度高于-6.5℃时，将始终是液态、不产生冰晶，不凝固或冻结的12.25wt％甲酸钾水溶液用加药设备加入天然气流道中，以防止天然气和水形成天然气水合物堵塞天然气流道。试验表明：浓度12.25wt％的甲酸钾水溶液冰点为-6.5℃。

实施例12

重复实施例1，其不同之处在于：将50wt％甲酸钾水溶液加热成30～100℃的热液体，再用加药设备加入天然气流道中。

实施例13

一种防止天然气水合物堵塞天然气流道的方法，包括如下步骤：

1)将聚乙烯吡咯烷酮混合均匀，加入清水，揉制成泥团状，置入模具中挤压成型，再连同模具在室温下自然硬化干燥2小时，从模具中取出，在室温下自然硬化、干燥4小时，即可制成固态药剂柱；

2)将步骤1)制得的固态药剂柱周期性加入天然气流道中；所述的固态药剂柱应对天然气水合物晶体或生成或长大或聚集有显著的抑制作用；作为本领域普通技术人员通过现有方法能够确定固态药剂柱周期性加入天然气流道中的最小加入量、最大加入量、优选加入量、加入周期、加入方法；

3)再将65wt％甲酸钾水溶液用加药设备加入天然气流道中，以防止天然气和水形成天然气水合物堵塞天然气流道。

实施例14

一种防止天然气水合物堵塞天然气流道的方法，包括如下步骤：

1)将聚N-乙烯吡咯烷酮混合均匀，加入清水，揉制成泥团状，置入模具中挤压成型，再连同模具在室温下自然硬化干燥3小时，从模具中取出，在室温下自然硬化、干燥5小时，即可制成固态药剂柱；

2)将步骤1)制得的固态药剂柱周期性加入天然气流道中；所述的固态药剂柱应对天然气水合物晶体或生成或长大或聚集有显著的抑制作用；作为本领域普通技术人员通过现有方法能够确定固态药剂柱周期性加入天然气流道中的最小加入量、最大加入量、优选加入量、加入周期、加入方法；

3)再将60wt％甲酸钾水溶液用加药设备加入天然气流道中，以防止天然气和水形成天然气水合物堵塞天然气流道。

实施例15

一种防止天然气水合物堵塞天然气流道的方法，包括如下步骤：

1)将聚N-乙烯吡咯烷酮的丁基衍生物混合均匀，加入清水，揉制成泥团状，置入模具中挤压成型，再连同模具在室温下自然硬化干燥4小时，从模具中取出，在室温下自然硬化、干燥6小时，即可制成固态药剂柱；

2)将步骤1)制得的固态药剂柱周期性加入天然气流道中；所述的固态药剂柱应对天然气水合物晶体或生成或长大或聚集有显著的抑制作用；作为本领域普通技术人员通过现有方法能够确定固态药剂柱周期性加入天然气流道中的最小加入量、最大加入量、优选加入量、加入周期、加入方法；

3)再将55wt％甲酸钾水溶液用加药设备加入天然气流道中，以防止天然气和水形成天然气水合物堵塞天然气流道。

实施例16

一种防止天然气水合物堵塞天然气流道的方法，包括如下步骤：

1)将羟乙基纤维素混合均匀，加入清水，揉制成泥团状，置入模具中挤压成型，再连同模具在室温下自然硬化干燥5小时，从模具中取出，在室温下自然硬化、干燥8小时，即可制成固态药剂柱；

2)将步骤1)制得的固态药剂柱周期性加入天然气流道中；所述的固态药剂柱应对天然气水合物晶体或生成或长大或聚集有显著的抑制作用；作为本领域普通技术人员通过现有方法能够确定固态药剂柱周期性加入天然气流道中的最小加入量、最大加入量、优选加入量、加入周期、加入方法；

3)再将50wt％甲酸钾水溶液用加药设备加入天然气流道中，以防止天然气和水形成天然气水合物堵塞天然气流道。

实施例17

重复实施例13，其不同之处仅在于：所述水溶性高分子物质是N-乙烯己内酰胺与N-乙烯吡咯烷酮共聚物。

实施例18

重复实施例14，其不同之处仅在于：所述水溶性高分子物质是丙烯酰胺与顺丁烯二酰亚胺共聚物。

实施例19

重复实施例15，其不同之处仅在于：所述水溶性高分子物质是N-乙烯己内酰胺与顺丁烯二酰亚胺共聚物。

实施例20

重复实施例16，其不同之处仅在于：所述水溶性高分子物质是甲基丙烯酸甲酯、丙烯酸乙酯与异丙烯基噁唑啉共聚物。

实施例21

重复实施例16，其不同之处仅在于：所述水溶性高分子物质是N-乙烯己内酰胺、N-乙烯吡咯烷酮与甲基丙烯酸二甲胺基-1，2-亚乙基酯共聚物。

实施例22

重复实施例16，其不同之处仅在于：所述水溶性高分子物质是聚乙烯醇。

实施例23

重复实施例16，其不同之处仅在于：所述水溶性高分子物质是阴离子聚丙烯酰胺。

实施例24

重复实施例16，其不同之处仅在于：所述水溶性高分子物质是阳离子聚丙烯酰胺。

实施例25

重复实施例1，其不同之处仅在于用加药设备将50wt％甲酸钾水溶液加入天然气井套管或/和油管内，让防控剂与套管或/和油管内天然气流或/和液态水混合，让防控剂在天然气流的携带下进入地面天然气管线中。

