RU2706276C1 - Способ ингибирования гидратообразования - Google Patents
Способ ингибирования гидратообразования Download PDFInfo
- Publication number
- RU2706276C1 RU2706276C1 RU2018140187A RU2018140187A RU2706276C1 RU 2706276 C1 RU2706276 C1 RU 2706276C1 RU 2018140187 A RU2018140187 A RU 2018140187A RU 2018140187 A RU2018140187 A RU 2018140187A RU 2706276 C1 RU2706276 C1 RU 2706276C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- formation
- mono
- hydrate
- oligomeric
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 74
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 title claims abstract description 30
- 230000036571 hydration Effects 0.000 title claims abstract description 9
- 238000006703 hydration reaction Methods 0.000 title claims abstract description 9
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 61
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 58
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 37
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims abstract description 34
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 34
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims abstract description 28
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 26
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims abstract description 26
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 20
- 229920003169 water-soluble polymer Polymers 0.000 claims abstract description 18
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims abstract description 13
- PEDCQBHIVMGVHV-UHFFFAOYSA-N Glycerine Chemical compound OCC(O)CO PEDCQBHIVMGVHV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 12
- 239000002518 antifoaming agent Substances 0.000 claims abstract description 12
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical class OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 11
- DNIAPMSPPWPWGF-UHFFFAOYSA-N Propylene glycol Chemical class CC(O)CO DNIAPMSPPWPWGF-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 9
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 8
- 235000013772 propylene glycol Nutrition 0.000 claims abstract description 7
- IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N Ethylene oxide Chemical compound C1CO1 IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 6
- 239000006227 byproduct Substances 0.000 claims abstract description 5
- 150000002169 ethanolamines Chemical class 0.000 claims abstract description 5
- 235000011187 glycerol Nutrition 0.000 claims description 4
- 239000002894 chemical waste Substances 0.000 claims description 3
- 150000001346 alkyl aryl ethers Chemical class 0.000 claims description 2
- 239000007789 gas Substances 0.000 abstract description 39
- 150000004677 hydrates Chemical class 0.000 abstract description 28
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 abstract description 17
- 230000008569 process Effects 0.000 abstract description 16
- GOOHAUXETOMSMM-UHFFFAOYSA-N Propylene oxide Chemical compound CC1CO1 GOOHAUXETOMSMM-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 6
- 239000007788 liquid Substances 0.000 abstract description 6
- 238000012545 processing Methods 0.000 abstract description 5
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 5
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 abstract description 4
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 abstract description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 3
- 238000000605 extraction Methods 0.000 abstract description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 abstract description 2
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 abstract 2
- 150000005215 alkyl ethers Chemical class 0.000 abstract 1
- 239000000463 material Substances 0.000 abstract 1
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 48
- 150000003254 radicals Chemical class 0.000 description 18
- 235000019441 ethanol Nutrition 0.000 description 17
- -1 polyoxypropylene Polymers 0.000 description 15
- WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N Formaldehyde Chemical compound O=C WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 11
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 10
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 description 9
- JWYVGKFDLWWQJX-UHFFFAOYSA-N 1-ethenylazepan-2-one Chemical compound C=CN1CCCCCC1=O JWYVGKFDLWWQJX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 239000013078 crystal Substances 0.000 description 7
- 230000006911 nucleation Effects 0.000 description 7
- 238000010899 nucleation Methods 0.000 description 7
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 7
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 7
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 6
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 6
- WHNWPMSKXPGLAX-UHFFFAOYSA-N N-Vinyl-2-pyrrolidone Chemical compound C=CN1CCCC1=O WHNWPMSKXPGLAX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 5
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 5
- 238000002425 crystallisation Methods 0.000 description 5
- 230000008025 crystallization Effects 0.000 description 5
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 5
- 229920001451 polypropylene glycol Polymers 0.000 description 5
- 230000002265 prevention Effects 0.000 description 5
- 238000004781 supercooling Methods 0.000 description 5
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N Diethyl ether Chemical compound CCOCC RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000005054 agglomeration Methods 0.000 description 4
- 230000002776 aggregation Effects 0.000 description 4
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 4
- 230000006698 induction Effects 0.000 description 4
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 4
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 4
- PBGPBHYPCGDFEZ-UHFFFAOYSA-N 1-ethenylpiperidin-2-one Chemical compound C=CN1CCCCC1=O PBGPBHYPCGDFEZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- RWRDLPDLKQPQOW-UHFFFAOYSA-N Pyrrolidine Chemical compound C1CCNC1 RWRDLPDLKQPQOW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 3
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 3
- MTHSVFCYNBDYFN-UHFFFAOYSA-N diethylene glycol Chemical compound OCCOCCO MTHSVFCYNBDYFN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 3
- 230000002631 hypothermal effect Effects 0.000 description 3
- 230000005764 inhibitory process Effects 0.000 description 3
- NMJORVOYSJLJGU-UHFFFAOYSA-N methane clathrate Chemical compound C.C.C.C.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O NMJORVOYSJLJGU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 3
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 3
- 229910052594 sapphire Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000010980 sapphire Substances 0.000 description 3
- 239000002455 scale inhibitor Substances 0.000 description 3
- WLPAQAXAZQUXBG-UHFFFAOYSA-N 1-pyrrolidin-1-ylprop-2-en-1-one Chemical compound C=CC(=O)N1CCCC1 WLPAQAXAZQUXBG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- YJKBDXXDMRACHJ-UHFFFAOYSA-N 2-oxo-2-pyrrolidin-1-ylacetaldehyde Chemical compound O=CC(=O)N1CCCC1 YJKBDXXDMRACHJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N Ammonia chloride Chemical compound [NH4+].[Cl-] NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- WSNMPAVSZJSIMT-UHFFFAOYSA-N COc1c(C)c2COC(=O)c2c(O)c1CC(O)C1(C)CCC(=O)O1 Chemical compound COc1c(C)c2COC(=O)c2c(O)c1CC(O)C1(C)CCC(=O)O1 WSNMPAVSZJSIMT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- IMROMDMJAWUWLK-UHFFFAOYSA-N Ethenol Chemical group OC=C IMROMDMJAWUWLK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000004354 Hydroxyethyl cellulose Substances 0.000 description 2
