專利名稱：：增強水合物抑制效果的組合物及抑制水合物形成的方法增強水合物抑制效果的組合物及抑制水合物形成的方法發(fā)明領(lǐng)域本發(fā)明涉及抑制低沸點烴和水的混合物生成水合物的方法，具體是涉及一種可增強水合物抑制效果的組合物以及利用該組合物實現(xiàn)抑制水合物形成的方法，從而更利于油氣的輸送。本發(fā)明屬于油氣輸送
技術(shù)領(lǐng)域：
。
背景技術(shù)：
：氣體水合物是由氣體和水在一定條件下生成的非化學計量性籠形晶體，外形與冰相似，小分子烴類和He、H2S、C02、N2等在一定條件下都可與水形成水合物，水分子通過氫鍵作用形成具有特定結(jié)構(gòu)的籠狀晶格主體，氣體分子則被包容在籠狀空穴中，因此水合物又稱籠形水合物。由于不同系統(tǒng)壓力下形成氣體水合物的最低溫度不同，所以水合物與冰有明顯的區(qū)別。氣體水合物的結(jié)構(gòu)類型與形成水合物的氣體種類有關(guān)，目前已發(fā)現(xiàn)的水合物結(jié)構(gòu)有三種結(jié)構(gòu)I型，結(jié)構(gòu)II型和結(jié)構(gòu)H型。有關(guān)氣體水合物的研究，是天然氣和原油輸送技術(shù)的一個重要方面。這是因為用于輸送和加工天然氣和原油的管道中通常存在低沸點的烴如甲烷、乙烷、乙烯、丙垸、丙烯、丁垸和異丁垸等，當管道中存在一定量的水時，這些低沸點氣體和水的混合物在低溫和高壓的條件下就會生成氣體水合物。在天然氣和石油的生產(chǎn)和輸送條件下，生產(chǎn)設(shè)備中易于形成氣體水合物并堵塞井筒和管道，例如3.85MPa的甲垸和純水體系當溫度低于4.(TC時能夠形成甲烷水合物，而10.60MPa的甲烷和純水體系當溫度低于14.CTC時就可形成水合物。輸送天然氣和原油的管道中的操作溫度和操作壓力不能隨意改變，但是，較高的壓力或較低的溫度都能夠形成水合物，后果是影響了油氣的正常輸送。氣體水合物在管道中的形成和聚集將導致管道堵塞，使生產(chǎn)無法進行，嚴重的將損壞生產(chǎn)設(shè)備和發(fā)生其他事故，最終造成生產(chǎn)停工和巨大經(jīng)濟損失。管道的疏通尤其是海上油氣生產(chǎn)和輸送設(shè)備的疏通，是非常困難的作業(yè)，并且疏通管道和開工也將耗費大量時間、能量和材料。因此，采取有效措施避免在管道中形成水合物，是本領(lǐng)域非常關(guān)注的課題。采用專門操作脫除輸送管道中的水分對于實際生產(chǎn)存在很大難度，所以，通過加入適當?shù)奶砑觿﹣硪种扑衔锏男纬珊途奂统蔀檠芯康闹攸c。按照抑制水合物形成的作用機理不同，已經(jīng)普遍公認和使用的方法主要包括水合物熱力抑制方法和動力學抑制方法。常用的熱力學抑制劑如甲醇、乙二醇等，其作用原理通過抑制劑分子與水分子的競爭力，改變水和氣體分子間的熱力學平衡條件，即，改變氣體水合物的生成條件，使得水合物的形成溫度升高，從而避免水合物在管道中形成；或者，抑制劑分子直接與水合物接觸，破壞水合物的穩(wěn)定性，從而使水合物分解而被清除。注入熱力學抑制劑的方法己在石油工業(yè)中廣泛應用，尤其是以甲醇使用最多，然而，為達到抑制水合物生成的目的，這類熱力學抑制劑的使用量一般會比較大(約為管道中含水量的50wt9&，一般要求占到水相的10%_60%)，因為研究表明，熱力學抑制劑必須應用在高濃度下，低濃度(尤其是低于5%)的熱力學抑制劑非但不能發(fā)揮抑制效果，而且事實上會促進水合物的形成和生長。