一种抑制水合物浆液分解过程聚并的方法与流程

本发明涉及天然气安全储运，具体涉及一种抑制水合物浆液分解过程聚并的方法。

背景技术：

1、随着经济发展，全球能源需求量不断增大、目前，全球天然气需求量的增长速度已高于石油和煤炭等常规能源。常规的cng、lng及管道输送方式存在输送压力高、储气温度低及投资成本高等缺点。水合物法气体储运技术作为新兴的天然气储运方法，由于1体积水合物能储存180体积天然气、水合物储运所需的压力远低于cng、以及水合物不易爆炸的特性，水合物法储运天然气技术具有巨大的应用前景，但水合物生成速率慢和实际储气密度低的缺点严重制约了水合物技术的现场应用。

2、基于油水乳液的水合物浆液储气技术是近年来学术界和工业界逐渐重视的储气新技术。油水乳液是在乳化剂的作用下将油或水分散在另一相中形成的相对稳定的混合物，由于水相以小液滴形式分散在油相中，导致气液接触面积增大，提高了水合物的生成速率，并显著增加天然气储气量，同时，由于生成的固态水合物颗粒在水合物阻聚剂的作用下可均匀分散于油相中，从而形成颗粒稳定、流动性良好的水合物浆液体系；在将水合物浆液转移至目的地后，通过升温分解的方式可快速回收储存的天然气。但该技术在实际研究中发现，水合物浆液在快速升温分解过程中，由于水合物分解速率较快，难以有效控制，从而极易发生分解过程中颗粒聚并而引发的堵塞情况，进而影响天然气的回收利用及该技术的安全应用。因此，如何在保证水合物浆液高储气量的同时，通过适宜的物理或化学方式有效调控水合物分解速率，避免分解过程中颗粒间的聚并行为，而有关该方面的研究则鲜有报道。

技术实现思路

1、本发明的目的是为了克服现有技术存在的通常采用快速升温方式导致水合物浆液分解过程难以控制，极易发生颗粒聚并引发的体系堵塞，导致储存的天然气无法有效回收利用的问题，提供一种抑制水合物浆液分解过程聚并的方法，该方法通过加注水合物分解稳定剂和阶段性升温方式对水合物浆液的分解过程进行有效调控，抑制水合物快速分解导致的颗粒聚并行为，进而避免引发堵塞情况。