- 229920000663 Hydroxyethyl cellulose Polymers 0.000 description 2
- 230000000711 cancerogenic effect Effects 0.000 description 2
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 2
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 2
- 231100000315 carcinogenic Toxicity 0.000 description 2
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 2
- 230000008014 freezing Effects 0.000 description 2
- 238000007710 freezing Methods 0.000 description 2
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 2
- 150000002334 glycols Chemical class 0.000 description 2
- VKYKSIONXSXAKP-UHFFFAOYSA-N hexamethylenetetramine Chemical compound C1N(C2)CN3CN1CN2C3 VKYKSIONXSXAKP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 description 2
- 235000019447 hydroxyethyl cellulose Nutrition 0.000 description 2
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 2
- DPQUFPIZKSPOIF-UHFFFAOYSA-N methane propane Chemical compound C.CCC.CCC DPQUFPIZKSPOIF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229920001078 poly (N-Isopropyl methacrylamide) Polymers 0.000 description 2
- 229920003213 poly(N-isopropyl acrylamide) Polymers 0.000 description 2
- 229920000191 poly(N-vinyl pyrrolidone) Polymers 0.000 description 2
- 229920001223 polyethylene glycol Polymers 0.000 description 2
- 229920005862 polyol Polymers 0.000 description 2
- 150000003077 polyols Chemical class 0.000 description 2
- YPFDHNVEDLHUCE-UHFFFAOYSA-N propane-1,3-diol Chemical compound OCCCO YPFDHNVEDLHUCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 2
- CTUDKTMXNDZXLJ-UHFFFAOYSA-N 1-ethenylazocan-2-one Chemical compound C=CN1CCCCCCC1=O CTUDKTMXNDZXLJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- PAWQVTBBRAZDMG-UHFFFAOYSA-N 2-(3-bromo-2-fluorophenyl)acetic acid Chemical compound OC(=O)CC1=CC=CC(Br)=C1F PAWQVTBBRAZDMG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- JKNCOURZONDCGV-UHFFFAOYSA-N 2-(dimethylamino)ethyl 2-methylprop-2-enoate Chemical compound CN(C)CCOC(=O)C(C)=C JKNCOURZONDCGV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- HEPOIJKOXBKKNJ-UHFFFAOYSA-N 2-(propan-2-ylazaniumyl)acetate Chemical compound CC(C)NCC(O)=O HEPOIJKOXBKKNJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BHUGZIJOVAVBOQ-UHFFFAOYSA-N 2-(propylazaniumyl)acetate Chemical compound CCCNCC(O)=O BHUGZIJOVAVBOQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 2-Aminoethan-1-ol Chemical compound NCCO HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- LCZVSXRMYJUNFX-UHFFFAOYSA-N 2-[2-(2-hydroxypropoxy)propoxy]propan-1-ol Chemical compound CC(O)COC(C)COC(C)CO LCZVSXRMYJUNFX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- POAOYUHQDCAZBD-UHFFFAOYSA-N 2-butoxyethanol Chemical compound CCCCOCCO POAOYUHQDCAZBD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 108010053481 Antifreeze Proteins Proteins 0.000 description 1
- JBKVHLHDHHXQEQ-UHFFFAOYSA-N Caprolactam Natural products O=C1CCCCCN1 JBKVHLHDHHXQEQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- KCXVZYZYPLLWCC-UHFFFAOYSA-N EDTA Chemical compound OC(=O)CN(CC(O)=O)CCN(CC(O)=O)CC(O)=O KCXVZYZYPLLWCC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- YPIGGYHFMKJNKV-UHFFFAOYSA-N N-ethylglycine Chemical compound CC[NH2+]CC([O-])=O YPIGGYHFMKJNKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 108010065338 N-ethylglycine Proteins 0.000 description 1
- LYAVXWPXKIFHBU-UHFFFAOYSA-N N-{2-[(1,2-diphenylhydrazinyl)carbonyl]-2-hydroxyhexanoyl}-6-aminohexanoic acid Chemical compound C=1C=CC=CC=1N(C(=O)C(O)(C(=O)NCCCCCC(O)=O)CCCC)NC1=CC=CC=C1 LYAVXWPXKIFHBU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910002651 NO3 Inorganic materials 0.000 description 1
- NHNBFGGVMKEFGY-UHFFFAOYSA-N Nitrate Chemical compound [O-][N+]([O-])=O NHNBFGGVMKEFGY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 102000015636 Oligopeptides Human genes 0.000 description 1
- 108010038807 Oligopeptides Proteins 0.000 description 1
- QVHMSMOUDQXMRS-UHFFFAOYSA-N PPG n4 Chemical compound CC(O)COC(C)COC(C)COC(C)CO QVHMSMOUDQXMRS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920002614 Polyether block amide Polymers 0.000 description 1
- 239000002202 Polyethylene glycol Substances 0.000 description 1
- 239000004372 Polyvinyl alcohol Substances 0.000 description 1
- UWHCKJMYHZGTIT-UHFFFAOYSA-N Tetraethylene glycol, Natural products OCCOCCOCCOCCO UWHCKJMYHZGTIT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- GSEJCLTVZPLZKY-UHFFFAOYSA-N Triethanolamine Chemical compound OCCN(CCO)CCO GSEJCLTVZPLZKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 206010057362 Underdose Diseases 0.000 description 1
- 229920001807 Urea-formaldehyde Polymers 0.000 description 1
- XTXRWKRVRITETP-UHFFFAOYSA-N Vinyl acetate Chemical group CC(=O)OC=C XTXRWKRVRITETP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000001340 alkali metals Chemical class 0.000 description 1
- 235000019270 ammonium chloride Nutrition 0.000 description 1
- 230000002528 anti-freeze Effects 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000013329 compounding Methods 0.000 description 1
- 239000002826 coolant Substances 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 1
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 1
- 239000013530 defoamer Substances 0.000 description 1
- 235000013870 dimethyl polysiloxane Nutrition 0.000 description 1
- SZXQTJUDPRGNJN-UHFFFAOYSA-N dipropylene glycol Chemical compound OCCCOCCCO SZXQTJUDPRGNJN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- IIRVGTWONXBBAW-UHFFFAOYSA-M disodium;dioxido(oxo)phosphanium Chemical compound [Na+].[Na+].[O-][P+]([O-])=O IIRVGTWONXBBAW-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 230000009977 dual effect Effects 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 238000004880 explosion Methods 0.000 description 1
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 1
- 229940005740 hexametaphosphate Drugs 0.000 description 1
- 231100000086 high toxicity Toxicity 0.000 description 1
- 239000012456 homogeneous solution Substances 0.000 description 1
- 238000010348 incorporation Methods 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- PHTQWCKDNZKARW-UHFFFAOYSA-N isopentyl alcohol Natural products CC(C)CCO PHTQWCKDNZKARW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000009916 joint effect Effects 0.000 description 1
- 238000009533 lab test Methods 0.000 description 1
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 1
- 229910001338 liquidmetal Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- ZIWDVJPPVMGJGR-UHFFFAOYSA-N n-ethyl-2-methylprop-2-enamide Chemical compound CCNC(=O)C(C)=C ZIWDVJPPVMGJGR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 description 1
- 239000007800 oxidant agent Substances 0.000 description 1
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 description 1
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 1
- JLFNLZLINWHATN-UHFFFAOYSA-N pentaethylene glycol Chemical compound OCCOCCOCCOCCOCCO JLFNLZLINWHATN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 1
