进液口 2，吸入配好的溶液到蓝宝石反应釜6内，之后关闭阀门V4。
[0034] (5)为排除釜内空气，打开阀门V1、V5和V9,从手动增压栗12增压后的实验气体，通 过气体缓冲罐9,进入反应釜6中；然后打开阀门V2,抽真空，如此反复3次，最后通入小于 0.5MPa的实验气体，保证釜内正压且没有达到水合物生成的条件。
[0035] (6)在室温298 · 15K下，通入实验气体至实验所需压力7 · OMPa，关闭阀门VI。当蓝宝 石反应釜6内温度压力稳定后，启动空气浴1，按每小时1°C对反应釜逐步降温。
[0036] (7)开动磁力搅拌器8，模拟流体扰动环境，设定搅拌速率500r/min。反应一段时间 后，水合物开始生成，温度陡增，压力急剧下降。
[0037] (8)观察蓝宝石反应釜6内水合物形态，记录蓝宝石反应釜6中的压力温度变化情 况，对比不同抑制剂水溶液体系下水合物生成时间。
[0038] 本实施例中油水体系由3mL去离子水和12mL的0#柴油组成，即含水率为20% (以水 和油的体积之和为基准计算）。
[0039] 将复配抑制剂应用于以上所述油水体系中。抑制剂的添加量均为所述油水体系中 水量的质量分数。
[0040] 实验用天然气气体组分为92 · 37 %CH4+3 · 98%C2H6+0 · 85 %C3H8+0 · 13 % i-C4Hi〇+ 0 · 15 %n-C4Hi〇+0 · 06 % i-C5Hi2+0 · 03%n-C5Hi2+l · 36 %C〇2+l · 08 %N2混合气。在本发明中，烷 基咪唑类离子液体质量浓度和阻聚剂质量浓度均相对于水的使用浓度而言。
[0041 ] 实施例1
[0042] 将质量浓度0.5wt% 1-乙基-3-甲基咪唑四氟硼酸盐（[Emim] [BF4])和0.5wt%失 水山梨醇油酸酯（Span80)复合水合物抑制剂水溶液加入反应釜中，实验压力7. OMPa，实验 步骤同上，结果表明，该体系下过冷度12.8K，水合物生成诱导时间为lOOmin，水合物最终呈 均匀浆状。
[0043] 实施例2
[0044] 将质量浓度lwt% 1-乙基-3-甲基咪唑四氟硼酸盐（[Emim] [BF4])和3wt%失水山 梨醇油酸酯（Span80)复合水合物抑制剂水溶液加入反应釜中，实验压力7.OMPa，实验步骤 同上，结果表明，该体系下过冷度17.2K，水合物生成诱导时间为150min，水合物最终呈均匀 浆状。
[0045] 对比例1
[0046] 将质量浓度lwt%l-乙基-3-甲基咪唑四氟硼酸盐（[Emim][BF4])溶液加入反应釜 中，实验压力7 · OMPa，实验步骤同上。
[0047] 实施例1和2与对比例1比较，对比例1在过冷度10.5K，15min时体系中生成水合物， 水合物形成后最终会在液面处和蓝宝石釜底结块堵塞。说明加入阻聚剂后，生成的水合物 更不容易发生凝结，实施例1和2对水合物的生成抑制效果有所增强。
[0048] 对比例2
[0049]将质量浓度3wt%失水山梨醇油酸酯（SpanSO)水溶液加入反应釜中，实验压力 7. OMPa，实验温度275.15K，实验步骤同上。
[0050] 实施例1和2与对比例2比较，对比例2在过冷度11.5K，28min时体系中生成水合物， 水合物形成后最终会在液面处和蓝宝石釜底结块堵塞。说明在相同条件下，加入1-乙基-3-甲基咪唑四氟硼酸盐后，阻聚剂所能承受的过冷度更大，水合物生成诱导时间延长，生成量 减少，更不容易发生凝结，实施例1和2对水合物的生成有很强抑制效果。
[0051 ] 实施例3
[0052] 将质量浓度0.5wt % 1-乙基-3-甲基咪唑四氟硼酸盐（[Emim] [BF4])和0.5wt %山 梨醇三硬脂酸酯(Span65)复合水合物抑制剂加入反应釜中，实验步骤同上，结果表明，该体 系下过冷度1 IK，水合物生成诱导时间为55min，水合物最终呈均匀楽:状。
[0053] 实施例4
[0054] 将质量浓度lwt % 1-乙基-3-甲基咪唑四氟硼酸盐（[Emim] [BF4])和3wt %山梨醇 三硬脂酸酯（Span65)复合水合物抑制剂加入反应釜中，实验压力7. OMPa，实验步骤同上，结 果表明，该体系下过冷度14K，水合物生成诱导时间为75min，水合物最终呈均匀浆状。