2、为了实现上述目的，本发明提供一种抑制水合物浆液分解过程聚并的方法，该方法包括以下步骤：

3、(1)将水合物分解稳定剂加入水合物浆液体系中，搅拌；

4、(2)升温至体系压力对应的水合物相平衡温度以下1～2k进行第一阶段分解；

5、(3)升温至体系压力对应的水合物相平衡温度以上0.5～1k进行第二阶段分解；

6、(4)将体系温度继续升高1.8～2.2k进行第三阶段分解；

7、(5)将体系温度继续升高2.8～3.2k进行第四阶段分解；

8、(6)将体系温度升温至298k以上将水合物分解完全。

9、优选地，所述水合物分解稳定剂含有烷基糖苷类化合物和海藻酸类化合物。

10、更优选地，所述烷基糖苷类化合物选自葡糖苷、十二烷基葡糖苷、十二烷基麦芽糖苷、十二烷基吡喃葡萄糖苷和辛基吡喃葡萄糖苷中的一种或两种以上。

11、更优选地，所述海藻酸类化合物选自海藻酸、海藻酸钠、海藻酸钙、海藻酸镁和甲基丙烯酰化海藻酸钠中的一种或两种以上。

12、优选地，所述烷基糖苷类化合物与所述海藻酸类化合物的重量比为1：0.1～10，更优选为1：0.2～5，进一步优选为1：0.2～2。

13、优选地，所述水合物浆液由油水体系与气体进行反应生成。

14、优选地，生成所述水合物浆液的条件包括：温度为273.2～283.2k，压力为0～10mpa。

15、优选地，油水体系中含有水合物阻聚剂、水和正辛烷。

16、优选地，油水体系中含水率≤20体积％。

17、优选地，油水体系中水合物阻聚剂的含量为0.8～1.5重量％。

18、更优选地，所述阻聚剂为表面活性剂，更优选为非离子表面活性剂。

19、优选地，所述水合物分解稳定剂的用量为油水体系中水的用量的0.05～1重量％，优选为0.3～0.8重量％。

20、优选地，在步骤(1)中，所述搅拌时间≥1小时，更优选为1.5～3小时。

21、优选地，步骤(2)和步骤(3)中所述体系压力4300～4600kpa。

22、优选地，所述水合物相平衡温度采用chen-guo水合物相平衡模型计算。

23、优选地，在步骤(2)中，所述升温的升温速率为3～5k/h。

24、优选地，在步骤(2)中，所述第一阶段分解的时间≥1小时，更优选为1.5～2小时。

25、优选地，在步骤(3)中，所述升温的升温速率为0.5～1k/h。

26、优选地，在步骤(3)中，所述第二阶段分解的时间≥2小时，更优选为2.5～4小时。

27、优选地，在步骤(4)中，所述升温的升温速率为0.5～1k/h。

28、优选地，在步骤(4)中，所述第三阶段分解的时间≥3小时，更优选为3.5～5小时。

29、优选地，在步骤(5)中，所述升温的升温速率为1～2k/h。

30、优选地，在步骤(5)中，所述第四阶段分解的时间≥3小时，更优选为3.5～5小时。

31、优选地，在步骤(6)中，所述升温速率可以为10～20k/h。

32、优选地，所述水合物浆液中水合物颗粒的平均粒径为10～20μm，优选为15～17μm。

33、本发明提供了一种抑制水合物浆液分解过程聚并的新方法，旨在解决水合物浆液在快速升温分解过程中水合物分解速率过快，导致颗粒发生严重聚并，从而引发管道的堵塞问题，为丰富浆态水合物法储气技术理论及工业化应用提供新思路，对水合物法储气新技术工业化应用具有重要意义。

34、在具体技术方案中，通过所述水合物分解稳定剂与阶段性升温方式分解的配合，可实现对水合物浆液分解过程的有效调控，未发生颗粒间的二次聚并，保证储存天然气的安全高效回收。在优选情况下，所述水合物分解稳定剂由环保型生物表面活性剂复配组成。所述的阶段性升温方式通过阶段性升高分解温度来减缓水合物分解速率，从而控制由快速升温导致大量水合物分解而引发的颗粒聚并。

技术特征：

1.一种抑制水合物浆液分解过程聚并的方法，其特征在于，该方法包括以下步骤：

2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述水合物分解稳定剂含有烷基糖苷类化合物和海藻酸类化合物；

3.根据权利要求1或2所述的方法，其特征在于，所述烷基糖苷类化合物与所述海藻酸类化合物的重量比为1：0.1～10，优选为1：0.2～5，更优选为1：0.2～2。

4.根据权利要求1-3中任意一项所述的方法，其特征在于，所述水合物浆液由油水体系与气体进行反应生成。

5.根据权利要求1-4中任意一项所述的方法，其特征在于，生成所述水合物浆液的条件包括：温度为273.2～283.2k，压力为0～10mpa。

6.根据权利要求1-5中任意一项所述的方法，其特征在于，油水体系中含有水合物阻聚剂、水和正辛烷；

7.根据权利要求1-6中任意一项所述的方法，其特征在于，所述水合物分解稳定剂的用量为油水体系中水的用量的0.05～1重量％，优选为0.3～0.8重量％。

8.根据权利要求1-7中任意一项所述的方法，其特征在于，在步骤(1)中，所述搅拌时间≥1小时，优选为1.5～3小时。

9.根据权利要求1-8中任意一项所述的方法，其特征在于，步骤(2)和步骤(3)中所述体系压力4300～4600kpa；

10.根据权利要求1-9中任意一项所述的方法，其特征在于，在步骤(2)中，所述升温的升温速率为3～5k/h；

11.根据权利要求1-10中任意一项所述的方法，其特征在于，在步骤(3)中，所述升温的升温速率为0.5～1k/h；

12.根据权利要求1-11中任意一项所述的方法，其特征在于，在步骤(4)中，所述升温的升温速率为0.5～1k/h；

13.根据权利要求1-12中任意一项所述的方法，其特征在于，在步骤(5)中，所述升温的升温速率为1～2k/h；

14.根据权利要求1-13中任意一项所述的方法，其特征在于，在步骤(6)中，所述升温速率可以为10～20k/h。

15.根据权利要求1-14中任意一项所述的方法，其特征在于，所述水合物浆液中水合物颗粒的平均粒径为10～20μm，优选为15～17μm。

技术总结本发明涉及天然气安全储运技术领域领域，公开了一种抑制水合物浆液分解过程聚并的方法。该方法包括：(1)将水合物分解稳定剂加入水合物浆液体系中，搅拌；(2)升温至体系压力对应的水合物相平衡温度以下1～2K进行第一阶段分解；(3)升温至体系压力对应的水合物相平衡温度以上0.5～1K进行第二阶段分解；(4)将体系温度升高1.8～2.2K进行第三阶段分解；(5)将体系温度升高2.8～3.2K进行第四阶段分解；(6)将体系温度升温至298K以上将水合物分解完全。该方法通过加注水合物分解稳定剂和阶段性升温方式对水合物浆液的分解过程进行有效调控，抑制水合物快速分解导致的颗粒聚并行为，进而避免引发堵塞情况。技术研发人员：闫柯乐,任悦萌,靳彦欣,高凯歌,卢书彤,傅建斌,赵超杰受保护的技术使用者：中国石油化工股份有限公司技术研发日：技术公布日：2024/4/17