- 238000010587 phase diagram Methods 0.000 description 1
- 229920000435 poly(dimethylsiloxane) Polymers 0.000 description 1
- 229920000223 polyglycerol Polymers 0.000 description 1
- 229920000151 polyglycol Polymers 0.000 description 1
- 239000010695 polyglycol Substances 0.000 description 1
- ODGAOXROABLFNM-UHFFFAOYSA-N polynoxylin Chemical compound O=C.NC(N)=O ODGAOXROABLFNM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920002451 polyvinyl alcohol Polymers 0.000 description 1
- 239000000047 product Substances 0.000 description 1
- 238000010926 purge Methods 0.000 description 1
- HNJBEVLQSNELDL-UHFFFAOYSA-N pyrrolidin-2-one Chemical compound O=C1CCCN1 HNJBEVLQSNELDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 159000000000 sodium salts Chemical class 0.000 description 1
- 235000019832 sodium triphosphate Nutrition 0.000 description 1
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 1
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 1
- 229910001220 stainless steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010935 stainless steel Substances 0.000 description 1
- 150000005846 sugar alcohols Polymers 0.000 description 1
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- 230000002195 synergetic effect Effects 0.000 description 1
- 229920001897 terpolymer Polymers 0.000 description 1
- 231100000331 toxic Toxicity 0.000 description 1
- 230000002588 toxic effect Effects 0.000 description 1
- ZIBGPFATKBEMQZ-UHFFFAOYSA-N triethylene glycol Chemical compound OCCOCCOCCO ZIBGPFATKBEMQZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000009827 uniform distribution Methods 0.000 description 1
- 229920002554 vinyl polymer Polymers 0.000 description 1
- 239000007762 w/o emulsion Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/52—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
Abstract
Изобретение относится к способам ингибирования образования газовых гидратов в различных углеводородсодержащих жидкостях и газах, содержащих воду и гидратообразующие агенты, и может быть использовано в процессах добычи, переработки и транспортировки углеводородного сырья для предотвращения образования газовых гидратов. Технический результат - повышение ингибирующей способности способа, обеспечение предотвращения образования гидратов как по кинетическому, так и одновременно по кинетическому и термодинамическому механизмам, расширение температурного диапазона его применимости, возможность предотвращения образования льда в ингибируемой среде в низкотемпературных условиях, упрощение процессов перекачки и дозирования композиции, используемой при проведении данного способа. Способ ингибирования гидратообразования путем ввода в ингибируемую среду композиции, содержащей водорастворимый полимер, поверхностно-активное вещество - ПАВ, пеногаситель, воду и растворитель: метанол, этанол, моно- и олигомерные этиленгликоли, моно- и олигомерные пропиленгликоли, глицерин, моноалкиловые эфиры С1-С4 моно- и олигомерных этиленгликолей, моноалкиловые эфиры С1-С4 моно- и олигомерных пропиленгликолей, этаноламины или их смесь, отходы химических производств, представляющие собой побочные продукты гидратации этиленоксида и пропиленоксида, кубовые остатки производств алкиловых эфиров моноэтиленгликоля, где в качестве ПАВ использовано соединение, выбранное из группы соединений, имеющих указанные формулы, при следующем соотношении компонентов, % мас.: водорастворимый полимер 1,0-25,0, ПАВ 2,0-20,0, пеногаситель 0-10,0, вода 0-15,0, растворитель остальное. 1 табл., 6 пр.
Description
Изобретение относится к способам ингибирования образования газовых гидратов в различных углеводородсодержащих жидкостях и газах, содержащих, содержащих воду и гидратообразующие агенты и может быть использовано в процессах добычи, переработки и транспортировки углеводородного сырья для предотвращения образования газовых гидратов.
Газовые гидраты являются частным случаем соединений включения, которые образуются при внедрении низкомолекулярных веществ в полости кристаллической решетки, формируемой водородно-связанными молекулами воды. Образование гидратов происходит при наличии свободной воды и подходящего гидратообразователя (СН4, C2H6, С3Н8, i-С4Н10, n-С4Н10, СО2, H2S, N2 и т.п.) при определенных термобарических условиях, зависящих от состава системы. При добыче и транспортировке углеводородного сырья часто возникают осложнения, связанные с образованием газовых гидратов в стволе скважин, трубопроводах и оборудовании. За счет действия капиллярных сил кристаллы гидратов подвержены агломерации, приводящей к формированию гидратных пробок, которые могут полностью блокировать прохождение потока флюидов в стволе скважины, участке трубопровода или в технологическом оборудовании. Образование гидратов является нежелательным явлением, так как приводит к остановке технологических процессов добычи, транспортировки, переработки углеводородного сырья. В связи с этим актуальной научно-техническое задачей является разработка новых более эффективных способов для ингибирования газовых гидратов.
Известен способ ингибирования образования гидратов, включающий использование индивидуальных термодинамических ингибиторов гидратообразования (ТИГ), в частности, низкомолекулярных спиртов (метанол и олигомерные гликоли) (RU 2049957, 1998). Высокие рабочие концентрации ТИГ в водной фазе (до 70% мас.) уменьшают активность воды в растворе, что приводит к понижению равновесной температуры гидратообразования и кристаллизации льда в таких системах. Достоинством способа является возможность его применения в низкотемпературных условиях ниже 0°С, когда требуется одновременное предотвращение формирования льда и гидратов. Недостатками способа являются повышенный расход ингибиторов из-за их высоких рабочих концентраций в водной фазе (до 70% мас.), высокая токсичность и пожароопасность низших спиртов, высокая растворимость метанола в сжатом газе и, как следствие повышенный удельный расход за счет уноса с потоком газа.
Известны способы предотвращения агломерации газовых гидратов и образования гидратных пробок, основанные на использовании антиагломерантов (US 6444852, 2002; US 7958939, 2001; СА 2983402, 2016). Данные реагенты относятся к так называемым малодозовым гидратным ингибиторам (рабочие концентрации в водной фазе 0,1-2% мас.) и по своей природе являются поверхностно-активными веществами, которые не влияют на термодинамические условия гидратообразования, не замедляют нуклеацию гидратов, но, при этом, способствуют образованию текучей гидратной суспензии, которая может свободно транспортироваться в режиме многофазного потока без образования гидратных пробок. Таким образом, по своей сути антиагломеранты представляют собой ингибиторы отложений газовых гидратов. Недостатки способа заключаются в том, что из-за низких концентраций в водной фазе антиагломеранты не понижают точку замерзания воды и, поэтому, не могут применяться в низкотемпературных условиях, когда требуется одновременное предотвращение образования льда и газовых гидратов. Кроме того, для эффективной работы антиагломерантов обязательно требуется наличие жидкой углеводородной фазы (нефть, конденсат) для образования и стабилизация эмульсии обратного типа «вода-в масле». Необходимость разрушения эмульсии при использовании антиагломерантов значительно усложняет технологический процесс.