在常用的熱力學抑制劑中，甲醇可用于任何操作溫度，乙二醇則不適宜溫度過低的環(huán)境(尤其是當操作溫度低于-l(TC時，一般不用甲醇)。熱力學抑制劑的使用不僅增加了實際生產(chǎn)中的費用，而且，使用最多的甲醇蒸發(fā)損失大，具有中等毒性，大量使用在一定程度上危害環(huán)境和操作人員的健康。水合物動力學抑制的確切作用機理尚在研究中，但目前被認可和使用的主要是一些高分子均聚物或共聚物，通過高分子側(cè)鏈基團與水合物籠形空腔的結(jié)合，從空間上阻止氣體分子進入水合物空腔，從而減緩水合物的成核速率和生長速率，或防止水合物顆粒的聚集。相比于熱力學抑制法，由于作用機理的不同，動力學抑制劑一般用量較少，尤其是近期被公認和開始使用的一類低劑量水合物抑制劑(LDHI)，即使用低含量(一般不超過5%)的此類抑制劑即可抑制水合物的生成，在油氣輸送過程中形成的水合物量很少而不能附著在管道壁和堵塞管道，從而保證管道的安全。低劑量水合物抑制劑是非熱力學抑制劑，包括水合物生長抑制劑和阻聚劑(M)，其中動力學抑制劑(KI)屬于水合物生長抑制劑范疇，也是目前研究和應用比較多的，作用機理是減緩水合物的成核速率和生長速率，阻聚劑(AA)的作用機理是阻止水合物顆粒聚集，使水合物以小顆粒形式懸浮在液相中，主要針對石油輸送和加工中的管道，但是阻聚劑一般需要油相的存在才能起作用。水合物形成的動力學抑制劑的作用主要體現(xiàn)在抑制，即，不改變水合物的形成條件，而是延緩水合物的成核或生長，在油氣輸送中可防止因水合物生成而堵塞油氣輸送管線，在一定時期內(nèi)使水合物晶粒生長緩慢甚至停止，推遲水合物成核和生長吋間。添加低劑量的動力學抑制劑和阻聚劑可以達到該目的，例如，N-乙烯基吡咯烷酮、N-乙烯基己內(nèi)酰胺和N,N-二甲基異丁烯酸乙酯的三元共聚物(VC-713)是目前公認的抑制劑中效果最好的一種。由于動力學抑制劑通過推遲水合物的形成時間保證油氣的正常輸送，所以，提高動力學抑制劑的抑制效果，延長水合物的形成時間，是水合物動力學研究的重點。
發(fā)明內(nèi)容本發(fā)明提供了一種可增強水合物抑制效果的組合物，該組合物在水合物動力學抑制劑的作用基礎(chǔ)上，結(jié)合適當?shù)闹鷦?，可提高水合物動力學抑制劑的過冷度，進而達到顯著延長水合物形成時間的目的。本發(fā)明同時提供了一種增強水合物抑制效果的方法，通過在水合物形成流體中同時引入低劑量水合物抑制劑和適當助劑，水合物動力學抑制劑的過冷度被提高，從而達到顯著延長水合物形成時間的效果。本發(fā)明更進一步提供了一種在含有石油和/或天然氣料流的管道中抑制水合物形成的方法，在使用低劑量水合物抑制劑的基礎(chǔ)上，結(jié)合適當助劑的使用，使水合物的生成得到更有效的抑制，利于油氣的正常輸送。由于輸送天然氣和原油的管道中的操作溫度和操作壓力不能隨意改變，通常會要求較高的壓力或較低的溫度，利用水合物熱力學抑制劑來抑制管道中形成水合物的手段受到限制。使用動力學抑制劑延長水合物形成時間，確保在一定的時間段內(nèi)阻止水合物在管道中形成，是一種有效的方法，水合物形成時間的盡可能推遲對生產(chǎn)具有非常重要的意義。所以，本發(fā)明首先提供了一種可增強水合物抑制效果的組合物，包括低劑量水合物抑制劑、助劑和溶劑，所述助劑為聚乙二醇或二甲醚，所述溶劑為用于將水合物抑制劑和助劑引入水合物形成料流中的水或水溶液。本案發(fā)明人在對水合物的熱力學和動力學形成機制的長期研究基礎(chǔ)上，發(fā)現(xiàn)在使用低劑量水合物抑制劑的基礎(chǔ)上，配合適當?shù)闹鷦┦褂?，可有效提高水合物生長抑制劑的過冷度，增強對水合物的抑制效果，表現(xiàn)在顯著延長水合物的形成時間。