实施例26

一种防止天然气水合物堵塞天然气流道的方法，包括如下步骤：

1)将聚乙烯吡咯烷酮混合均匀，加入清水，揉制成泥团状，置入模具中挤压成型，再连同模具在室温下自然硬化干燥2小时，从模具中取出，在室温下自然硬化、干燥4小时，即可制成固态药剂柱；

2)将步骤1)制得的固态药剂柱周期性加入天然气井筒(如油管)中，让其自然落入井筒(如油管)底部；所述的固态药剂柱应对天然气水合物晶体或生成或长大或聚集有显著的抑制作用；作为本领域普通技术人员通过现有方法能够确定固态药剂柱周期性加入天然气流道中的最小加入量、最大加入量、优选加入量、加入周期、加入方法；

3)再将65wt％甲酸钾水溶液用加药设备加入天然气流道中，以防止天然气和水形成天然气水合物堵塞天然气流道。

实施例27

一种防止天然气水合物堵塞天然气流道的方法，包括如下步骤：

1)将羟乙基纤维素和聚乙烯吡咯烷酮混合均匀，加入清水，揉制成泥团状，置入模具中挤压成型，再连同模具在室温下自然硬化干燥2小时，从模具中取出，在室温下自然硬化、干燥4小时，即可制成固态药剂柱；

2)将步骤1)制得的固态药剂柱周期性加入天然气井筒(如油管)中，让其自然落入井筒(如油管)底部；所述的固态药剂柱应对天然气水合物晶体或生成或长大或聚集有显著的抑制作用；

3)再用固定安装在地面的计量泵将65wt％甲酸钾水溶液输入加药管线内，然后通过加药管线将65wt％甲酸钾水溶液加入天然气井套管或/和油管内。

实施例28

重复实施例27，其不同之处仅在于：为了节省固定投资，用加药车携带的计量泵和高压软管(如高压胶管)将65wt％甲酸钾水溶液加入天然气井套管或/和油管内，或者将65wt％甲酸钾水溶液加入井口或/和地面管线内。

实施例29

重复实施例27，其不同之处仅在于：为了降低能耗，先将65wt％甲酸钾水溶液加入加药包内，让65wt％甲酸钾水溶液依靠自重自流滴加进天然气井套管或/和油管内；所述的加药包是一种用于天然气井加药的专用设备，是一种在天然气井常用的商品，能够从市场上采购，能够与天然气井套管或/和油管实现压力平衡，让防控剂依靠自重自流滴加进天然气井套管或/和油管内，或者让防控剂依靠自重自流滴加进井口或/和地面管线内。

实施例30

一种防止天然气水合物堵塞天然气流道的方法，包括如下步骤：为了防止天然气节流降温时产生天然气水合物堵塞节流元件(如流量计、节流油嘴)、天然气管线，用加药设备将50wt％甲酸钾水溶液连续加入节流前的天然气管线中，让50wt％甲酸钾水溶液与天然气管线中的天然气流或/和液态水混合，在天然气流的携带下进入节流元件。

实施例31

重复实施例1-30，其不同之处仅在于：所述防控剂中加入季铵盐型阳离子表面活性剂--氯化十二烷基苄基二甲基铵。

试验表明：所述的防控剂腐蚀性低于天然气井产出水的腐蚀性，所述的防控剂添加阳离子表面活性剂之一种氯化十二烷基苄基二甲基铵(又名十二烷基苄基二甲基氯化铵)后的腐蚀性大幅降低，远低于天然气井产出水的腐蚀性，也低于所述防控剂的腐蚀性，具体数据参见室内试验结果表1。