Известны способы для предотвращения гидратообразования с помощью малодозовых агентов другого типа - кинетических ингибиторов гидратообразования (КИГ) (RU 2137740, 1999; RU 2436806, 2011; RU 2504642, 2013). Свойствами кинетических ингибиторов обладают амфифильные водорастворимые полимеры и олигомеры определенной структуры, способные за счет специфических взаимодействий в водном растворе замедлять процессы нуклеации гидратов и роста гидратных кристаллов. Уменьшение скорости нуклеации гидратов приводит к тому, что система, содержащая гидратообразующие компоненты и воду, может значительное время оставаться метастабильной по отношению к гидратной фазе, т.е. в системе наблюдается индукционный период (задержка) образования гидратной фазы. Недостаток способа заключается в низкой концентрации КИГ в водной фазе (до 2% мас.), что не позволяет понизить равновесную температуру кристаллизации льда и разложения газовых гидратов, т.е. влияние на термодинамику процесса отсутствует. Этот факт накладывает ограничение на использование КИГ в технологических процессах при низких температурах, когда требуется одновременное предотвращение образования льда и газовых гидратов. При этом индукционный период образования гидрата значительно зависит от движущей силы процесса (степень переохлаждения или разность между равновесной и фактической температурой гидратообразования). КИГ становятся неэффективными (индукционный период приближается к нулевому) при высоких значениях степени переохлаждения (выше 12°С). Кроме того, КИГ значительно хуже ингибируют образование гидратов кубической структуры I (метан, углекислый газ, сероводород) по сравнению с гидратами кубической структуры II (углеводородные газовые смеси).
Также известен способ ингибирования гидратообразования, включающий использование кинетического ингибитора гидратообразования Luvicap EG, выпускаемого компанией BASF (Wu R. et al. Methane-propane mixed gas hydrate film growth on the surface of water and Luvicap EG solutions // Energy & Fuels. - 2013. - T. 27. - №. 5. - C. 2548-2554). Данный ингибитор представляет собой 40% раствор поли(N-винилкапролактама) в моноэтиленгликоле.
Недостатками указанного способа являются невозможность его использования при температуре ниже минус 12,9°С (температура застывания используемого в способе ингибитора), технологические проблемы, связанные со сложностью перекачки и дозирования используемого ингибитора вследствие его высокой динамической вязкости (16700 мПа⋅с при 20°С). Кроме того, данный способ не обеспечивает существенного индукционного периода образования гидратной фазы при высоких значениях степени переохлаждения.
Более близким к изобретению является способ ингибирования гидратообразования с помощью состава для предотвращения гидратных, солевых отложений и коррозии (RU 2504571, 2014), включающий поверхностно-активное вещество, полимер: сополимер пирролидона или капролактама, терполимер на основе N-винил-2 пиролидона, полиакриламид, гипан, полипропиленгликоль, полиоксипропиленполиол, диметиламиноэтилметакрилат, простой эфир марки Лапрол, гидроксиэтилцеллюлозу; ингибитор солеотложений: замещенную аминополикарбоновую или фосфоновую кислоту, двунатриевую соль этилендиаминтетрауксусной кислоты и натриевую соль аминометиленфосфоновой кислоты, гексаметафосфат или триполифосфат натрия, хлорид или нитрат аммония; спирт в виде смеси формалина, или уротропина, или карбамидоформальдегидного концентрата-КФК: одноатомный спирт С1-С4, кубовые остатки производства бутиловых спиртов методом оксосинтеза, эфироальдегидную фракцию - побочный продукт при ректификации этилового спирта; двухатомный спирт С1-С3, низкомолекулярный полиэтиленгликоль и полигликоль марки Гликойл-1; многоатомный спирт: глицерин или продукт его содержащий - полиглицерин в объемном соотношении от 1:4-1 и минерализованную воду при следующем соотношении компонентов, % мас.:
| ПАВ или смесь ПАВ | 0,1-3,0 |
| Указанный полимер | 0,02-3,0 |
| Указанный ингибитор солеотложений | 0,1-3,0 |
| Указанная смесь | 5,0-30,0 |
| Минерализованная вода | остальное |
Недостатки указанного способа заключаются в следующем.
Исходя из качественного и количественного (компонентного) состава используемого в известном способе ингибитора гидратообразования, данному способу свойственна низкая ингибирующая способность как из-за использования полимеров, у которых свойства кинетических ингибиторов гидратообразования выражены в незначительной степени (полиакриламид, гипан, полипропиленгликоль, полиоксипропиленполиол, простой эфир марки Лапрол, гидроксиэтилцеллюлоза), так и вследствие низкого содержания полимера и ПАВ в составе ингибитора, что приводит к недостаточно низкой температуре начала гидратообразования (кинетический ингибирующий эффект). Низкое содержание компонентов с антифризными свойствами (соли и спирты) в составе ингибитора обуславливает невозможность использования известного способа при температуре ниже примерно минус 30°С вследствие возможной кристаллизации воды. При этом, наличие в используемом составе компонентов, имеющих функцию, отличную от функции ингибирования гидратообразования (ингибитор солеотложений), приводит к дополнительному снижению ингибирующей способности способа. К снижению ингибирующей способности способа приводит также ограниченная смешиваемость используемых в составе одноатомных спиртов С1-С4 с пластовой водой высокой минерализации (более 100 г/л), используемой в больших количествах (61-94,78%).
Кроме того, известный способ является экологически небезопасным из-за наличия в используемом составе ядовитого и канцерогенного формальдегида и уротропина, который легко гидролизуется с образованием формальдегида. Дополнительным недостатком используемого в известном способе состава является его потенциальная пожаро- и взрывоопасность при использовании вместо пластовой воды концентрированных водных растворов нитрата аммония и щелочных металлов, способных играть роль окислителя, в сочетании со спиртами, органическими ПАВ и полимерами, которые могут выступать в качестве топлива.
Таким образом, указанный способ характеризуется низкой эффективностью.
Техническая проблема изобретения заключается в повышении эффективности способа ингибирования гидратообразования - повышении его ингибирующей способности, расширении температурного диапазона его применимости в низкотемпературных условиях.