本發(fā)明使用的助劑選自聚乙二醇或二甲醚，優(yōu)選是平均分子量為200-20000聚乙二醇。這個規(guī)格范圍的聚乙二醇是洗滌、清洗領(lǐng)域常用的非離子表面活性劑，可以根據(jù)需要直接商購，尤其可以選擇平均分子量200-10000的產(chǎn)品，例如，可以是聚乙二醇400、聚乙二醇600、聚乙二醇10000等。根據(jù)本發(fā)明的組合物，以水基計(水合物形成料流中的水基質(zhì)量)，所述助劑的含量優(yōu)選為l-30wt%。本發(fā)明所述低劑量水合物抑制劑(LDHI)可以為水合物動力學抑制劑(KI)、或水合物動力學抑制劑(KI)與水合物阻聚劑(AA)的混合物。對于低劑量水合物抑制劑的定義和應用研究在本發(fā)明以前已經(jīng)有很多報道，本發(fā)明對于它們的具體選擇和使用方法和用量均沒有特殊限定，即，KI的用量一般不超過水基質(zhì)量的3%，AA的用量一般不超過水基質(zhì)量的5%，其中的水合物動力學抑制劑(KI)優(yōu)選是含有乙烯基酰胺或內(nèi)酰胺結(jié)構(gòu)、二甲基氨乙醇-甲基丙烯酸酯或乙烯基吡咯垸酮結(jié)構(gòu)的高分子均聚物或共聚物，例如聚乙烯吡咯烷酮、聚乙烯基己內(nèi)酰胺、乙烯吡咯烷酮/乙烯基己內(nèi)酰胺共聚物、N-甲基-N-乙烯基乙酰胺聚合物、VC-713(N-乙烯基吡咯烷酮/N-乙烯基己內(nèi)酰胺/二甲基氨乙醇-甲基丙烯酸酯共聚物)、抑制劑301(N-乙烯基己內(nèi)酰胺/二甲基氨乙醇-甲基丙烯酸酯共聚物)或抑制劑501(N-乙烯基吡咯垸酮/N-乙烯基己內(nèi)酰胺共聚物)等。水合物阻聚劑(AA)通常是一些表面活性劑，AA的抑制機理是使少量形成的水合物晶粒懸浮在冷凝相中，形成W/0型結(jié)構(gòu)，由于這種結(jié)構(gòu)使水合物以很小的顆粒分散在油相中，從而阻止了水合物結(jié)塊。公認可以作為水合物阻聚劑使用的表面活性劑例如斯盤系列、季胺鹽系列、羥基羧酸酰胺系列、烷基胺系列等。本發(fā)明的組合物中，所述溶劑可以為純水、醇溶液或鹽溶液等，其作用在于將所述水合物抑制劑和助劑引入水合物形成料流中，例如石油或天然氣流體中，或者一些油氣混合輸送流體中。本發(fā)明進一步提供了一種增強水合物抑制效果的方法，在水合物形成流體中引入低劑量水合物抑制劑和助劑，所述助劑為聚乙二醇或二甲醚，并且以水基計(指水合物形成料流中的水質(zhì)量)，助劑的加入量為l-30wt%。實驗結(jié)果顯示，采用上述方法，在所述助劑的協(xié)同作用下，水合物抑制劑的抑制效果被顯著提高，表現(xiàn)在抑制劑的過冷度增加，和水合物形成時間被明顯延長。本發(fā)明的應用將有利于提供動力學抑制劑對水合物形成的抑制效果，也更利于實現(xiàn)水合物動力學抑制劑的工業(yè)化應用，尤其是在油氣管道輸送中的應用(例如原油、天然氣或油氣混合體的管道輸送)。在此基礎(chǔ)上，本發(fā)明更提供了在含有石油和/或天然氣料流的管道中抑制水合物形成的方法，所述石油和/或天然氣料流中包含至少一種水合物形成組分(通常是一些低沸點的烴如甲烷、乙烷、乙烯、丙烷、丙烯、丁垸和異丁垸等，或其他容易形成水合物的小分子物)，該方法包括以下步驟(1)制備含有助劑和低劑量水合物抑制劑的組合物，該組合物包括聚乙二醇或二甲醚助劑、低劑量水合物抑制劑和用于將所述助劑和低劑量抑制劑引入石油和/或天然氣料流的水或水溶液；(2)將上述混合物引入石油和/或天然氣料流中。