室内试验表明：重量浓度25％的防控剂添加1％的氯化十二烷基苄基二甲基铵，在-20℃条件下静止1个月不分层。

试验结果：见表1

表1氯化十二烷基苄基二甲基铵缓蚀效果试验

结果分析：

(1)甲酸钾水溶液的腐蚀性低于天然气井产出水的腐蚀性；

(2)甲酸钾水溶液添加氯化十二烷基苄基二甲基铵后的腐蚀性大幅降低，表明氯化十二烷基苄基二甲基铵能够有效降低甲酸钾水溶液的腐蚀性，缓蚀效果良好。

(3)天然气井产出水添加甲酸钾水溶液和氯化十二烷基苄基二甲基铵后的腐蚀性大幅降低，表明氯化十二烷基苄基二甲基铵能够有效降低天然气井产出水的腐蚀性，缓蚀效果良好。

实施例32

重复实施例1-30，其不同之处仅在于：所述防控剂中加入胺盐型阳离子表面活性剂。

实施例33

重复实施例1-30，其不同之处仅在于：所述防控剂中加入吡啶盐型阳离子表面活性剂。

实施例34

重复实施例1-30，其不同之处仅在于：所述防控剂中加入聚氧乙烯烷基醇醚-8(代号JFC)。

实施例35

重复实施例1-30，其不同之处仅在于：所述防控剂中加入聚氧乙烯烷基醇醚-8(代号FAE)。

实施例36

重复实施例1-30，其不同之处仅在于：所述防控剂中加入聚氧乙烯烷基醇醚-10。

实施例37

重复实施例1-30，其不同之处仅在于：所述防控剂中加入聚氧乙烯烷基醇醚-15。

实施例38

重复实施例1-30，其不同之处仅在于：所述防控剂中加入聚氧乙烯烷基醇醚-20(代号平平加O-20)。

实施例39

重复实施例1-30，其不同之处仅在于：所述防控剂中加入聚氧乙烯烷基醇醚-20(代号平平加SA-20)。

实施例40

重复实施例1-30，其不同之处仅在于：所述防控剂中加入聚氧乙烯烷基醇醚-22。

实施例41

重复实施例1-30，其不同之处仅在于：所述防控剂中加入聚氧乙烯-1，1-二烷基丙炔醇醚。

实施例42

重复实施例1-30，其不同之处仅在于：所述防控剂中加入聚氧乙烯烷基苯酚醚-7。

实施例43

重复实施例1-30，其不同之处仅在于：所述防控剂中加入聚氧乙烯辛基苯酚醚-10。

实施例44

重复实施例1-30，其不同之处仅在于：所述防控剂中加入聚氧乙烯松香胺。

实施例45

重复实施例1-30，其不同之处仅在于：所述防控剂中加入聚氧乙烯十八胺-7。

实施例46

重复实施例1-30，其不同之处仅在于：所述防控剂中加入烷基磺酸钠。

实施例47

重复实施例1-30，其不同之处仅在于：所述防控剂中加入烷基磺酸铵。

实施例48

重复实施例1-30，其不同之处仅在于：所述防控剂中加入全氟烷基磺酸钠。

实施例49

重复实施例1-30，其不同之处仅在于：所述防控剂中加入烷基苯磺酸钠。

实施例50

重复实施例1-30，其不同之处仅在于：所述防控剂中加入烷基甲苯磺酸钠。

实施例51

重复实施例1-30，其不同之处仅在于：所述防控剂中加入烷基二甲铵基乙酸内盐。

实施例52

重复实施例1-30，其不同之处仅在于：所述防控剂中加入烷基铵基丙酸内盐。

实施例53

重复实施例1-30，其不同之处仅在于：所述防控剂中加入烷基甲铵基丙酸内盐。

实施例54

重复实施例1-30，其不同之处仅在于：所述防控剂中加入烷基二甲铵基丙酸内盐。

实施例55

重复实施例1-30，其不同之处仅在于：所述防控剂中加入二(聚氧乙烯基)烷基氯化铵。

实施例56

重复实施例1-30，其不同之处仅在于：所述防控剂中加入二(聚氧乙烯基)烷基甲基氯化铵。

实施例57

一种疏通天然气水合物堵塞流道的方法，包括如下步骤：用加药设备将50wt％甲酸钾水溶液连续加入天然气流道中，让50wt％甲酸钾水溶液与天然气流道中的天然气水合物接触，以使天然气水合物融化分解为天然气和液态水，将堵塞的天然气流道疏通开，以便天然气在流道中畅通流动。

所述50wt％甲酸钾水溶液应保证其在冬季或/和节流等环境中不会因过饱和而析出晶体、固形物，应保证其所含有的有机酸盐最大浓度始终小于其在低温环境下的饱和浓度；为达到前述目标，作为本领域普通技术人员通过现有方法能够确定所述防控剂的最大浓度；例如，常温下，甲酸钾的饱和浓度为66.7wt％，浓度50wt％的甲酸钾水溶液在-29℃以上都不会析出晶体。