Указанная техническая проблема решается описываемым способом ингибирования гидратообразования путем ввода в ингибируемую среду композиции, содержащей водорастворимый полимер, поверхностно-активное вещество, пеногаситель, воду и растворитель: метанол, этанол, моно- и олигомерные этиленгликоли, моно- и олигомерные пропиленгликоли, глицерин, моноалкиловые эфиры С1-С4 моно- и олигомерных этиленгликолей, моноалкиловые эфиры С1-С4 моно- и олигомерных пропиленгликолей, этаноламины или их смесь, отходы химических производств, представляющие собой побочные продукты гидратации этиленоксида и пропиленоксида, кубовые остатки производств алкиловых эфиров моноэтиленгликоля при следующем соотношении компонентов, % мас.:
| водорастворимый полимер | 1,0-25,0 |
| поверхностно-активное вещество | 2,0-20,0 |
| пеногаситель | 0-10,0 |
| вода | 0-15,0 |
| растворитель | остальное до 100, |
причем в качестве поверхностно-активного вещества используют соединения общей формулы, выбранной из группы, включающей общие формулы 1-6:
где R - углеводородный радикал С6-С17,
R1, R2 - углеводородные радикалы C1-С4,
х равен от 1 до 5; у равен от 1 до 5;
где R1, R2 - углеводородные радикалы C1-С4,
х равен от 1 до 15, у равен от 1 до 5;
где R1, R2 - углеводородные радикалы C1-С4,
х равен от 1 до 15, у равен от 1 до 5;
где R1, R2 - углеводородные радикалы C1-С4,
х равен от 1 до 15;
где R1, R2, R3, R4 - углеводородные радикалы C1-С4,
х равен от 1 до 15, у равен от 1 до 5;
где R1, R2, R3, R4 - углеводородные радикалы C1-С4,
х равен от 1 до 15.
Достигаемый технический результат заключается в снижении температуры начала гидратообразования используемого в способе ингибитора гидратообразования (композиции), в понижении его температуры застывания и, как следствие, в депрессии температуры образования льда в ингибируемой среде при одновременном обеспечении предотвращения образования гидратов как по кинетическому, так и по кинетическому и термодинамическому механизмам.
Сущность описываемого способа ингибирования гидратообразования заключается в следующем.
Описываемый способ может быть использован для ингибирования образования газовых гидратов в широком диапазоне температур окружающей среды, в том числе и в низкотемпературных условиях (менее 0°С), при высоких значениях степени переохлаждения. Способ может применяться для ингибировании газовых гидратов кубической структуры I (метан, углекислый газ, сероводород), кубической структуры II (углеводородные газовые смеси, смеси углеводородов с неуглеводородными компонентами). Способ может использоваться как в двухфазных системах газ - вода (в том числе, минерализованная), так и в многофазных системах с жидкими углеводородами (нефть, газовый конденсат). В зависимости от концентрации растворителя используемая в способе композиция имеет свойства кинетического ингибитора (при низком содержании растворителя - менее 50-60% мас.), либо проявляет дуальные ингибирующие свойства (кинетический и термодинамический эффект) при содержании растворителя более 50-60% мас. Изменение типа и концентрации растворителя в составе ингибитора, используемого в заявленном способе, приводит к обеспечению необходимых значений вязкости данного ингибитора, температуры застывания и кристаллизации ингибитора, а также, температуры кристаллизации льда в ингибируемой среде, содержащей воду.
Используемые в составе композиции (ингибитора гидратообразования) описываемого способа компоненты значительно замедляют образование зародышей гидратной фазы (нуклеацию), ингибируют рост кристаллов газовых гидратов и предотвращают агломерацию кристаллов гидратов меньшего размера в более крупные.
Описываемый способ может использоваться для ингибирования гидратов в таком углеводородсодержащем сырье как, например, нефтяные водосодержащие эмульсии, указанные эмульсии, содержащие углеводородный газ, газовый конденсат, сырье, содержащее гидратообразующий газ, воду, а также другое углеводородсодержащее сырье, содержащее воду и гидратообразующие компоненты, характерное, в частности, для процессов добычи, переработки и транспортировки углеводородного сырья.
В зависимости от заданного типа ингибитора, определяемого соотношением растворителя и оставшихся компонентов, используемую композицию вводят в исходное сырье в количестве 0,2-70,0% от массы воды, содержащейся в указанном сырье. В каждом конкретном случае оптимальное значение дозировки может определяться по результатам лабораторных исследований в зависимости от состава композиции (ингибитора), состава флюидов конкретного объекта (газ, пластовая вода, нефть, газовый конденсат), температуры, давления.
В ингибиторе, применяемом в описываемом способе, в качестве водорастворимого полимера используют поли(N-виниллактамы), в частности, поли(N-винилпирролидон), поли(N-винилпиперидон), поли(N-винилкапролактам), поли(N-винилэнантолактам), полиакриламид и его производные, в частности, поли(N-изопропилакриламид), поли(N-акрилоилпирролидин), поли(N-глиоксилоилпирролидин), поли(N-этилметакриламид), поли(N-изопропилметакриламид), поливиниламид и его производные, полиаллиламид и его производные, сверхразветвленные полиэфирамиды, поливиниловый спирт и его производные, олигопептиды и антифризные белки, сополимеры, содержащие звенья указанных полимеров и другие высокомолекулярные соединения, способные замедлять процессы нуклеации и роста кристаллов газовых гидратов. Предпочтительно в качестве водорастворимого полимера используют поли(N-винилпирролидон), поли(N-винилпиперидон), поли(N-винилкапролактам), поли(N-изопропилакриламид), полиакрилоилпирролидин, поли(N-глиоксилоилпирролидин), поли(N-этилметакриламид), поли(N-изопропилметакриламид), поли(N-этилглицин), поли(N-изопропилглицин), поли(N-пропилглицин) и их сополимеры со звеньями N-винилпирролидона, N-винилпиперидона, N-винилкапролактама, винилацетата, винилового спирта, этиленоксида, пропиленоксида.
В ингибиторе, применяемом в описываемом способе, в качестве поверхностно-активного вещества используют соединения с приведенными выше общими формулами 1-6. Предпочтительно в качестве поверхностно-активного вещества используют соединения общей формулы 1, где R - углеводородный радикал C8-C15, R1, R2 - углеводородные радикалы C1-С4, х равен от 2 до 4, у равен от 1 до 3, соединения общей формулы 2, где R1, R2, - углеводородные радикалы С1-С4, х равен от 2 до 14, у равен от 1 до 3, соединения общей формулы 3, где R1, R2 - углеводородные радикалы C1-С4, х равен от 2 до 13, у равен от 1 до 3, соединения общей формулы 4, где R1, R2 - углеводородные радикалы C1-С4, х равен от 2 до 13, соединения общей формулы 5, где R1, R2, R3, R4 - углеводородные радикалы C1-С4, х равен от 2 до 13, у равен от 1 до 3; соединения общей формулы 6, где R1, R2, R3, R4 - углеводородные радикалы С1-С4, х равен от 2 до 13.
В качестве пеногасителя ингибитора гидратообразования описываемого способа используют жирные алифатические спирты, неионогенные поверхностно-активные вещества на основе жирных алифатических спиртов, полидиметилсилоксаны, сополимеры этиленоксида и пропиленоксида.