具體地，制備含有助劑和低劑量水合物抑制劑的組合物時，所述助劑的引入量為1-30wt%(基于所輸送的石油和/或天然氣料流中的水基質(zhì)量)。優(yōu)選是使用平均分子量為200-20000的聚乙二醇。在實際生產(chǎn)和操作中，對抑制效果和生產(chǎn)成本綜合考量，助劑的引入量可以控制在1-10wt%。如前面已經(jīng)說明，低劑量水合物抑制劑優(yōu)選為水合物動力學抑制劑、或水合物動力學抑制劑與水合物阻聚劑的混合物。具體選擇可根據(jù)油氣性質(zhì)和組成而定。例如可以單獨使用動力學抑制劑(KI)，當有油相存在時，可以是動力學抑制劑(KI)與阻聚劑(M)聯(lián)用。所述水合物動力學抑制劑優(yōu)選包括聚乙烯吡咯垸酮、聚乙烯基己內(nèi)酰胺、乙烯吡咯烷酮/乙烯基己內(nèi)酰胺共聚物、N-甲基-N-乙烯基乙酰胺聚合物、VC-7i3、抑制劑301或抑制劑501等。所述水合物阻聚劑優(yōu)選包括斯盤系列、季胺鹽系列、羥基羧酸酰胺系列、烷基胺系列等。本發(fā)明提到的"水合物形成料流"是指由于存在小分子氣體和不可避免的含水量而提供水合物形成條件的料流，例如管道輸送的油、氣、油氣混合物流。本發(fā)明方案中抑制劑和助劑的加入量也是基于該"水合物形成料流"中的含水量?？傊?，本發(fā)明的關(guān)鍵在于發(fā)現(xiàn)并提供了聚乙二醇和二甲醚作為助劑在提高水合物動力學抑制劑的過冷度以及延長水合物形成時間方面的功效，從而增強了低劑量水合物抑制劑在水合物抑制方面的效果，并將該結(jié)果引入石油和天然氣的管道輸送技術(shù)，可有效避免水合物在管道中的形成，具有非常明顯的實際應用前景。圖1是本發(fā)明用于評價水合物抑制效果的實驗裝置圖。1.反應釜；2.恒溫空氣浴；3.氣罐；4.手動泵；5.壓力表；6.攪拌子；7.活塞。具體實施方案以下結(jié)合具體實施例和實驗例說明本發(fā)明的實施方案和所產(chǎn)生的有益效果，但不能對本發(fā)明的實施范圍構(gòu)成任何限定。實施例一加入PEG助劑前后水合物的形成時間對比本實施例采用全透明的高壓藍寶石反應釜裝置，實驗裝置見圖1。全透明藍寶石反應釜1位于恒溫空氣浴2中，反應釜1設(shè)有活塞7，反應釜上部與氣罐3連接，反應釜內(nèi)部裝有溫度傳感器，頂部裝有壓力傳感器，反應釜下部與壓力泵(手動泵)4連接，反應釜與壓力泵之間設(shè)置壓力表5。實驗過程將裝有水合物動力學抑制劑和助劑的實驗流體(通常為抑制劑和助劑的鹽水溶液)的全透明藍寶石反應釜1置于恒溫的空氣浴2中，恒溫五小時以確保釜中流體降至實驗溫度，通入實驗氣體至實驗壓力，本實施例中的氣體為87.15mol%CH4+8.12mol%C2H6+4.73mol°/。C3H8混合氣，并混入少量水模擬輸氣管路中的含水環(huán)境。同時開始計時，記錄反應釜中的壓力變化和仔細觀察反應釜中的反應情況，記錄水合物開始形成時的時間，對比不同抑制劑、不同助劑含量時的水合物開始形成的時間。該實施例中，使用了水合物動力學抑制劑，來自ISP公司的三種商品化動力學抑制劑301，抑制劑501，抑制劑VC713，助劑選用聚乙二醇(PEG)(平均分子量為400)。三種動力學抑制劑均為二元或三元共聚物，在CN96194597.4中均有詳細記載，其單體結(jié)構(gòu)及組成如下抑制劑501評價實驗結(jié)果見表l，由表中的數(shù)據(jù)可以看出，聚乙二醇的加入可以明顯延長水合物的形成時間。