实施例58

一种疏通天然气水合物堵塞流道的方法，包括如下步骤：用加药设备将20wt％乙酸钾水溶液加入天然气流道中，以防止天然气和水形成天然气水合物堵塞天然气流道。

实施例59

一种疏通天然气水合物堵塞流道的方法，包括如下步骤：用加药设备将25wt％甲酸钠水溶液加入天然气流道中，让25wt％甲酸钠水溶液与天然气流道中的天然气水合物接触，以使天然气水合物融化分解为天然气和液态水，将堵塞的天然气流道疏通开，以便天然气在流道中畅通流动。

实施例60

一种疏通天然气水合物堵塞流道的方法，包括如下步骤：用加药设备将30wt％乙酸钠水溶液加入天然气流道中，让30wt％乙酸钠水溶液与天然气流道中的天然气水合物接触，以使天然气水合物融化分解为天然气和液态水，将堵塞的天然气流道疏通开，以便天然气在流道中畅通流动。

实施例61

一种疏通天然气水合物堵塞流道的方法，包括如下步骤：用加药设备将35wt％甲酸铷水溶液加入天然气流道中，让35wt％甲酸铷水溶液与天然气流道中的天然气水合物接触，以使天然气水合物融化分解为天然气和液态水，将堵塞的天然气流道疏通开，以便天然气在流道中畅通流动。

实施例62

一种疏通天然气水合物堵塞流道的方法，包括如下步骤：用加药设备将40wt％乙酸铷水溶液加入天然气流道中，让40wt％乙酸铷水溶液与天然气流道中的天然气水合物接触，以使天然气水合物融化分解为天然气和液态水，将堵塞的天然气流道疏通开，以便天然气在流道中畅通流动。

实施例63

一种疏通天然气水合物堵塞流道的方法，包括如下步骤：用加药设备将45wt％甲酸铯水溶液加入天然气流道中，让45wt％甲酸铯水溶液与天然气流道中的天然气水合物接触，以使天然气水合物融化分解为天然气和液态水，将堵塞的天然气流道疏通开，以便天然气在流道中畅通流动。

实施例64

一种疏通天然气水合物堵塞流道的方法，包括如下步骤：用加药设备将70wt％乙酸铯水溶液加入天然气流道中，让70wt％乙酸铯水溶液与天然气流道中的天然气水合物接触，以使天然气水合物融化分解为天然气和液态水，将堵塞的天然气流道疏通开，以便天然气在流道中畅通流动。

实施例65

一种疏通天然气水合物堵塞流道的方法，包括如下步骤：

在环境温度高于-29℃时，将始终是液态、不产生冰晶，不凝固或冻结的50wt％甲酸钾水溶液用加药设备加入天然气流道中，让50wt％甲酸钾水溶液与天然气流道中的天然气水合物接触，以使天然气水合物融化分解为天然气和液态水，将堵塞的天然气流道疏通开，以便天然气在流道中畅通流动。试验表明：浓度50wt％的甲酸钾水溶液冰点约-29℃。

实施例66

一种疏通天然气水合物堵塞流道的方法，包括如下步骤：

在环境温度高于-14℃时，将始终是液态、不产生冰晶，不凝固或冻结的24.5wt％甲酸钾水溶液用加药设备加入天然气流道中，让24.5wt％甲酸钾水溶液与天然气流道中的天然气水合物接触，以使天然气水合物融化分解为天然气和液态水，将堵塞的天然气流道疏通开，以便天然气在流道中畅通流动。试验表明：浓度24.5wt％的甲酸钾水溶液冰点为-14℃。

实施例67

重复实施例57，其不同之处在于：将50wt％甲酸钾水溶液加热成30～100℃的热液体，再加入天然气流道中。

热力学知识表明：天然气水合物的融化分解是一个吸热过程，温度高的防控剂比温度低的防控剂融化分解天然气水合物的能力更强；计算表明：浓度12.25wt％甲酸钾水溶液温度由0℃提高至60℃，其融化分解天然气水合物的能力提高10倍，是温度为0℃、浓度50wt％甲酸钾水溶液融化分解天然气水合物能力的2.2倍。公开售价资料表明：目前国内每吨甲酸钾的售价高达1.5万元/吨以上，将甲酸钾水溶液浓度由12.25wt％提高至50wt％的原料成本增加5600元/吨；而如果用天然气将甲酸钾水溶液由0℃提高温度至60℃，按照目前气田天然气出厂价0.8元/m3计算，其费用增加不到5元/吨；因此用热的防控剂融化分解天然气水合物性价比更高。

试验表明：浓度50wt％的甲酸钾水溶液冰点约-29℃，让50wt％浓度、温度-10℃的甲酸钾水溶液与天然气管线中的天然气水合物接触10分钟，即可将其全部融化分解。室内试验表明：让20wt％浓度、温度50℃的甲酸钾水溶液与天然气管线中的天然气水合物接触10分钟，即可将其全部融化分解。

