CN102337110A - 一种水合物动力学抑制剂 - Google Patents

Abstract

本发明公开一种水合物动力学抑制剂，属油田化学技术领域，由酰胺类聚合物按一定配比组成，在矿化度为30000至40000mg/L的地层水中，最佳有效浓度为3%-5%；压力最高18MPa条件下，可使水合物生成温度降低至-14℃，诱导时间大于1000分钟；本发明药剂价格低廉，与气、液组分不发生化学反应；不增加气体和燃烧产物的毒性；不腐蚀设备和管道，完全溶于水，可降解、再生；具有低粘度和低蒸汽压，低凝固点的特点。

Description

一种水合物动力学抑制剂

技术领域

本发明涉及一种水合物动力学抑制剂，属油田化学技术领域，特别是油气田开发领域的一种水合物动力学抑制剂。

背景技术

天然气水合物，又称笼形包合物，是在一定条件（合适的温度、压力、气体饱和度、水的矿化度、PH值等）下由水和天然气组成的类冰的、非化学计量的、笼形结晶化合物。形成天然气水合物的主要气体为甲烷，对甲烷分子含量超过99%的天然气水合物通常称为甲烷水合物。天然气水合物多呈白色或浅灰色晶体，外貌类似冰雪，可以像酒精块一样被点燃，故也有人叫它为“可燃冰”、“气冰”。

天然气水合物是石油天然气开采、加工和运输过程中在一定温度和压力下天然气与液态水形成的冰雪状复合物。严重时，这些水合物能堵塞井筒、管线、阀门和设备，从而影响天然气的开采、集输和加工的正常运转。天然气水合物的防治是一个多年来困扰生产的问题，天然气水合物的防治也成为天然气开发中的一个突出问题。

为避免水合物堵塞采、输气管线系统，我国天然气开采行业普遍采用了在管线系统内伴注化学热力学抑制剂（甲醇、乙二醇、二甘醇、氨等），降低液体冰点的方法来避免水合物生成、以及溶解已生成水合物。气田主要采用的是甲醇，而甲醇是一种具有挥发性、剧毒的物质，加注工艺存在环境污染，对人员伤害等隐患。在气田开采过程中，甲醇用量较高，管理难度大，生产成本较高等问题。

目前国内一些研究机构也相继有一些无毒、低污染、高效的动力学抑制剂的研究，如专利CN101629071所述，中国科学院广州能源研究所研制的一种水合物抑制剂，该动力学抑制剂虽然有很多优点，但目前由于采用了进口药剂较甲醇等热力学抑制剂价格昂贵，目前在天然气开发行业并没有广泛推广采用，其使用效果多为室内试验结论，并没有经过实际验证。

发明内容

本发明的目的是为克服上述现有技术存在的不足，提供一种无毒、无污染、可降解、成本低廉的水合物动力学抑制剂。

本发明采用了如下技术方案：一种水合物动力学抑制剂，所述的水合物动力学抑制剂为酰胺类化合物的混合物。

所述的水合物动力学抑制剂为聚乙烯基已内酰胺和二羟基羧酸酰胺、烷氧基二羟基羧酸酰胺或一羟基羧酸酰胺的混合物。

所述二羟基羧酸酰胺为N，N-二甲基甲酰胺；所述烷氧基二羟基羧酸酰胺为2,6-二羟基苯甲酰胺；所述一羟基羧酸酰胺为α-羟基羧酸酰胺。

所述聚乙烯基已内酰胺的分子量为8000-10000。

所述聚乙烯基已内酰胺与二羟基羧酸酰胺、烷氧基二羟基羧酸酰胺或一羟基羧酸酰胺的质量比为1-4：1。

相对于体系中水的质量，酰胺类聚合物的混合物与水的质量比为3～5%。

相对于体系中水的质量，酰胺类聚合物的混合物与水的质量比为1～15%。

本发明的有益效果是，避免使用目前只能进口的昂贵药剂——聚乙烯砒咯烷酮，使用价格较低的聚乙烯基已内酰胺为抑制剂，药剂价格低廉；在矿化度为30000至40000mg/L的地层水中，最佳有效浓度最低为3%至5%；压力最高18MPa条件下，可使水合物生成温度，降低至-14℃，诱导时间大于1000分钟；与气、液组分不发生化学反应；不增加气体和燃烧产物的毒性；不腐蚀设备和管道，完全溶于水，可降解、再生；低粘度和低蒸汽压，低凝固点。

具体实施方式

下面结合实施例对本发明做进一步详细说明。

本发明的模拟装置主要包括一个高压反应釜、气泡发生器、液体循环回路、气体循环回路、进气管路、恒温室及温控装置。实验在恒温室中进行。试验使用射流器来模拟流体在节流条件下的水合物生成流体流态。反应釜内压力、温度，以及流过射流器的气体流速等参数可由计算机数据采集系统自动采集和存储。