[0055] 对比例3
[0056] 将质量浓度3wt%失水山梨醇油酸酯（Span65)水溶液加入反应釜中，实验压力 7. OMPa，实验步骤同上。
[0057] 实施例3和4与对比例3比较，对比例3在过冷度10K，17min时体系中生成水合物，水 合物形成后最终会在液面处和蓝宝石釜底结块堵塞。说明在相同条件下，加入1-乙基-3-甲 基咪唑四氟硼酸盐后，阻聚剂所能承受的过冷度更大，水合物生成诱导时间延长，生成量减 少，更不容易发生凝结，实施例3和4对水合物的生成有很强抑制效果。
[0058] 实施例5
[0059] 将质量浓度0.5wt % 1-乙基-3-甲基咪唑四氟硼酸盐（[Emim] [BF4])和0.5wt %单 硬脂酸甘油酯(Monostearin)复合水合物抑制剂水溶液加入反应爸中，实验压力7.OMPa，实 验步骤同上，结果表明，该体系下过冷度11.5K，水合物生成诱导时间为45min，水合物最终 呈均匀浆状。
[0060] 实施例6
[0061 ] 将质量浓度lwt % 1-乙基-3-甲基咪唑四氟硼酸盐（[Emim] [BF4])和3wt %单硬脂 酸甘油酯(Monostearin)复合水合物抑制剂水溶液加入反应爸中，实验压力7.OMPa，实验步 骤同上，结果表明，该体系下过冷度13.5K，水合物生成诱导时间为97min，水合物最终呈均 匀浆状。
[0062] 对比例4
[0063] 将质量浓度3wt%甘油单硬脂酸酯(Monostearin)水溶液加入反应爸中，实验压力 7. OMPa，实验步骤同上。
[0064] 实施例5和6与对比例4比较，对比例4在过冷度10.8K，22min时体系中生成水合物， 水合物形成后最终会在液面处和蓝宝石釜底结块堵塞。说明在相同条件下，加入1-乙基-3-甲基咪唑四氟硼酸盐后，阻聚剂所能承受的过冷度更大，水合物生成诱导时间延长，生成量 减少，更不容易发生凝结，实施例5和6对水合物的生成有很强抑制效果。
[0065] 上列详细说明是针对本发明可行实施例的具体说明，该实施例并非用以限制本发 明的专利范围，凡未脱离本发明所为的等效实施或变更，均应包含于本案的专利保护范围 中。
【主权项】
1. 一种深水油田开发用水合物抑制剂，其特征在于，包括烷基咪挫类离子液体和阻聚 剂，所述烷基咪挫类离子液体的结构式为：其中：烷基取代基化为乙基、R3为甲基，R2、R4、Rs均为H; X可四氣棚酸根。2. 根据权利要求1所述的深水油田开发用水合物抑制剂，其特征在于，所述烷基咪挫类 离子液体为1-乙基-3-甲基咪挫四氣棚酸盐。3. 根据权利要求1或2所述的深水油田开发用水合物抑制剂，其特征在于，所述阻聚剂 选自失水山梨醇油酸醋、山梨醇S硬脂酸醋、单硬脂酸甘油醋中的一种。4. 根据权利要求1或2所述的深水油田开发用水合物抑制剂，其特征在于，所述咪挫类 离子液体的质量浓度为0.5~1 %。5. 根据权利要求1或2所述的深水油田开发用水合物抑制剂，其特征在于，所述阻聚剂 的质量浓度为0.5~3 %。6. 根据权利要求1或2所述的深水油田开发用水合物抑制剂在油水体系或油水气中的 应用。7. 根据权利要求6所述的深水油田开发用水合物抑制剂在油水体系或油水气中的应 用，其特征在于，所述深水油田开发用水合物抑制剂质量浓度为1~4%。
【专利摘要】本发明涉及一种增强型复合天然气水合物抑制剂，包括烷基咪唑类离子液体和阻聚剂，所述烷基咪唑类离子液体的结构式为：其中：烷基取代基R1为乙基、R3为甲基，R2、R4、R5均为H；X-为四氟硼酸根。本发明提出的深水油气田开发用低用量水合物抑制剂，可在油水体系或油水气体系高过冷度下，有效抑制水合物成核；生成的水合物呈现均匀稳定的浆状，不会发生水合物聚集现象。
【IPC分类】F17D1/17, C09K8/528, C09K8/524
【公开号】CN105505358
【申请号】CN201511025761
【发明人】龙臻, 何勇, 梁德青, 周雪冰
【申请人】中国科学院广州能源研究所
【公开日】2016年4月20日
【申请日】2015年12月29日