例如，277.15K時，0.5wt96抑制劑301溶液水合物形成時間為2.7分鐘，加入5.Owt%PEG后延長至55.1分鐘，加入10.0wt%PEG后延長至194.2分鐘；275.15K時，對于1.0wt%抑制劑301溶液，加入5.Owt%PEG后水合物形成時間由278.2分鐘延長至1039.5分鐘，效果顯著。表l中的數(shù)據(jù)表明，對于抑制劑501和抑制劑713，PEG助劑延長抑制時間的效果也非常明顯。表l.加入助劑前后水合物生成時間對比溶液組成試驗溫度00試驗壓力(MPa)相平衡溫度(K)形成時間(min)277.156.19289.552.70.5wt%抑制劑301279.156.18289.552.6280.156.16289.5583.60.5wt%抑制劑301+5.0wt%PEG277.15279.15280.156.146.136,19289.55289.45289.5555.11120.31040.00.5wt%抑制劑301+10.0wt%PEG277.15279.15280.156.126.156.19289.45289.55289.55194.22046.31.0wt%抑制劑301275.15278.156.116.18289.45289.55278.243.11.0wt%抑制劑301275.156.21289.55847.5+5.0wt%PEG278.156.18289.55522.11.0wt%抑制劑301275.156.34289.751039.5+10,0wt%PEG278.156.18289.55886.30.5wt%抑制劑501279.15282.156.216.16289.55289.552.3229.60.5wt%抑制劑501279.156.20289.55120.3+5.0wt%PEG282.156.17289.55771.20.5wt。/。抑制劑501279.156.21289.55334.7+10.0wt%PEG282.156.16289.551286.51.0wt%抑制劑501279.156.51289.9511.4281.15639289.75431.11.0wt%抑制劑501279.156.47289.95113.9+5.0wt%PEG281.156.37289.75853.41.0wt%抑制劑501279.156.552,5448.7+10.0wt%PEG281,156.40289.751308.60.5wt0/0713282.15285.156.106.11289.45289.455.2175.80.5wt%抑制劑713282.156.12289.4547.6+5.0wt%PEG285.156.08289.45389.60.5wt%抑制劑713282.156.11289.45118.7+10.0wt%PEG285.156.11289.45688.61.0wt%抑制劑713280.15282.155.495.40288.95288.8526.6450.41.0wt%抑制劑713280.155.38288.8568.4+5.0wt%PEG282.155.42288.85782.41.0wt%抑制劑713280.155.50288.95225.6+10.0wt%PEG282.155.38288.851104.3'一'表示48小時內(nèi)沒有生成水合物將上述實驗中的助劑換為二甲醚，也能得到相類似的結(jié)果。實施例二加入助劑前后動力學抑制劑的過冷度對比本實施例采用全透明的高壓藍寶石反應釜裝置，實驗裝置見圖1。將含有水合物動力學抑制劑和助劑的實驗流體(鹽水溶液)的全透明藍寶石反應釜1置于恒溫的空氣浴2中，恒溫五小時以確保釜中流體降至實驗溫度，通入實驗氣體(87.15mol%CH4+8.12mol°/。