试验模拟配置三组地层水、天然气流体；在模拟装置中，模拟的气井生产流程中的水合物生成条件，以考察本发明满足实际需求的最有效、最经济使用浓度范围。

气井流体的模拟配置

A地层水配制如下：氯化钠7611.258mg、氯化镁145.14mg、氯化钙3783.94mg、氯化锶451.41mg、碳酸氢钠1339.862mg，然后用蒸馏水稀释至1L，配得总矿化度为13331.605mg/L的硬水。

天然气组份如下：天然气的摩尔比例分别为甲烷94.937%、乙烷1.834%、丙烷0.319%、正丁烷0.058%、异丁烷0.057%、正戊烷0.030、异戊烷0.039、氮气2.219%、二氧化碳0.507%；

B地层水配制如下：氯化钠13761.901mg、氯化镁617.87mg、氯化钙10849.65mg、氯化锶1724.657mg、碳酸氢钠1624.53mg、氯化钡1060.87mg，然后用蒸馏水稀释至1L，配得总矿化度为29639.478mg/L的硬水。

天然气组份如下：天然气的摩尔比例分别为甲烷90.668%、乙烷3.750%、丙烷1.422%、正丁烷0.316%、异丁烷0.312%、正戊烷0.079%、异戊烷0.142%、氮气2.876%、二氧化碳0.435%；

C地层水配制如下：氯化钠20098.56mg、氯化镁660.46mg、氯化钙17930.5mg、氯化锶3243.82mg、碳酸氢钠787.12mg，然后用蒸馏水稀释至1L，配得总矿化度为42720.46mg/L的硬水。

天然气组份如下：天然气的摩尔比例分别为甲烷87.53%、乙烷5.789%、丙烷1.323%、正丁烷0.256%、异丁烷0.217%、正戊烷0.065%、异戊烷0.108%、氮气3.466%、二氧化碳1.244%；

实施例一：将A组地层水与质量配比为1:1的聚乙烯基已内酰胺和N，N-二甲基甲酰胺的混合物装入模拟装置的反应釜，将该组模拟天然气通入气体循环回路，系统压力升高到一定试验压力，模拟出气井生产系统中的流体状态，得出酰胺类聚合物的混合物与水的质量比在0%～15%浓度下，在1000分钟以上抑制水合物生成的最低温度。本实施例所采用的聚乙烯基已内酰胺的分子量为10000。

实施例二：在上述模拟装置中加入B组地层水和质量配比为2.5:1的聚乙烯基已内酰胺与2,6-二羟基苯甲酰胺的混合物，聚乙烯基已内酰胺的分子量为9000，其他步骤与实施例一相同。

实施例三：在上述模拟装置中加入C组地层水和质量配比为4:1聚乙烯基已内酰胺与α-羟基羧酸酰胺的混合物，聚乙烯基已内酰胺的分子量为8000，其他步骤与实施例一相同。

测试结果如下表所示

上述实施例表明，本发明在酰胺类聚合物的混合物与水的质量比为1%～15%的情况下，均有抑制水合物生成的效果，效果最佳且最经济浓度范围为3%～5%。 

Claims (9)

1.一种水合物动力学抑制剂，其特征是：所述的水合物动力学抑制剂为酰胺类化合物的混合物。

2.根据权利要求1所述的水合物动力学抑制剂，其特征是：所述的水合物动力学抑制剂为聚乙烯基已内酰胺和二羟基羧酸酰胺、烷氧基二羟基羧酸酰胺或一羟基羧酸酰胺的混合物。

3.根据权利要求2所述的水合物动力学抑制剂，其特征是：所述二羟基羧酸酰胺为N，N-二甲基甲酰胺；所述烷氧基二羟基羧酸酰胺为2,6-二羟基苯甲酰胺；所述一羟基羧酸酰胺为α-羟基羧酸酰胺。

4.根据权利要求2所述的水合物动力学抑制剂，其特征是：所述聚乙烯基已内酰胺的分子量为8000-10000。

5.根据权利要求2-4任一项所述的水合物动力学抑制剂，其特征是：所述聚乙烯基已内酰胺与二羟基羧酸酰胺、烷氧基二羟基羧酸酰胺或一羟基羧酸酰胺的质量比为1-4：1。

6.根据权利要求1-4任一项所述的水合物动力学抑制剂，其特征是：相对于体系中水的质量，酰胺类聚合物的混合物与水的质量比为3～5%。

7.根据权利要求1-4任一项所述的水合物动力学抑制剂，其特征是：相对于体系中水的质量，酰胺类聚合物的混合物与水的质量比为1～15%。

8.根据权利要求5所述的水合物动力学抑制剂，其特征是：相对于体系中水的质量，酰胺类聚合物的混合物与水的质量比为3～5%。

9.根据权利要求5所述的水合物动力学抑制剂，其特征是：相对于体系中水的质量，酰胺类聚合物的混合物与水的质量比为1～15%。