实施例68

一种疏通天然气水合物堵塞流道的方法，包括如下步骤：用加药设备将50wt％甲酸钾水溶液加入天然气井油管或/和井口内，让50wt％甲酸钾水溶液与油管或/和井口或/和地面管线中的天然气水合物接触，使天然气水合物融化分解为天然气和液态水，将堵塞的油管或/和井口或/和地面管线疏通开，以便天然气在油管、井口、地面管线中畅通流动。

实施例69

一种疏通天然气水合物堵塞流道的方法，包括如下步骤：

用固定安装在地面的计量泵将65wt％甲酸钾水溶液输入加药管线内，然后通过加药管线将65wt％甲酸钾水溶液加入天然气井套管或/和油管内；让65wt％甲酸钾水溶液与油管或/和井口或/和地面管线中的天然气水合物接触，使天然气水合物融化分解为天然气和液态水，将堵塞的油管或/和井口或/和地面管线疏通开，以便天然气在油管、井口、地面管线中畅通流动。

实施例70

重复实施例68，其不同之处仅在于：为了节省固定投资，用加药车携带的计量泵和高压软管(如高压胶管)将50wt％甲酸钾水溶液加入天然气井套管或/和油管内，或者将50wt％甲酸钾水溶液加入井口或/和地面管线内。

实施例71

重复实施例68，其不同之处仅在于：为了降低能耗，先将50wt％甲酸钾水溶液加入加药包内，让50wt％甲酸钾水溶液依靠自重自流滴加进天然气井套管或/和油管内；所述的加药包是一种用于天然气井加药的专用设备，是一种在天然气井常用的商品，能够从市场上采购，能够与天然气井套管或/和油管实现压力平衡，让防控剂依靠自重自流滴加进天然气井套管或/和油管内，或者让防控剂依靠自重自流滴加进井口或/和地面管线内。

实施例72

一种疏通天然气水合物堵塞流道的方法，包括如下步骤：为了防止天然气节流降温时产生天然气水合物堵塞节流元件(如流量计、节流油嘴)、天然气管线，将50wt％甲酸钾水溶液连续加入节流前的天然气管线中，让50wt％甲酸钾水溶液与天然气管线中的天然气流或/和液态水混合，在天然气流的携带下进入节流元件。

实施例73

重复实施例57-72，其不同之处仅在于：所述防控剂中加入1wt％的季铵盐型阳离子表面活性剂--氯化十二烷基苄基二甲基铵。

试验表明：所述的防控剂腐蚀性低于天然气井产出水的腐蚀性，所述的防控剂添加阳离子表面活性剂之一种氯化十二烷基苄基二甲基铵(又名十二烷基苄基二甲基氯化铵)后的腐蚀性大幅降低，远低于天然气井产出水的腐蚀性，也低于所述防控剂的腐蚀性，具体数据参见室内试验结果表1。

