RU2237052C1 - Способ ингибирования образования клатрат-гидратов - Google Patents
Способ ингибирования образования клатрат-гидратов Download PDFInfo
- Publication number
- RU2237052C1 RU2237052C1 RU2003113403/04A RU2003113403A RU2237052C1 RU 2237052 C1 RU2237052 C1 RU 2237052C1 RU 2003113403/04 A RU2003113403/04 A RU 2003113403/04A RU 2003113403 A RU2003113403 A RU 2003113403A RU 2237052 C1 RU2237052 C1 RU 2237052C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oxygenates
- oxygenate
- hydrocarbon
- amount
- hydrate formation
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 21
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 title claims description 3
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 38
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 38
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 28
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims abstract description 27
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 claims abstract description 21
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 15
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 9
- 239000002994 raw material Substances 0.000 claims abstract description 3
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 18
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 12
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 claims description 8
- -1 aliphatic alcohols Chemical class 0.000 claims description 6
- JBKVHLHDHHXQEQ-UHFFFAOYSA-N epsilon-caprolactam Chemical compound O=C1CCCCCN1 JBKVHLHDHHXQEQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 150000004677 hydrates Chemical class 0.000 claims description 6
- 238000009835 boiling Methods 0.000 claims description 5
- AFBPFSWMIHJQDM-UHFFFAOYSA-N N-methylaniline Chemical compound CNC1=CC=CC=C1 AFBPFSWMIHJQDM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims description 4
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 claims description 3
- 150000002334 glycols Chemical class 0.000 claims description 3
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 3
- 229920003169 water-soluble polymer Polymers 0.000 claims description 3
- DNIAPMSPPWPWGF-GSVOUGTGSA-N (R)-(-)-Propylene glycol Chemical compound C[C@@H](O)CO DNIAPMSPPWPWGF-GSVOUGTGSA-N 0.000 claims description 2
- WHNWPMSKXPGLAX-UHFFFAOYSA-N N-Vinyl-2-pyrrolidone Chemical compound C=CN1CCCC1=O WHNWPMSKXPGLAX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 238000007906 compression Methods 0.000 claims description 2
- 230000006835 compression Effects 0.000 claims description 2
- 238000001816 cooling Methods 0.000 claims description 2
- 239000003792 electrolyte Substances 0.000 claims description 2
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 claims description 2
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 claims description 2
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 claims description 2
- 238000000629 steam reforming Methods 0.000 claims description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 3
- 230000005764 inhibitory process Effects 0.000 abstract 2
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract 1
- 230000003292 diminished effect Effects 0.000 abstract 1
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 abstract 1
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 abstract 1
- 230000002035 prolonged effect Effects 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- DNIAPMSPPWPWGF-UHFFFAOYSA-N Propylene glycol Chemical compound CC(O)CO DNIAPMSPPWPWGF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- MTHSVFCYNBDYFN-UHFFFAOYSA-N diethylene glycol Chemical compound OCCOCCO MTHSVFCYNBDYFN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N Pentane Chemical compound CCCCC OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 2
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 2
- 239000013078 crystal Substances 0.000 description 2
- 238000002425 crystallisation Methods 0.000 description 2
- 230000008025 crystallization Effects 0.000 description 2
- NNPPMTNAJDCUHE-UHFFFAOYSA-N isobutane Chemical compound CC(C)C NNPPMTNAJDCUHE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N Ethane Chemical compound CC OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000004945 aromatic hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 description 1
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 1
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 229920003086 cellulose ether Polymers 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 150000002170 ethers Chemical class 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001282 iso-butane Substances 0.000 description 1
- IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N n-butane Chemical compound CCCC IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 1
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 1
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 239000001294 propane Substances 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 1
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 1
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 1
- ZIBGPFATKBEMQZ-UHFFFAOYSA-N triethylene glycol Chemical compound OCCOCCOCCO ZIBGPFATKBEMQZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229930195735 unsaturated hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
Images
Landscapes
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
Abstract
Данное изобретение относится к способам предотвращения гидратообразования в различных углеводородсодержащих жидкостях и газах, содержащих водосодержащие молекулы, и может быть использовано при добыче, транспортировке и переработке углеводородсодержащего сырья. Способ ингибирования образования клатрат-гидратов в жидком и газообразном углеводородном сырье, содержащем гидратообразующие компоненты, ведут путем добавления в качестве ингибиторов водорастворимых оксигенатов. Оксигенаты вводят в количестве 0,01-3,29% в расчете на определенное количество содержащихся в исходном сырье легких углеводородов C1-С6 при определении оптимального количества используемых оксигенатов по формуле: С=MΔtг/(K+Δtг), где С - концентрация оксигенатов в потоке сырья на 1000 кубических метров C1-C6,% мас., М - молекулярная масса используемых оксигенатов, Δtг - величина температуры понижения гидратообразования в потоке сырья, К - коэффициент, характеризующий антигидратный потенциал используемых оксигенатов. Способ позволяет значительно снизить количество используемого оксигената в качестве ингибитора (не менее чем в 1,5 раза), а также продлить действие ингибитора в углеводородном сырье в 2 раза дольше, чем в известных способах. 9 з.п. ф-лы, 1 табл.