В ингибиторе, применяемом в описываемом способе, в качестве растворителя используют такие вещества, в частности, как метанол, этанол, моно- и олигомерные этиленгликоли (в частности, диэтиленгликоль, триэтиленгликоль, тетраэтиленгликоль, пентаэтиленгликоль), моно- и олигомерные пропиленгликоли (в частности, 1,2-пропиленгликоль, 1,3-пропиленгликоль, дипропиленгликоль, трипропиленгликоль, тетрапропиленгликоль, пентапропиленгликоль), глицерин, моноалкиловые эфиры (C1-C4) указанных соединений, этаноламины (в частности, моноэтаноламин, диэтаноламин, триэтаноламин) или их смесь. Предпочтительно в качестве растворителя используют метанол, этанол, моноэтиленгликоль, алкиловые эфиры моноэтиленгликоля. Наиболее предпочтительно в качестве растворителя используют метанол, моноэтиленгликоль, бутиловый эфир моноэтиленгликоля. Также допускается в качестве растворителя использовать отходы химических производств, представляющих собой побочные продукты гидратации этиленоксида и пропиленоксида (олигомерные полиэтиленгликоли и полипропиленгликоли), кубовые остатки производств алкиловых эфиров моноэтиленгликоля.
Наличие в ингибиторе поверхностно-активного вещества (ПАВ) общих формул 1-6 позволяет значительно снизить содержание водорастворимого полимера при одновременном повышении ингибирующей способности за счет проявления синергетического эффекта, связанного с совместным действием компонентов в растворе, что является неожиданным результатом. Более высокая ингибирующая способность позволяет уменьшить дозировку реагента при аналогичной эффективности процесса ингибирования газовых гидратов или повысить эффективность процесса ингибирования при одной и той же дозировке. Ингибитор, используемый в предложенном способе, характеризуется значительно меньшей вязкостью по сравнению с известными из уровня техники высоковязкими ингибиторами, например, Luvicap EG. Использование растворителя в составе композиции (ингибитора) позволяет придать последней необходимые низкотемпературные свойства, что позволяет применять описываемый способ при отрицательных температурах ингибируемой среды. Введение в композицию воды необходимо для обеспечения более низкой температуры застывания ингибитора в случае использования в качестве растворителя гликолей и этаноламинов. Наличие в смеси поверхностно-активных веществ в сочетании с полимерным компонентом придает композиции способность не только предотвращать образование газовых гидратов по кинетическому механизму, но и позволяет предотвращать агломерацию образующихся гидратных кристаллов. Кроме того, при содержании растворителя выше 50 - 60% мас. композиция может использоваться как комбинированный реагент, способный ингибировать образование гидратов одновременно по кинетическому и термодинамическому механизму, а также предотвращать образование льда в ингибируемой среде в низкотемпературных условиях. Наличие в составе композиции водорастворимого полимера, поверхностно-активных веществ и растворителя в таком случае позволяет значительно повысить эффективность процесса ингибирования гидратообразования и снизить расход термодинамического ингибитора.
Композицию (ингибитор гидратообразования), используемую в описываемом способе, готовят путем компаундирования компонентов. В реактор, снабженный перемешивающим устройством, дозируют растворитель и воду. Перемешивают до образования гомогенного раствора. После этого в полученную массу добавляют водорастворимый полимер и пеногаситель. Повторно перемешивают до однородного состояния. На конечной стадии в полученный раствор добавляют поверхностно-активное вещество и гомогенизирируют полученную смесь путем перемешивания. Полученную композицию (ингибитор) вводят в ингибируемую среду (поток флюидов) различным образом, в частности, непосредственно в сырье, закачивают в прискважинную зону или в участок трубопровода. Ввод ингибитора в ингибируемую среду, содержащей воду и гидратообразующие компоненты, может осуществляться с помощью форсуночных устройств, как в направлении потока флюидов, так и против него. Ввод в противотоке обеспечивает более быстрое и равномерное распределение ингибитора в ингибируемой среде. Описываемый способ желательно проводить при значении температуры равной или более высокой, чем равновесная температура гидратообразования среды.
Изобретение иллюстрируется примерами, не ограничивающими его использование.
Пример 1.
По вышеописанной технологии готовят ингибитор гидратообразования следующего состава, % масс.:
| - водорастворимый полимер - сополимер N-винилкапролактама и | |
| N-винилпирролидона | 25,0 |
| - ПАВ общей формулы 2, где | |
| R1 - радикал СН3, | |
| R2 - радикал СН3, | |
| х равен 12, у равен 1 | 20,0 |
| - пеногаситель - изоамиловый спирт | 10,0 |
| - растворитель - метанол | 45,0 |
Пример 2.
По вышеописанной технологии готовят ингибитор гидратообразования следующего состава, % масс.:
| - водорастворимый полимер - поли-N-винилкапролактам | 14,0 |
| - ПАВ общей формулы 1, где | |
| R - радикал С11, | |
| R1 - радикал СН3, | |
| R2 - радикал C2H5, | |
| х равен 3, у равен 1 | 12,0 |
| - пеногаситель – оксиэтилированный | |
| 2,4,7,9-тетраметил-5-децин-4,7-диол | 5,0 |
| - вода | 10,0 |
| растворитель - моноэтиленгликоль | 59,0 |
Пример 3.
По вышеописанной технологии готовят ингибитор гидратообразования следующего состава, % масс.:
| - водорастворимый полимер – сополимер | |
| N-акрилоилпирролидина и N-винилпирролидона | 1,0 |
| - ПАВ общей формулы 3, где | |
| R1 - радикал н-С4Н9, | |
| R2 - радикал н-C3H7, | |
| х равен 7, у равен 3 | 2,0 |
| - вода | 15,0 |
| - растворитель - моноэтиленгликоль | 82,0 |
Пример 4.
По вышеописанной технологии готовят ингибитор гидратообразования следующего состава, % масс.:
| - водорастворимый полимер – сополимер | |
| N-винилкапролактама и винилового спирта | 25,0 |
| - ПАВ общей формулы 4, где | |
| R1 - радикал н-С4Н9, | |
| R2 - радикал н-C4H9, | |
| х равен 7 | 15,0 |
| - пеногаситель - сополимер этиленоксида и пропиленоксида | 10,0 |
| - растворитель - метиловый эфир моноэтиленгликоля | 50,0 |
Пример 5.
По вышеописанной технологии готовят ингибитор гидратообразования следующего состава, % масс.:
| - водорастворимый полимер - поли-N-изопропилакриламид | 20,0 |
| - ПАВ общей формулы 5, где | |
| R1 - радикал СН3, | |
| R2 - радикал н-С3Н7, | |
| R3 - радикал н-С4Н9, | |
| R4 - радикал н-С3Н7, | |
| х равен 8, у равен 2 | 10,0 |
| - пеногаситель – оксиэтилированный | |
| 3,5,8,10-тетраметилдодекан-5,8-диол | 5,0 |
| - растворитель - бутиловый эфир моноэтиленгликоля | 65,0 |
Пример 6.