试验表明：重量浓度25％的防控剂添加1％的氯化十二烷基苄基二甲基铵，在-20℃条件下静止1个月不分层。

试验结果：见表1

表1氯化十二烷基苄基二甲基铵缓蚀效果试验

结果分析：

(1)甲酸钾水溶液的腐蚀性低于天然气井产出水的腐蚀性；

(2)甲酸钾水溶液添加氯化十二烷基苄基二甲基铵后的腐蚀性大幅降低，表明氯化十二烷基苄基二甲基铵能够有效降低甲酸钾水溶液的腐蚀性，缓蚀效果良好。

(3)天然气井产出水添加甲酸钾水溶液和氯化十二烷基苄基二甲基铵后的腐蚀性大幅降低，表明氯化十二烷基苄基二甲基铵能够有效降低天然气井产出水的腐蚀性，缓蚀效果良好。

实施例74

重复实施例57-72，其不同之处仅在于：所述防控剂中加入0.01wt％的胺盐型阳离子表面活性剂。

实施例75

重复实施例57-72，其不同之处仅在于：所述防控剂中加入0.1wt％的吡啶盐型阳离子表面活性剂。

实施例76

重复实施例57-72，其不同之处仅在于：所述防控剂中加入0.2wt％的聚氧乙烯烷基醇醚-8(代号JFC)。

实施例77

重复实施例57-72，其不同之处仅在于：所述防控剂中加入0.3wt％的聚氧乙烯烷基醇醚-8(代号FAE)。

实施例78

重复实施例57-72，其不同之处仅在于：所述防控剂中加入0.4wt％的聚氧乙烯烷基醇醚-10。

实施例79

重复实施例57-72，其不同之处仅在于：所述防控剂中加入0.5wt％的聚氧乙烯烷基醇醚-15。

实施例80

重复实施例57-72，其不同之处仅在于：所述防控剂中加入0.6wt％的聚氧乙烯烷基醇醚-20(代号平平加O-20)。

实施例81

重复实施例57-72，其不同之处仅在于：所述防控剂中加入0.7wt％的聚氧乙烯烷基醇醚-20(代号平平加SA-20)。

实施例82

重复实施例57-72，其不同之处仅在于：所述防控剂中加入0.8wt％的聚氧乙烯烷基醇醚-22。

实施例83

重复实施例57-72，其不同之处仅在于：所述防控剂中加入0.9wt％的聚氧乙烯-1，1-二烷基丙炔醇醚。

实施例84

重复实施例57-72，其不同之处仅在于：所述防控剂中加入1.0wt％的聚氧乙烯烷基苯酚醚-7。

实施例85

重复实施例57-72，其不同之处仅在于：所述防控剂中加入1.1wt％的聚氧乙烯辛基苯酚醚-10。

实施例86

重复实施例57-72，其不同之处仅在于：所述防控剂中加入1.2wt％的聚氧乙烯松香胺。

实施例87

重复实施例57-72，其不同之处仅在于：所述防控剂中加入1.3wt％的聚氧乙烯十八胺-7。

实施例88

重复实施例57-72，其不同之处仅在于：所述防控剂中加入1.4wt％的烷基磺酸钠。

实施例89

重复实施例57-72，其不同之处仅在于：所述防控剂中加入1.5wt％的烷基磺酸铵。

实施例90

重复实施例57-72，其不同之处仅在于：所述防控剂中加入1.6wt％的全氟烷基磺酸钠。

实施例91

重复实施例57-72，其不同之处仅在于：所述防控剂中加入1.7wt％的烷基苯磺酸钠。

实施例92

重复实施例57-72，其不同之处仅在于：所述防控剂中加入1.8wt％的烷基甲苯磺酸钠。

实施例93

重复实施例57-72，其不同之处仅在于：所述防控剂中加入1.9wt％的烷基二甲铵基乙酸内盐。

实施例94

重复实施例57-72，其不同之处仅在于：所述防控剂中加入5.0wt％的烷基铵基丙酸内盐。

实施例95

重复实施例57-72，其不同之处仅在于：所述防控剂中加入1.2wt％的烷基甲铵基丙酸内盐。

实施例96

重复实施例57-72，其不同之处仅在于：所述防控剂中加入1.4wt％的烷基二甲铵基丙酸内盐。

实施例97

重复实施例57-72，其不同之处仅在于：所述防控剂中加入1.6wt％的二(聚氧乙烯基)烷基氯化铵。

实施例98

重复实施例57-72，其不同之处仅在于：所述防控剂中加入1.8wt％的二(聚氧乙烯基)烷基甲基氯化铵。

实施例99

重复实施例1-98，其不同之处仅在于，用太阳能电池或蓄电池给加药设备提供电能。

显然，本发明的上述实施例仅仅是为清楚地说明本发明所作的举例，而并非是对本发明的实施方式的限定。对于所属领域的普通技术人员来说，在上述说明的基础上还可以做出其它不同形式的变化或变动。这里无法对所有的实施方式予以穷举。凡是属于本发明的技术方案所引伸出的显而易见的变化或变动仍处于本发明的保护范围之列。

Claims (37)

1.一种防止天然气水合物堵塞天然气流道的方法，其特征在于，包括如下步骤：用加药设备将防控剂加入天然气流道中，所述的防控剂是指有机酸盐的水溶液，所述的防控剂重量浓度为5～65％。

2.根据权利要求1所述的一种防止天然气水合物堵塞天然气流道的方法，其特征在于：所述的防控剂重量浓度为20～30％。

3.根据权利要求1所述的一种防止天然气水合物堵塞天然气流道的方法，其特征在于：所述的有机酸盐是指甲酸钾、乙酸钾、甲酸钠、乙酸钠、甲酸铷、乙酸铷、甲酸铯、乙酸铯中的任意一种或两种以上任意比例的混合物。

4.根据权利要求1所述的一种防止天然气水合物堵塞天然气流道的方法，其特征在于：所述防控剂的添加浓度始终小于其在环境中的饱和浓度。

5.根据权利要求1所述的一种防止天然气水合物堵塞天然气流道的方法，其特征在于：所述防控剂在环境中始终是液态。

6.根据权利要求1所述的一种防止天然气水合物堵塞天然气流道的方法，其特征在于：将所述防控剂加热成30～100℃的热液体，然后再加入天然气流道中。

7.根据权利要求1所述的一种防止天然气水合物堵塞天然气流道的方法，其特征在于：先将水溶性高分子物质制成固态药剂柱，再将固态药剂柱周期性加入天然气流道中，然后再将防控剂加入天然气流道中。