Description
Данное изобретение относится к способам предотвращения гидратообразования различных углеводородсодержащих жидкостей и газов, содержащих воду в различных количествах, в том числе в микроколичествах, и может быть использовано в процессах промысловой подготовки при добыче, транспортировке и переработке углеводородсодержащего сырья.
В углеводородсодержащих сырьевых потоках присутствуют двуокись углерода, кислород, азот, сероводород, парафины и разнообразные углеводороды, такие как метан, этан, пропан, н-бутан и изобутан, пентан, а также непредельные углеводороды, циклические - ароматические и неароматические. В условиях повышенного давления или при пониженной температуре в смеси с водой могут образовываться клатрат-гидраты, представляющие собой водные кристаллы, образующие клетеобразную структуру вокруг способных ее образовывать молекул, таких как все вышеперечисленные углеводороды или газы.
Кристаллы гидратов, или клатрат-гидраты, вызывают закупорку трубопроводов при получении и/или транспортировке жидких и газообразных потоков, содержащих воду или водосодержащие соединения. Например, при давлении около 1 МПа этан образует гидраты при температуре ниже 4°С, а при давлении 3 МПа этан образует гидраты газа при температуре ниже 14°С. Такие температуры и давления являются обычными условиями эксплуатации, используемыми при получении и транспортировке жидких и газообразных углеводородов.
Известен способ предотвращения гидратообразования углеводородного сырья, например природного или попутного нефтяного газа с использованием метанола, этанола, этиленгликоля в количестве до 70 мас.% в расчете на сырье, с последующим отделением ингибиторов сепарацией (RU 2117854, 20.08.1998; 2175882, 20.11.2001).
Недостатком известных способов является значительный расход используемых ингибиторов в связи с невозможностью определения максимально и минимально необходимых его количеств, что приводит к их излишнему расходу.
Целью данного изобретения является устранение указанного недостатка и, как следствие, повышение экономичности данного изобретения за счет предотвращения необходимости излишнего расхода ингибиторов при освоении газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождений, включая шельфовые освоения в Северных морях и районы с условиями Крайнего Севера с резким континентальным климатом, а также увеличение антигидратных свойств на более длительное в углеводородосодержащих сырьевых потоках до необходимых величин или в используемых ингибиторах.
Поставленная цель достигается способом ингибирования образования клатрат-гидратов в жидком и газообразном углеводородном сырье, содержащем гидратообразующие компоненты путем добавления в качестве ингибиторов водорастворимых оксигенатов, причем оксигенаты вводят в количестве 0,01-3,29 мас.% в расчете на количество содержащихся в исходном сырье легких углеводородов C1-С6 при определении оптимального количества используемых оксигенатов по формуле
С=МΔtг/(К+Δtг),
где С - концентрация оксигенатов в потоке сырья на 1000 кубических метров C1-С6, мас.%,
М - молекулярная масса используемых оксигенатов,
Δtг - величина температуры необходимого понижения при гидратообразованиях в потоке углеводородов как результат разницы Тп-Тг, где Тп - температура потока углеводородов, а Тг - температура гидратоообразований в потоке,
К - коэффициент, характеризующий антигидратный потенциал используемых оксигенатов.
