低剂量抑制剂Inhibex501存在下的甲烷水合物相平衡研究

含动力学抑制剂的天然气水合物相平衡研究对新型低剂量抑制剂的开发具有指导作用。在283.6 ~ 290.9 K和7.51 MPa ~ 15.97 MPa的温压范围内研究了抑制剂Inhibex501及其溶剂2-乙二醇单丁醚对甲烷水合物相平衡条件的影响。实验结果显示，0.5wt%和2.0wt%浓度的Inhibex501对甲烷水合物形成的热力学条件具有促进作用，能使甲烷水合物形成移向更高的温度或者更低的压力，而2-乙二醇单丁醚在浓度0.2wt% ~ 1.0wt%范围几乎不改变甲烷水合物形成的热力学条件，N-乙烯基己内酰胺与N-乙烯基吡咯烷酮的共聚物对水合物形成热力学条件的改变起主要作用。     

聚乙烯吡咯烷酮对钻井液水合物抑制性能的影响研究

随着全球油气钻探由海洋浅水区向深水区发展,深水油气钻探中水合物的防治研究也得到了日益重视。聚乙烯吡咯烷酮作为一种非常成熟的水合物动力学抑制剂,被广泛应用于油气生产运输中。向应用于某浅水油气田的钻井液中添加0.5wt%、1.0wt%和2.0wt%的聚乙烯吡咯烷酮,首先对其低温常规性能进行实验评价。结果表明,0.5wt%和1.0wt%的聚乙烯吡咯烷酮的加入对钻井液的流变性能不会产生明显影响,2.0wt%的聚乙烯吡咯烷酮加入会影响钻井液的流变性能而导致钻井液无法满足钻井需求;随后在4℃、6 MPa ~ 10 MPa条件下,利用1.2 L定容反应釜,通过观察温度和压力的变化,研究了0.5wt%和1.0wt%聚乙烯吡咯烷酮加入后对钻井液中水合物形成的影响,研究结果表明：当温度为4℃、进气压力在6 MPa ~ 10 MPa时,进气后500 min内聚乙烯吡咯烷酮对钻井液中的水合物形成具有一定的抑制作用,浓度越高抑制效果越明显,但聚乙烯吡咯烷酮的加入不能完全抑制水合物的生成。     

聚乙烯吡咯烷酮抑制水合物生成研究

对聚乙烯吡咯烷酮（PVP）在4 ℃、8.27 MPa附近压力下对天然气水合物的抑制性能进行了实验，结果表明， PVP可以明显抑制水合物的生成，但不同分子量段的PVP有着不同的抑制效果：PVPK17因为分子量太小，几乎没有抑制作用；PVPK30有一定的抑制作用；而PVPK90则有着很好的抑制效果，能在实验条件下抑制1200 min没有水合物的生成。另外发现，不同浓度的PVP对天然气水合物的抑制效果也不相同：对于PVPK30，1%浓度比0.5%浓度的抑制效果好；而对于PVPK90，则1%浓度的抑制效果比0.5%和2%浓度的要好。     

水基钻井液中天然气水合物形成的研究进展

依据水基钻井液中天然气水合物生成的相关研究,结合理论与实践,介绍了一些钻井液处理剂对水合物生成的影响,重点概述了水基钻井液对天然气水合物生成的抑制效应,并简要说明了水合物抑制剂在钻井液中应用的相关研究。     

玻璃珠表面上冰生成天然气水合物过程研究

在温度0-、3-、5-、10℃,初始压力5MPa的条件下,采用降压法研究了直径分别为2、3、4mm的玻璃珠表面上冰生成天然气水合物的过程,结果表明在同一温度下,随着玻璃珠表面冰量的增加反应时间变长,转化率下降。在玻璃珠粒径相同时,随着温度的降低反应时间变长,转化率下降。提出了宏观的敛核生成动力学模型,计算了天然气水合物生成的活化能△E=84.16kJ/mol。     

陕北某气田天然气水合物形成条件实验研究

利用可视化高压流体测试装置对陕北某气田天然气在-11～20℃的温度范围内水合物的形成条件进行了测定。实验结果表明压力的对数lgP与温度t呈线性关系，在-11～-1．8℃和1．8～20℃范围其斜率不同。另外还比较了气田试产井采出水和纯水2个体系的天然气水合物生成条件，结果显示含盐溶液水舍物生成的温度降可用冰点降来确定，同时给出了该气田天然气水合物形成条件的计算方法。     

CH3COONa·3H2O相变蓄热性能研究

以三水醋酸钠(CH3COONa·3H2O)为蓄热基质,通过大量实验,遴选合适的抗沉淀剂和成核剂.配成相变温度约55"(2、过冷度小于2℃的蓄热材料.对该材料的蓄热性能进行研究表明,该材料相变热可达238J/g,导热系数为1.072W/m·K(30℃时),可用于空调冷凝热回收系统.     

A型分子筛对甲烷水合物生成的影响

The porous medium has an important effect on hydrate formation. In this paper, the formation process and the gas storage capacity of the methane hydrate were investigated with A-type zeolite and Sodium Dodecyl Sulfate (SDS) existing in the system. The results show that A-type zeolite can influence methane hydrate formation. At the temperature of 273.5 K and pressure of 8.3 MPa, the distilled water with A-type zeolite can form methane hydrate with gaseous methane in 12 hours. The formation process of the system with A-type zeolite was quite steady and the amount of A-type zeolite can influence the gas storage capacity significantly. The adding of A-type zeolite with 0.067 g•(g water)－1 into 2×10－3 g•g－1 SDS-water solution can increase the gas storage capacity, and the maxi-mum increase rate was 31%. Simultaneously the promotion effect on hydrate formation of 3A-type zeolite is much more obvious than that of 5A-type zeolite when the water adding amounts are 0.033 g•g－1 and 0.067 g•g－1 at the experimental conditions.     

4Cr13量具钢残余应力测定分析

从尺寸稳定性着手,针对4Cr13马氏体不锈钢200℃回火20小时、120℃回火70小时、振动时效三种时效处理工艺,用X射线衍射测量分析其表面残余应力的分布情况。结果表明,从消除残余应力的角度看,热时效比振动时效具有显著的效果,200℃回火20小时工艺较120℃回火70小时工艺具有显著的效果。     

组合型抑制剂对天然气水合物生成过程的影响

在高压搅拌式定容反应釜中研究了低剂量组合型抑制剂GHCI2(聚乙烯吡咯烷酮(PVP)、聚醚胺、乙二醇丁醚按质量比1∶1∶1组合而成)对天然气水合物生成过程的影响,并与动力学抑制剂PVP进行了比较;同时考察了GHCI2含量和过冷度对其抑制效果的影响,并对GHCI2的抑制机理进行了分析。实验结果表明,添加质量分数0.50%的GHCI2和PVP后,水合物生成的抑制时间分别为8 800min和1 100min,GHCI2的抑制效果明显优于PVP。在GHCI2质量分数为0.20%～2.00%时,抑制效果随GHCI2含量的增加呈先增强后减弱的趋势,GHCI2质量分数为0.75%时,抑制效果最好;过冷度越大,水合物生成的抑制时间越短。