8.根据权利要求7所述的一种防止天然气水合物堵塞天然气流道的方法，其特征在于：所述水溶性高分子物质是下述原料中的一种或两种以上任意比例混配的混合物：聚乙烯吡咯烷酮，聚N-乙烯吡咯烷酮，聚N-乙烯吡咯烷酮的丁基衍生物，羟乙基纤维素，N-乙烯己内酰胺与N-乙烯吡咯烷酮共聚物，丙烯酰胺与顺丁烯二酰亚胺共聚物，N-乙烯己内酰胺与顺丁烯二酰亚胺共聚物，甲基丙烯酸甲酯、丙烯酸乙酯与异丙烯基噁唑啉共聚物，N-乙烯己内酰胺、N-乙烯吡咯烷酮与甲基丙烯酸二甲胺基-1，2-亚乙基酯共聚物，聚乙烯醇，阴离子聚丙烯酰胺或阳离子聚丙烯酰胺。

9.根据权利要求7所述的一种防止天然气水合物堵塞天然气流道的方法，其特征在于，所述固态药剂柱制成方法如下：将所述水溶性高分子物质混合均匀，加入清水，揉制成泥团状，置入模具中挤压成型，再连同模具在室温下自然硬化干燥至少2小时，从模具中取出药剂，在室温下自然硬化、干燥至少4小时，即可制成固体状药剂柱。

10.根据权利要求7所述的一种防止天然气水合物堵塞天然气流道的方法，其特征在于：先将水溶性高分子物质制成固态药剂柱，再将固态药剂柱周期性加入天然气井筒中，让其自然落入井筒底部，然后再将防控剂加入天然气流道中。

11.根据权利要求1所述的一种防止天然气水合物堵塞天然气流道的方法，其特征在于：将防控剂加入天然气井套管或/和油管内，使防控剂与套管或/和油管内天然气流或/和液态水混合，让防控剂在天然气流的携带下进入地面天然气管线中。

12.根据权利要求11所述的一种防止天然气水合物堵塞天然气流道的方法，其特征在于：在集中站点用固定加药设备将防控剂输入加药管线内，然后通过加药管线将防控剂加入天然气井套管或/和油管内。

13.根据权利要求11所述的一种防止天然气水合物堵塞天然气流道的方法，其特征在于：用移动式加药设备携带的加药泵和高压软管将防控剂加入天然气井套管或/和油管内，或者将防控剂加入井口或/和地面管线内。

14.根据权利要求1、11、12或13中任意所述的一种防止天然气水合物堵塞天然气流道的方法，其特征在于：用太阳能电池或蓄电池给加药设备提供电能。

15.根据权利要求11所述的一种防止天然气水合物堵塞天然气流道的方法，其特征在于：先将防控剂加入加药包内，让防控剂依靠自重自流滴加进天然气井套管或/和油管内。

16.根据权利要求1所述的一种防止天然气水合物堵塞天然气流道的方法，其特征在于：将防控剂加入节流前的天然气管线中，让防控剂与天然气管线中的天然气流或/和液态水混合，在天然气流的携带下进入节流元件。

17.根据权利要求1～16中任意所述的一种防止天然气水合物堵塞天然气流道的方法，其特征在于：所述防控剂中添加阳离子型表面活性剂、商品缓蚀剂的任意一种或两种以上任意比例混合而不产生化学反应的混合物。

18.根据权利要求17所述的一种防止天然气水合物堵塞天然气流道的方法，其特征在于：所述阳离子型表面活性剂是指胺盐型阳离子表面活性剂、季铵盐型阳离子表面活性剂或吡啶盐型阳离子表面活性剂。

19.根据权利要求17所述的一种防止天然气水合物堵塞天然气流道的方法，其特征在于：所述商品缓蚀剂是聚氧乙烯烷基醇醚-8、聚氧乙烯烷基醇醚-10、聚氧乙烯烷基醇醚-15、聚氧乙烯烷基醇醚-20、聚氧乙烯烷基醇醚-22、聚氧乙烯-1，1-二烷基丙炔醇醚、聚氧乙烯烷基苯酚醚-7、聚氧乙烯辛基苯酚醚-10、聚氧乙烯松香胺、聚氧乙烯十八胺-7中的任意一种或两种以上任意比例的混合物。

20.根据权利要求17所述的一种防止天然气水合物堵塞天然气流道的方法，其特征在于：所述商品缓蚀剂是烷基磺酸钠、烷基磺酸铵、全氟烷基磺酸钠、烷基苯磺酸钠、烷基甲苯磺酸钠中的任意一种或两种以上任意比例的混合物。

21.根据权利要求17所述的一种防止天然气水合物堵塞天然气流道的方法，其特征在于：所述商品缓蚀剂是烷基二甲铵基乙酸内盐、烷基铵基丙酸内盐、烷基甲铵基丙酸内盐、烷基二甲铵基丙酸内盐、二(聚氧乙烯基)烷基氯化铵、二(聚氧乙烯基)烷基甲基氯化铵中的任意一种或两种以上任意比例的混合物。