По вышеописанной технологии готовят ингибитор гидратообразования следующего состава, % масс.:
| - водорастворимый полимер - сополимер N-винилкапролактама и | |
| N-винилпирролидона | 2,0 |
| - ПАВ общей формулы 6, где | |
| R1 - радикал н-С4Н9, | |
| R2 - радикал н-С4Н9, | |
| R3 - радикал н-С4Н9, | |
| R4 - радикал н-С4Н9, | |
| х равен 6 | 2,0 |
| - пеногаситель – оксиэтилированный | |
| 2,4,7,9-тетраметил-5-децин-4,7-диол | 1,0 |
| - растворитель - этанол | 95,0 |
Заявленный способ иллюстрируют на примере использования в качестве исходного углеводородсодержащего сырья модельной системы, состоящей из газовой смеси 95,66% СН4+4,34% С3Н8 (% мол.) и воды.
Образцы ингибиторов гидратообразования характеризуют путем измерений:
- динамической вязкости состава η при температуре 20,0°С, которое проводят с использованием ротационного вискозиметра Rheotest RV2.1 при скорости сдвига 24,3 с-1;
- температуры застывания состава Тр по ГОСТ 20287-91 (при отсутствии воды в композиции) или температуры замерзания по ASTM D 1177 (при наличии воды в композиции);
- температуры начала гидратообразования T1 и степени переохлаждения начала гидратообразования ΔТ1 характеризующих кинетический ингибирующий эффект образца.
Температуру и степень переохлаждения начала гидратообразования измеряют по следующей методике.
Исследование проводят на лабораторной установке Sapphire Rocking Cell RCS6. С помощью лабораторных весов Ohaus Pioneer РА413С готовят водный раствор исследуемых образцов. В каждую сапфировую ячейку установки RCS6 помещают шар из нержавеющей стали диаметром 10 мм (элемент для перемешивания) и с помощью пипет-дозатора заливают по 10 мл раствора ингибитора концентрацией 1% мас. Отношение свободного объема к объему жидкости в каждой ячейке составляет 1:1. Ячейки устанавливают в термостатируемой ванне установки и герметично закрывают. Объем ванны заполняют теплоносителем. Свободный объем ячеек продувают гидратообразующим газом с целью удаления воздуха. После продувки ячейки наполняют гидратообразующим газом до начального давления 60 бар при комнатной температуре 21°С. Включают перемешивание содержимого ячеек путем их отклонения относительно горизонтального положения на угол ±45° с частотой 10 мин-1. Перемешивание остается включенным далее на протяжении всего эксперимента. Периодическое отклонение ячеек приводит к перемещению шарика от одного края ячейки к другому. При перемещении каждый раз шарик пересекает границу раздела газ-жидкость, что приводит к возникновению сдвигающих сил и способствует протеканию процесса нуклеации газовых гидратов на границе раздела газ-жидкость-металл. После этого температуру в ванне устанавливают на 1 час на таком уровне, чтобы Р,T-условия в ячейках соответствовали двухфазной области V-Lw (газ-водный раствор) на фазовой диаграмме вблизи линии трехфазного равновесия V-Lw-H (газ-водный раствор-газовый гидрат). После взаимного насыщения газовой и жидкой фаз температуру в ванне понижают со скоростью 1°С/ч, фиксируя при этом визуально содержимое сапфировых ячеек и контролируя измерение температуры и давления во всех ячейках. Давление во всех ячейках падает линейно при охлаждении со скоростью 1°С до тех пор, пока не начинается процесс гидратообразования. Из-за поглощения гидратообразующего газа зависимости давления от времени отклоняются от прямой. Фиксируют температуру T1 и давление P1 в каждой ячейке, при которых начинается отклонение указанных зависимостей от прямых. На основании полученных ранее экспериментальных данных по условиям фазового равновесия гидратов модельной метан-пропановой газовой смеси рассчитывают степень переохлаждения ΔТ1 при которой начинается процесс гидратообразования. ΔT равна разности между Teq и Т1 где Teq - равновесная температура при давлении P1 для модельной газовой смеси 4,34% С3Н8+95,66% СН4. Teq рассчитывают путем полиномиального уравнения регрессии, полученного при обработке экспериментальных результатов по условиям трехфазного равновесия Lw-V-H для модельной газовой смеси 4,34% С3Н8+95,66% CH4. Для каждого из образцов проводят не менее 12 экспериментов, по результатам которых производят усреднение температуры, давления, степени переохлаждения начала гидратообразования и рассчитывают стандартное отклонение данных величин для каждого из образцов. Величина ΔТ1 свидетельствует об эффективности образцов ингибиторов на стадии нуклеации газовых гидратов (кинетический ингибирующий эффект).
Результаты испытаний полученных образцов приведены в таблице 1.
Из полученных результатов следует, что описываемый способ обладает более высокой ингибирующей способностью (температура начала гидратообразования для состава ингибитора, используемого в заявленном способе ниже на 7,9-10,8°С, чем для состава, используемого в известном способе), а также может эффективно проводиться при более низких температурах ингибируемой и окружающей среды, чем известный способ (ниже минус 30°С), позволяя более эффективно предотвращать образование льда в ингибируемой среде в широком диапазоне низкотемпературных условий.
Проведение описываемого способа с использованием иной ингибируемой среды, композиции, содержащей иные вышеперечисленные вещества, в иных концентрациях, входящих в указанный выше интервал, приводит к аналогичным результатам. Использование в способе
содержащей компоненты в количествах, выходящих за данный интервал, не приводит к желаемым результатам.
Таким образом, заявленный способ характеризуется высокой ингибирующей способностью, расширенным температурным диапазоном применимости, эффективным предотвращением образования льда в ингибируемой среде в широком температурном интервале, включающем низкие температуры. Кроме того, заявленный способ является более экологически безопасным из-за отсутствия в используемом составе ингибитора канцерогенного формальдегида и пожаробезопасным (отсутствие в используемом составе ингибитора кислородсодержащих солей-окислителей).