Для метанола и этанола принят К=1220, для этиленгликоля, пропиленгликоля и триэтиленгликоля К=2195, для диэтиленгликоля К-2425.
При добыче и обработке углеводородосодержащих сырьевых потоков образуются смешанные типы гидратов, свойства которых при необходимости уточняются по их физико-химическим характеристикам, которые могут учитываться для корректировки концентрации оксигенатов, вводимых в поток, так как свойства газовых компонентов состава потока и газовых гидратов влияют на температуру гидратообразования. Температура гидратообразования углеводородосодержащего сырьевого потока позволяет определить температуру снижения гидратообразования по газовой фазе на 1000 кубических метров при транспортировке его до 10 километров, которая влияет в свою очередь на расчетную величину, определяющую необходимую концентрацию используемого оксигената в потоке.
Оксигенат можно добавлять в углеводородное сырье при транспортировке его по трубопроводной системе от кустовых скважин на нефтяные терминалы или установки для сепарации, компримирования и охлаждения природного газа.
В качестве углеводородного сырья возможно использование нефти, газоконденсата, природного газа, попутных нефтяных газов, жидких и газообразных продуктов нефтепереработки и их фракций.
В качестве оксигената можно использовать алифатические спирты, моно-, ди- или триалкиленгликоли.
В качестве ингибитора гидратообразования можно использовать все водорастворимые оксигенаты, например алифатические спирты, моно-, ди- или триалкиленгликоли, эфиры и др.
В качестве алифатического спирта из экономических соображений предпочтительно использовать в качестве алифатического спирта метанол или его ректификат, полученные путем газофазного окисления или паровой конверсией из природного газа или углеводородной фракции, выкипающей до 470°С.
Для большего эффекта по снижению температуры кристаллизации водосодержащих соединений и увеличения продолжительности действия свойств ингибитора в используемый оксигенат можно добавлять водорастворимый полимер или сополимер, например винилпирролидон или капролактам, а также полиакриламиды, эфиры целлюлозы и др., в необходимых количествах.
Например, при добавлении капролактама в оксигенат в количестве до 15 мас.% температура кристаллизации водосодержащих молекул снижается по сравнению с его отсутствием не менее чем на 10% при увеличении продолжительности действия ингибитора более чем в 1,2 раза.
Для снижения расхода оксигената можно добавлять углеводородную фракцию, выкипающую в интервале 25-380°С, предпочтительно бензиновую фракцию, выкипающую до 210°С, а также электролит, например водорастворимые соли щелочных металлов, в том числе соли, выделенные из морской воды в количестве до 27 мас.%.
Для снижения и нейтрализации отрицательного влияния молекул тяжелых ароматических углеводородов, содержащихся в углеводородном потоке, рекомендуется добавлять монометиланилин или метиланилин технический в количестве до 13 мас.%.
Расчетами определяют необходимую концентрацию используемого оксигената в качестве ингибитора гидратообразования в углеводородсодержащем сырьевом потоке путем понижения температуры в зоне гидратообразований, без учета поправок на температуру и давление углеводородного сырьевого потока.
Результаты расчетов по формуле (1) приведены в примерах 1-6 и сведены в таблицу.
Пример 1
Оксигенат с молекулярной массой в 106,1 единиц, реализующий свой антигидратный потенциал в качестве ингибитора гидратообразования, в количестве 0,55 мас.% при добавлении в нефть, содержащую 5 мас.% легких углеводородов (C1-С6), снизил температуру в зоне гидратообразования на 12,64°С (таблица).
Пример 2
Оксигенат с молекулярной массой в 150,2 единиц, реализующий свой антигидратный потенциал в качестве ингибитора гидратообразования, в количестве 0,5 мас.% при добавлении в природный газ, содержащий 98% легких углеводородов (C1-C6), снизил температуру в зоне гидратообразования на 7,33°С (таблица).