C2H6+4.73mol°/0C3Hs混合氣)至實驗壓力，并混入少量水模擬輸氣管路中的含水環(huán)境，同時開始計時，記錄反應釜中的壓力變化并仔細觀察反應釜中的反應情況，記錄水合物開始形成時的時間，如果該溫度下可以保持24小時以上不形成肉眼可見的水合物，則認為該抑制劑組成可以達到該組實驗溫度對應的最大過冷度(過冷度定義為實驗壓力下平衡溫度與實驗溫度之間的差值)。該實施例中，水合物動力學抑制劑選用與實施例1相同，助劑也選用聚乙二醇(平均分子量為400)。評價實驗結(jié)果見表2，可以看出，聚乙二醇助劑的加入可提高動力學抑制劑的過冷度。例如，1.0wt。/。抑制劑301鹽水溶液中加入10.0wt%PEG后過冷度可提高2.8K;1.0wt%抑制劑301+10.0wt%PEG鹽水溶液在276.15K時可以保持24小時以上不形成肉眼可見的水合物，該體系的過冷度達到13.4K，可滿足一般天然氣管道輸送要求。對于抑制劑501和抑制劑713溶液，PEG助劑也可以顯著提高其過冷度。<table>tableseeoriginaldocumentpage14</column></row><table>1.0wt%抑制劑5011.0wt%抑制劑501+10.0wt%PEG283.15281.156.326.52289.75289.956.608.800.5wt%抑制劑7130.5wt%抑制劑713+10.0wt%PEG286.15285.156.096.12289.45289.50<3.34.351.0wt%抑制劑7131.0wt%抑制劑713+10.0wt%PEG283.15282.155.07.11288.25288.30<5.26.15'<'表示該實驗溫度下水合物抑制時間小于24小時將上述實驗中的助劑換為二甲醚，也能得到相類似的結(jié)果,實施例三水合物動力學抑制劑+阻聚劑+助劑聯(lián)用效果本實施例采用全透明的高壓藍寶石反應釜裝置，實驗裝置見圖1。將含有水合物動力學抑制劑、阻聚劑和助劑的實驗流體(油水乳液)加入到藍寶石反應釜1中，將反應釜1置于空氣浴2中，開啟攪拌子6以保持油水乳液的穩(wěn)定，恒溫5小時以確保釜中流體降至實驗溫度，通入實驗氣體(87.15mol%CH4+8.12mol%C2H6+4.73mol0/。C3H8混合氣)至實驗壓力，同時開始計時，記錄水合物阻塞攪拌的時間。阻塞攪拌時間是指由于水合物的大量生成，攪拌子不能進入油水一水合物漿液時的實驗時間，即，實驗流體不能實現(xiàn)正常攪拌。該實施例中，水合物動力學抑制劑選用抑制劑301，阻聚劑選用Span-60，助劑選用聚乙二醇(平均分子量為400)。實驗結(jié)果見表3?？梢钥闯觯垡叶贾鷦┑募尤肟梢匝娱L水合物動力學抑制劑和阻聚劑聯(lián)用時的阻塞攪拌時間。實驗溫度為278.15K時，與未加入助劑的含(0.5wt%抑制劑301+1.0o/oSpan-60)的油水體系相比，添加5.0%的聚乙二醇可以將阻塞時間從163.1min延長至616.2min。當聚乙二醇的含量增加至10.0%時，整個實驗期間(3天)油水乳液保持流動狀態(tài)，未發(fā)生堵塞現(xiàn)象。表3加入助劑前后含水合物動力學抑制劑和阻聚劑的油水體系阻塞攪拌時間比較乳液組成實驗溫度(K)實驗壓力(MPa)阻塞攪拌時間(分鐘)278.156.45163.10.5wt%抑制劑301+1.0%Span-60+20%鹽水+80%凝析油280.156.38684.20.5wt%抑制劑301+1.0%Span-60278.156,47616.2+5.0%PEG+20%鹽水+80%凝析油280.156.451024.60.5wt%抑制劑301+1.0%Span-60278.156.46〉3天+10.0%PEG+20%鹽水+80%凝析油280.156.45>3天〉3天指實驗的3天內(nèi)未發(fā)生堵塞現(xiàn)象。