Claims (22)
- Способ ингибирования гидратообразования путем ввода в ингибируемую среду композиции, содержащей водорастворимый полимер, поверхностно-активное вещество, пеногаситель, воду и растворитель: метанол, этанол, моно- и олигомерные этиленгликоли, моно- и олигомерные пропиленгликоли, глицерин, моноалкиловые эфиры С1-С4 моно- и олигомерных этиленгликолей, моноалкиловые эфиры С1-С4 моно- и олигомерных пропиленгликолей, этаноламины или их смесь, отходы химических производств, представляющие собой побочные продукты гидратации этиленоксида и пропиленоксида, кубовые остатки производств алкиловых эфиров моноэтиленгликоля при следующем соотношении компонентов, % мас.:
-
водорастворимый полимер 1,0-25,0 поверхностно-активное вещество 2,0-20,0 пеногаситель 0-10,0 вода 0-15,0 растворитель остальное до 100 - причем в качестве поверхностно-активного вещества используют соединения общей формулы, выбранной из группы, включающей общие формулы 1-6:
-
- где R - углеводородный радикал С6-С17,
- R1, R2 - углеводородные радикалы C1-С4,
- х равен от 1 до 5; у равен от 1 до 5;
-
- где R1, R2 - углеводородные радикалы C1-С4,
- х равен от 1 до 15, у равен от 1 до 5;
-
- где R1, R2 - углеводородные радикалы C1-С4,
- х равен от 1 до 15, у равен от 1 до 5;
-
- где R1, R2 - углеводородные радикалы C1-С4,
- х равен от 1 до 15;
-
- где R1, R2, R3, R4 - углеводородные радикалы C1-С4,
- х равен от 1 до 15, у равен от 1 до 5;
-
- где R1, R2, R3, R4 - углеводородные радикалы С1-С4,
- х равен от 1 до 15.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018140187A RU2706276C1 (ru) | 2018-11-14 | 2018-11-14 | Способ ингибирования гидратообразования |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018140187A RU2706276C1 (ru) | 2018-11-14 | 2018-11-14 | Способ ингибирования гидратообразования |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2706276C1 true RU2706276C1 (ru) | 2019-11-15 |
Family
ID=68580008
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2018140187A RU2706276C1 (ru) | 2018-11-14 | 2018-11-14 | Способ ингибирования гидратообразования |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2706276C1 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN116656330A (zh) * | 2023-05-29 | 2023-08-29 | 中国石油大学(北京) | 乙二胺类化合物作为水合物动力学抑制剂协同试剂的应用 |
Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO1996041784A1 (en) * | 1995-06-08 | 1996-12-27 | Exxon Production Research Company | Method for inhibiting hydrate formation |
| RU2134678C1 (ru) * | 1995-06-08 | 1999-08-20 | Эксон продакшн рисерч компани | Способ ингибирования образования гидратов |
| RU2137740C1 (ru) * | 1995-06-08 | 1999-09-20 | Эксон продакшн рисерч компани | Способ ингибирования образования клатрат-гидратов в жидкости |
| WO2007030435A1 (en) * | 2005-09-07 | 2007-03-15 | Baker Hughes Incorporated | Deep water completions fracturing fluid compositions |
| RU2436806C1 (ru) * | 2010-10-05 | 2011-12-20 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования Российский государственный университет нефти и газа имени И.М. Губкина | Способ ингибирования образования газовых гидратов |
| RU2481375C1 (ru) * | 2011-12-08 | 2013-05-10 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Ингибитор гидратообразования кинетического действия |
| RU2504642C2 (ru) * | 2012-03-26 | 2014-01-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Дельта-пром инновации" | Способ ингибирования образования гидратов углеводородов |
| RU2504571C2 (ru) * | 2011-09-21 | 2014-01-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Дельта-пром инновации" | Состав для предотвращения гидратных, солевых отложений и коррозии |
-
2018
- 2018-11-14 RU RU2018140187A patent/RU2706276C1/ru active
Patent Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO1996041784A1 (en) * | 1995-06-08 | 1996-12-27 | Exxon Production Research Company | Method for inhibiting hydrate formation |
| RU2134678C1 (ru) * | 1995-06-08 | 1999-08-20 | Эксон продакшн рисерч компани | Способ ингибирования образования гидратов |
| RU2137740C1 (ru) * | 1995-06-08 | 1999-09-20 | Эксон продакшн рисерч компани | Способ ингибирования образования клатрат-гидратов в жидкости |
| WO2007030435A1 (en) * | 2005-09-07 | 2007-03-15 | Baker Hughes Incorporated | Deep water completions fracturing fluid compositions |
| RU2436806C1 (ru) * | 2010-10-05 | 2011-12-20 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования Российский государственный университет нефти и газа имени И.М. Губкина | Способ ингибирования образования газовых гидратов |
| RU2504571C2 (ru) * | 2011-09-21 | 2014-01-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Дельта-пром инновации" | Состав для предотвращения гидратных, солевых отложений и коррозии |
| RU2481375C1 (ru) * | 2011-12-08 | 2013-05-10 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Ингибитор гидратообразования кинетического действия |
| RU2504642C2 (ru) * | 2012-03-26 | 2014-01-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Дельта-пром инновации" | Способ ингибирования образования гидратов углеводородов |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN116656330A (zh) * | 2023-05-29 | 2023-08-29 | 中国石油大学(北京) | 乙二胺类化合物作为水合物动力学抑制剂协同试剂的应用 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2562974C2 (ru) | Композиция и способ снижения агломерации гидратов | |
| CA2911915C (en) | Multifunctional foaming composition with wettability modifying, corrosion inhibitory and mineral scale inhibitory/dispersants properties for high temperature and ultra high salinity | |
| RU2705645C1 (ru) | Ингибитор гидратообразования | |
| EP2651877B1 (en) | Composition and method for reducing hydrate agglomeration | |
| US5841010A (en) | Surface active agents as gas hydrate inhibitors | |
| FI108563B (fi) | Öljy- ja kaasukenttäkemikaaleja | |
| US6177497B1 (en) | Additives for inhibiting gas hydrate formation | |
| CA3019857C (en) | Low logp molecules for depressing solidification point of paraffin inhibitor concentrates | |
| Qin et al. | Relationship between the interfacial tension and inhibition performance of hydrate inhibitors | |
| MX2012014187A (es) | Composicion espumante con propiedades modificadoras de la mojabilidad e inhibitorias de la corrosion para alta temperatura y ulra alta temperatura. | |
| EP2374530A1 (en) | Foaming composition for high temperature and salinity | |
| Semenov et al. | Gas hydrate nucleation and growth in the presence of water-soluble polymer, nonionic surfactants, and their mixtures | |
| USH1749H (en) | Method for inhibiting hydrate formation | |
| PT2640803T (pt) | Agentes espumantes para injecção em poços perfurados | |
| BRPI1009504B1 (pt) | composições para a inibição da formação de aglomerados de hidrato em um fluido e métodos de inibição da formação de aglomerados de hidrato em um fluido | |
| BR112015012300B1 (pt) | compostos inibidores de hidrato de gás beta-amino éster, composição compreendendo estes e método para inibir a formação de aglomerados de hidrato | |
| Popoola et al. | Triethanolamine (TEA) as flow improver for heavy crude oils | |
| IT201600130556A1 (it) | Inibitori di idrati di gas | |
| IT201600130571A1 (it) | Inibitori di idrati di gas | |
| RU2706276C1 (ru) | Способ ингибирования гидратообразования | |
| WO2002086381A1 (en) | Drag reduction using fatty acids | |
| RU2677494C1 (ru) | Кинетический ингибитор гидратообразования | |
| US11421142B2 (en) | Composition which makes it possible to delay the formation of gas hydrates | |
| WO2002086031A1 (en) | Drag reduction using maleated fatty acids | |
| RU2659055C1 (ru) | Способ получения и применения длительно действующих реагентов для защиты добывающих нефтяных скважин и сопряженного технологического оборудования от коррозии и солеотложения |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| QB4A | Licence on use of patent |
Free format text: LICENCE FORMERLY AGREED ON 20200528 Effective date: 20200528 |