Пример 3
Оксигенат с молекулярной массой в 76,1 единиц, реализующий свой антигидратный потенциал в качестве ингибитора гидратообразования, в количестве 0,3 мас.% при добавлении в газоконденсат, содержащий 10% легких углеводородов (C1-С6), снизил температуру в зоне гидратообразования на 8,69°С (таблица).
Пример 4
Оксигенат с молекулярной массой в 62,1 единиц, реализующий свой антигидратный потенциал в качестве ингибитора гидратообразования, в количестве 0,08 мас.% при добавлении в попутный газ, содержащий 96% легких углеводородов (С1-С6), снизил температуру в зоне гидратообразования на 2,83°С (таблица).
Пример 5
Оксигенат с молекулярной массой в 52,0 единиц, реализующий свой антигидратный потенциал в качестве ингибитора гидратообразования, в количестве 0,55 мас.% при добавлении в нефть после ее стабилизации, содержащий 14% легких углеводородов (С1-С6), снизил температуру в зоне гидратообразования на 13,04°С (таблица).
Пример 6
Оксигенат с молекулярной массой в 32,0 единиц, реализующий свой антигидратный потенциал в качестве ингибитора гидратообразования, в количестве 0,5 мас.% на 1000 кубических метров при добавлении в поток природного газа, транспортируемого по трубопроводной системе, снизил температуру в зоне гидратообразования на 19,37°С (таблица).
Все остальные результаты также приведены в таблице. По сравнению с известными способами расход ингибитора сокращается не менее чем в 1,5 раза.
Действие ингибитора в углеводородном сырье увеличивается не менее чем в 2 раза по сравнению с известными способами.
Claims (10)
1. Способ ингибирования образования клатрат-гидратов в жидком и газообразном углеводородном сырье, содержащем гидратообразующие компоненты путем добавления в качестве ингибиторов водорастворимых оксигенатов, отличающийся тем, что оксигенаты вводят в количестве 0,01-3,29 мас.% в расчете на количество содержащихся в исходном сырье легких углеводородов C1-С6 при определении оптимального количества используемых оксигенатов по формуле
С=MΔtг/(K+Δtг),
где С - концентрация оксигенатов в потоке сырья на 1000 м3 C1-C6, мас.%;
М - молекулярная масса используемых оксигенатов;
Δtг - величина температуры понижения гидратообразования в потоке углеводородов;
К - коэффициент, характеризующий антигидратный потенциал используемых оксигенатов.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что оксигенат добавляют в углеводородный поток сырья при транспортировке его по трубопроводной системе от кустовых скважин на нефтяные терминалы или установки для сепарации, компримирования и охлаждения природного газа.
3. Способ по пп.1 и 2, отличающийся тем, что в качестве углеводородного сырья используют нефть, газоконденсат, природный газ, попутные нефтяные газы, жидкие и газообразные продукты нефтепереработки и их фракции.
4. Способ по пп.1 и 2, отличающийся тем, что в качестве оксигената используют алифатические спирты, моно-, ди- или триалкиленгликоли и их смеси.
5. Способ по п.4, отличающийся тем, что в качестве алифатического спирта используют метанол или его ректификат, полученные путем газофазного окисления или паровой конверсией из природного газа или углеводородной фракции, выкипающей до 340°С.
6. Способ по пп.1-5, отличающийся тем, что оксигенат дополнительно содержит водорастворимый полимер или сополимер.
7. Способ по п.6, отличающийся тем, что оксигенат в качестве водорастворимого полимера содержит сополимер винилпирролидона или капролактама.
8. Способ по пп.1-7, отличающийся тем, что оксигенат дополнительно содержит стабильную углеводородную фракцию, выкипающую до 470°С.
9. Способ по п.8, отличающийся тем, что оксигенат дополнительно содержит монометиланилин или метиланилин технический в количестве до 13 мас.%.