22.一种疏通天然气水合物堵塞天然气流道的方法，其特征在于，包括如下步骤：用加药设备将防控剂加入已经被天然气水合物堵塞的天然气流道中，让防控剂与天然气流道中的天然气水合物接触。

23.根据权利要求22所述的一种疏通天然气水合物堵塞天然气流道的方法，其特征在于：所述的防控剂重量浓度为20～70％。

24.根据权利要求23所述的一种疏通天然气水合物堵塞天然气流道的方法，其特征在于：所述的防控剂重量浓度为40～60％。

25.根据权利要求23所述的一种防止天然气水合物堵塞天然气流道的方法，其特征在于：所述的防控剂是有机酸盐的水溶液或有机酸盐的过饱和水溶液。

26.根据权利要求25所述的一种疏通天然气水合物堵塞天然气流道的方法，其特征在于：所述的有机酸盐是指甲酸钾、乙酸钾、甲酸钠、乙酸钠、甲酸铷、乙酸铷、甲酸铯、乙酸铯中的任意一种或两种以上任意比例的混合物。

27.根据权利要求22所述的一种疏通天然气水合物堵塞天然气流道的方法，其特征在于：将防控剂加热至30～100℃，然后加入到已经被天然气水合物堵塞的天然气流道中，让防控剂与天然气流道中的天然气水合物接触。

28.根据权利要求22所述的一种疏通天然气水合物堵塞天然气流道的方法，其特征在于：在集中站点用固定加药设备将防控剂输入加药管线内，然后通过加药管线将防控剂加入天然气井套管或/和油管内，让防控剂与天然气井套管或/和油管内的天然气水合物接触。

29.根据权利要求22所述的一种疏通天然气水合物堵塞天然气流道的方法，其特征在于：用移动式加药设备携带的加药泵和高压软管将防控剂加入天然气井套管或/和油管内，或者将防控剂加入井口或/和地面管线内，让防控剂与天然气井套管或/和油管内的天然气水合物接触，或者让防控剂与井口或/和地面管线内的天然气水合物接触。

30.根据权利要求22、28、29中任意所述的一种疏通天然气水合物堵塞天然气流道的方法，其特征在于：用太阳能电池或蓄电池给加药设备提供电能。

31.根据权利要求22所述的一种疏通天然气水合物堵塞天然气流道的方法，其特征在于：先将防控剂加入加药包内，让防控剂依靠自重自流滴加进天然气井套管或/和油管内，让防控剂与天然气井套管或/和油管内的天然气水合物接触。

32.根据权利要求22所述的一种疏通天然气水合物堵塞天然气流道的方法，其特征在于：将防控剂加入节流元件和/或天然气管线中，让防控剂与节流元件和/或天然气管线中的天然气水合物接触。

33.根据权利要求22所述的一种疏通天然气水合物堵塞天然气流道的方法，其特征在于：所述防控剂中添加0.01～5wt％的阳离子型表面活性剂、商品缓蚀剂中的一种或两种以上任意比例的混合物。

34.根据权利要求22所述的一种疏通天然气水合物堵塞天然气流道的方法，其特征在于：所述阳离子型表面活性剂是指胺盐型阳离子表面活性剂、季铵盐型阳离子表面活性剂或吡啶盐型阳离子表面活性剂。

35.根据权利要求22所述的一种疏通天然气水合物堵塞天然气流道的方法，其特征在于：所述商品缓蚀剂是聚氧乙烯烷基醇醚-8、聚氧乙烯烷基醇醚-10、聚氧乙烯烷基醇醚-15、聚氧乙烯烷基醇醚-20、聚氧乙烯烷基醇醚-22、聚氧乙烯-1，1-二烷基丙炔醇醚、聚氧乙烯烷基苯酚醚-7、聚氧乙烯辛基苯酚醚-10、聚氧乙烯松香胺、聚氧乙烯十八胺-7中的任意一种或两种以上任意比例的混合物。

36.根据权利要求22所述的一种疏通天然气水合物堵塞天然气流道的方法，其特征在于：所述商品缓蚀剂是烷基磺酸钠、烷基磺酸铵、全氟烷基磺酸钠、烷基苯磺酸钠、烷基甲苯磺酸钠中的任意一种或两种以上任意比例的混合物。

37.根据权利要求22所述的一种疏通天然气水合物堵塞天然气流道的方法，其特征在于：所述商品缓蚀剂是烷基二甲铵基乙酸内盐、烷基铵基丙酸内盐、烷基甲铵基丙酸内盐、烷基二甲铵基丙酸内盐、二(聚氧乙烯基)烷基氯化铵、二(聚氧乙烯基)烷基甲基氯化铵中的任意一种或两种以上任意比例的混合物。