將上述實驗中的助劑換為二甲醚，也能得到相類似的結(jié)果。由上述三個實施例可知，加入PEG或二甲醚作為助劑不僅可在相同溫壓條件下延長水合物的形成時間，還可以提高水合物動力學抑制劑的過冷度，防止油水乳液發(fā)生堵塞。權(quán)利要求1、一種可增強水合物抑制效果的組合物，包括低劑量水合物抑制劑、助劑和溶劑，所述助劑為聚乙二醇或二甲醚，所述溶劑為用于將低劑量水合物抑制劑和助劑引入水合物形成料流中的水或水溶液。2、如權(quán)利要求1所述的組合物，其中，以水合物形成料流中水基計，所述助劑的量為1-30wt%。3、如權(quán)利要求l所述的組合物，其中，所述低劑量水合物抑制劑為水合物動力學抑制劑、或水合物動力學抑制劑與水合物阻聚劑的混合物。4、如權(quán)利要求1所述的組合物，其中，所述溶劑為純水、醇溶液或鹽溶液，優(yōu)選地，聚乙二醇的平均分子量為200-20000。5、一種增強水合物抑制效果的方法，其特征在于，在水合物形成流體中引入低劑量水合物抑制劑和助劑，所述助劑為聚乙二醇或二甲醚，并且以水合物形成流體中水基計，助劑的加入量優(yōu)選為1-30wt%。6、在含有石油和/或天然氣料流的管道中抑制水合物形成的方法，所述石油和/或天然氣料流中包含至少一種水合物形成組分，該方法包括以下步驟1)制備含有助劑和低劑量水合物抑制劑的組合物，該組合物包括聚乙二醇或二甲醚助劑、低劑量水合物抑制劑和用于將所述助劑和低劑量抑制劑引入石油和/或天然氣料流的水或水溶液；(2)將上述混合物引入石油和/或天然氣料流中。7、如權(quán)利要求6所述的方法，其中，以石油和/或天然氣料流中的水質(zhì)量計，所述助劑的引入量為1-30wt%。8、如權(quán)利要求5或6所述的方法，其中，所述水合物動力學狗制齊;:包括聚乙烯吡咯垸酮、聚乙烯基己內(nèi)酰胺、乙烯吡咯垸酮/乙烯基己內(nèi)酰胺共聚物、N-甲基-N-乙烯基乙酰胺聚合物、N-乙烯基吡咯烷酮/N-乙烯基己內(nèi)酰胺/二甲基氨乙醇-甲基丙烯酸酯共聚物、N-乙烯基己內(nèi)酰胺/二甲基氨乙醇-甲基丙烯酸酯共聚物、或N-乙烯基吡咯烷酮/N-乙烯基己內(nèi)酰胺共聚物。9、如權(quán)利要求5或6所述的方法，其中，聚乙二醇的平均分子量為200-20000。10、如權(quán)利要求5或6所述的方法，其中，低劑量水合物抑制劑為水合物動力學抑制劑、或水合物動力學抑制劑與水合物阻聚劑的混合物。全文摘要本發(fā)明提供了一種可增強水合物抑制效果的組合物，該組合物包括低劑量水合物抑制劑、助劑和溶劑，所述助劑為聚乙二醇或二甲醚，所述溶劑為用于將低劑量水合物抑制劑和助劑引入水合物形成料流中的水或水溶液。本發(fā)明還提供了一種增強水合物抑制效果的方法，以及在含有石油或天然氣料流的管道中抑制水合物形成的方法，在使用低劑量水合物抑制劑的基礎(chǔ)上，引入所述助劑，提高了水合物抑制劑的過冷度，延長了水合物形成時間，延緩或防止水合物的堵塞，從而增強對水合物的抑制效果，尤其適用于油氣輸送領(lǐng)域。文檔編號C08L71/00GK101544817SQ20091008259公開日2009年9月30日申請日期2009年4月28日優(yōu)先權(quán)日2009年4月28日發(fā)明者孫長宇,楊蘭英,陳光進,陳立濤申請人:中國石油大學(北京)