10. Способ по пп.1 и 2 и 4-9, отличающийся тем, что оксигенат дополнительно содержит электролит в количестве до 27 мас.%.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2003113403/04A RU2237052C1 (ru) | 2003-05-13 | 2003-05-13 | Способ ингибирования образования клатрат-гидратов |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2003113403/04A RU2237052C1 (ru) | 2003-05-13 | 2003-05-13 | Способ ингибирования образования клатрат-гидратов |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2237052C1 true RU2237052C1 (ru) | 2004-09-27 |
| RU2003113403A RU2003113403A (ru) | 2004-12-20 |
Family
ID=33433873
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2003113403/04A RU2237052C1 (ru) | 2003-05-13 | 2003-05-13 | Способ ингибирования образования клатрат-гидратов |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2237052C1 (ru) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2481375C1 (ru) * | 2011-12-08 | 2013-05-10 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Ингибитор гидратообразования кинетического действия |
| RU2601649C1 (ru) * | 2015-10-19 | 2016-11-10 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина" | Способ ингибирования образования гидратов в углеводородсодержащем сырье |
| RU2601355C1 (ru) * | 2015-10-19 | 2016-11-10 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина" | Состав для ингибирования образования гидратов в углеводородсодержащем сырье |
-
2003
- 2003-05-13 RU RU2003113403/04A patent/RU2237052C1/ru not_active IP Right Cessation
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2481375C1 (ru) * | 2011-12-08 | 2013-05-10 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Ингибитор гидратообразования кинетического действия |
| RU2601649C1 (ru) * | 2015-10-19 | 2016-11-10 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина" | Способ ингибирования образования гидратов в углеводородсодержащем сырье |
| RU2601355C1 (ru) * | 2015-10-19 | 2016-11-10 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина" | Состав для ингибирования образования гидратов в углеводородсодержащем сырье |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| AU2006234825B2 (en) | Recovery of kinetic hydrate inhibitor | |
| US10392903B2 (en) | Hydrocarbon wells treated with low dosage kinetic hydrate inhibitors | |
| CA2769571C (en) | Oxazolidinium compounds and use as hydrate inhibitors | |
| KR102048684B1 (ko) | 아크릴아미드계 공중합체, 삼원공중합체 및 수화물 억제제로서의 용도 | |
| GB2301824A (en) | Clathrate hydrate-inhibiting polymers | |
| Anyadiegwu et al. | NATURAL GAS DEHYDRATION USING TRIETHYLENE GLYCOL (TEG). | |
| US20100099807A1 (en) | Method of controlling gas hydrates in fluid systems | |
| CA2926237A1 (en) | Amidoamine gas hydrate inhibitors | |
| EA035710B1 (ru) | Способ удаления соединений серы из технологических потоков | |
| RU2237052C1 (ru) | Способ ингибирования образования клатрат-гидратов | |
| CN107868156A (zh) | 一种新型水合物动力学抑制剂 | |
| Igboanusi et al. | The advancement from thermodynamic inhibitors to kinetic inhibitors and anti-agglomerants in natural gas flow assurance | |
| AU2015330970B2 (en) | System and method for subsea cooling a wellhead gas to produce a single phase dew-pointed gas | |
| CA2496117C (en) | Gas hydrate inhibitors | |
| RU2003113403A (ru) | Способ ингибирования образования клатрат-гидратов | |
| WO2016054695A1 (en) | System and method for subsea cooling a wellhead gas to produce a single phase dew-pointed gas | |
| GB2587658A (en) | Reduced pressure drop in wet gas pipelines by injection of condensate | |
| US11377583B2 (en) | Alkenyl succinimides and use as natural gas hydrate inhibitors | |
| KR102704300B1 (ko) | 셀룰로오스를 이용한 가스 하이드레이트 생성 저해제 및 이의 용도 | |
| RU2629845C2 (ru) | Способ подготовки углеводородного газа к транспорту | |
| CN102093867A (zh) | 聚乙烯唑啉作为水合物抑制剂的应用 | |
| EA032555B1 (ru) | Увеличение добычи нефти из месторождения углеводородного сырья | |
| CN108138063B (zh) | 包含甲烷和示踪剂的流体和制造其的方法以及其用途 | |
| SU1712588A1 (ru) | Способ газлифтной эксплуатации скважин | |
| Talaghat et al. | Performance improvement of the various kinetic hydrate inhibitors Using 2-butoxyethanol for methane and ethane gas hydrate formation in a flow mini-loop apparatus |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20070514 |