Gas hydrates formed in the conditions of high pressure and low temperature in deep sea and in the process of oil and gas transportation, natural gas hydrate (NGH) will seriously affect the safety of drilling and completion operations and marine equipment, and threaten the safety of drilling platform. How to prevent hydrate formation in the process of oil and gas production and transportation has become an urgent problem for the oil and gas industry. For this reason, in view of the formation of NGH in the process of drilling and producing marine NGH, the phase equilibrium calculation research of NGH formation was carried out, the mathematical model of gas hydrate formation phase equilibrium condition was established, and the experimental research on NGH formation was carried out through adding different thermodynamic inhibitors. The experimental phenomena show that, firstly, the stirring speed has little effect on the inhibition of hydrate formation. Secondly, when the pressure is 10MPa and the inhibitor concentration is 1%, 3%, 5% and 7% respectively, the supercooling degree of hydrate formation is 1.81 ℃, 8.89 ℃, 11.09 ℃ and 9.39 ℃, respectively. Thirdly, when the concentration of inhibitor is 1%, 3%, 5% and 7%, the induction time of hydrate formation is 10328 s, 14231s, 19576s and 24800s, respectively. As the polymer molecules in the inhibitor reduce the activity of water in the system and fill the cavity structure of the hydrate, they reduce the generation capacity of NGH and break the original phase equilibrium conditions when NGH is generated, thus forming NGH at lower temperature or higher pressure.

中文翻译：

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热力学抑制剂形成天然气水合物的实验研究

深海高压低温条件下形成的天然气水合物和油气输送过程中，天然气水合物（NGH）将严重影响钻井、完井作业和海洋设备的安全，威胁着海洋石油的安全。钻井平台。如何防止油气生产和运输过程中形成水合物已成为油气行业亟待解决的问题。为此，针对海相天然气水合物钻采过程中天然气水合物的形成，开展天然气水合物地层相平衡计算研究，建立天然气水合物地层相平衡条件数学模型，并进行了实验研究。 NGH的形成是通过添加不同的热力学抑制剂来进行的。实验现象表明，首先，搅拌速度对水合物形成的抑制作用不大。其次，当压力为10MPa，抑制剂浓度分别为1%、3%、5%和7%时，水合物生成过冷度分别为1.81℃、8.89℃、11.09℃和9.39℃。第三，当抑制剂浓度为1%、3%、5%和7%时，水合物形成的诱导时间分别为10328s、14231s、19576s和24800s。由于抑制剂中的聚合物分子降低了体系中水的活性并填充了水合物的空腔结构，从而降低了NGH的生成能力，破坏了生成NGH时的原始相平衡条件，从而在较低温度或更高的压力。搅拌速度对抑制水合物形成的影响不大。其次，当压力为10MPa，抑制剂浓度分别为1%、3%、5%和7%时，水合物生成过冷度分别为1.81℃、8.89℃、11.09℃和9.39℃。第三，当抑制剂浓度为1%、3%、5%和7%时，水合物形成的诱导时间分别为10328s、14231s、19576s和24800s。由于抑制剂中的聚合物分子降低了体系中水的活性并填充了水合物的空腔结构，从而降低了NGH的生成能力，破坏了生成NGH时的原始相平衡条件，从而在较低温度或更高的压力。搅拌速度对抑制水合物形成的影响不大。其次，当压力为10MPa，抑制剂浓度分别为1%、3%、5%和7%时，水合物生成过冷度分别为1.81℃、8.89℃、11.09℃和9.39℃。第三，当抑制剂浓度为1%、3%、5%和7%时，水合物形成的诱导时间分别为10328s、14231s、19576s和24800s。由于抑制剂中的聚合物分子降低了体系中水的活性并填充了水合物的空腔结构，从而降低了NGH的生成能力，破坏了生成NGH时的原始相平衡条件，从而在较低温度或更高的压力。3%、5%和7%时，水合物形成的过冷度分别为1.81℃、8.89℃、11.09℃和9.39℃。第三，当抑制剂浓度为1%、3%、5%和7%时，水合物形成的诱导时间分别为10328s、14231s、19576s和24800s。由于抑制剂中的聚合物分子降低了体系中水的活性并填充了水合物的空腔结构，从而降低了NGH的生成能力，破坏了生成NGH时的原始相平衡条件，从而在较低温度或更高的压力。3%、5%和7%时，水合物形成的过冷度分别为1.81℃、8.89℃、11.09℃和9.39℃。第三，当抑制剂浓度为1%、3%、5%和7%时，水合物形成的诱导时间分别为10328s、14231s、19576s和24800s。由于抑制剂中的聚合物分子降低了体系中水的活性并填充了水合物的空腔结构，从而降低了NGH的生成能力，破坏了生成NGH时的原始相平衡条件，从而在较低温度或更高的压力。分别为 19576 和 24800。由于抑制剂中的聚合物分子降低了体系中水的活性并填充了水合物的空腔结构，从而降低了NGH的生成能力，破坏了生成NGH时的原始相平衡条件，从而在较低温度或更高的压力。分别为 19576 和 24800。由于抑制剂中的聚合物分子降低了体系中水的活性并填充了水合物的空腔结构，从而降低了NGH的生成能力，破坏了生成NGH时的原始相平衡条件，从而在较低温度或更高的压力。