DE19622933A1 - Verfahren zur Inhibierung von Hydratbildung - Google Patents

Verfahren zur Inhibierung von Hydratbildung

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Description

Die Erfindung betrifft ein Verfahren zur Inhibierung der Bildung von Clathrathydraten in einem fluiden Medium. Sie betrifft insbesondere, jedoch nicht ausschließlich, ein Verfahren zur Inhibierung der Bildung von Gashydraten in Öl- oder Gasleitungen. Die Erfindung betrifft ebenfalls die Verwendung eines Anti-Clathrathydrat-Bildungspolymers in einem fluiden Medium unter Inhibierung der Bildung von Clathrathydraten.
Kohlendioxid, Schwefelwasserstoff und verschiedene Kohlenwasserstoffe, wie Methan, Ethan, Propan, n-Butan und Isobutan, sind im Erdgas und anderen fluiden Erdöl- bzw. Erdgasmedien vorhanden. Man findet jedoch, daß Wasser typischerweise in variierenden Mengen mit solchen Bestandteilen von fluiden Erdöl- bzw. Erdgasmedien vermischt ist. Unter erhöhtem Druck und niedriger Temperatur können sich Clathrathydrate bilden, wenn solche Bestandteile von fluiden Erdöl- bzw. Erdgasmedien oder andere Hydratbildner sich mit Wasser vermischen. Clathrathydrate sind Wasserkristalle, die käfigähnliche Strukturen um eingeschlossene Moleküle, wie z. B. hydratbildende Kohlenwasserstoffe oder Gase, bilden. Einige hydratbildende Kohlenwasserstoffe umfassen, ohne hierauf beschränkt zu sein, Methan, Ethan, Propan, Isobutan, Butan, Neopentan, Ethylen, Propylen, Isobutylen, Cyclopropan, Cyclobutan, Cyclopentan, Cyclohexan und Benzol. Einige hydratbildende Gase umfassen, ohne hierauf beschränkt zu sein, Sauerstoff, Stickstoff, Schwefelwasserstoff, Kohlendioxid, Schwefeldioxid und Chlor.
Gashydratkristalle oder Gashydrate sind eine Klasse von Clathrathydraten von besonderem Interesse für die Erdölindustrie, da sie die Blockade von Leitungen bei der Gewinnung und/oder dem Transport von Erdgas und anderen fluiden Erdöl- bzw. Erdgasmedien verursachen können. So kann z. B. Ethan bei einem Druck von ca. 1MPa Gashydrate bereits bei Temperaturen unterhalb von 4°C bilden, und bei einem Druck von 3MPa kann Ethan Gashydrate bei einer Temperatur unterhalb 14°C bilden. Solche Temperaturen und Drücke sind für viele Betriebsumgebungen nicht ungewöhnlich, wo Erdgas und andere fluide Erdöl- bzw. Erdgasmedien produziert und transportiert werden.
Als Gashydratagglomerate können sie eine Hydratblockade im Rohr oder in der Leitung für die Gewinnung und/oder den Transport von Erdgas oder anderen fluiden Erdöl- bzw. Erdgasmedien bewirken. Das Auftreten solcher Hydratblockaden kann zu einem Produktionsabfall und daher zu substantiellen finanziellen Verlusten führen. Ferner kann das Neuanlaufenlassen einer abgestellten Fabrik, insbesondere bei Produktions- oder Transporteinrichtung auf dem freien Meer schwierig sein, da häufig ein bedeutender Zeit-, Energie- und Materialaufwand sowie verschiedene ingenieurtechnische Anpassungen erforderlich sind, um die Hydratblockade sicher zu beseitigen.
Die Öl- und Gasindustrie setzt eine Vielzahl von Maßnahmen ein, um die Bildung von Hydratblockaden in Öl- oder Gasleitungen zu verhindern. Solche Maßnahmen umfassen die Einhaltung der Temperatur oder dem Druck außerhalb der hydratbildenden Bedingungen und Einleitung eines Gefrierschutzmittels, wie Methanol, Ethanol, Propanol oder Ethylenglykol. Vom Standpunkt des Ingenieurs erfordert die Einhaltung der Temperatur oder des Drucks außerhalb der hydratbildenden Bedingungen Modifikationen im Aufbau und Ausstattung, wie z. B. isolierte oder ummantelte Leitungen. Die Einrichtung und Wartung solcher Modifikationen sind teuer. Die Frostschutzmittelmenge, die erforderlich ist, um die Hydratblockade zu verhindern, liegt typischerweise bei 10 bis 30 Gew.% des im Öl- oder Gasstrom vorhandenen Wassers. Folglich können mehrere tausend Liter pro Tag eines solchen Lösungsmittels erforderlich sein. Solche Menge führen zu Problemen bei der Handhabung, Lagerung, Rückgewinnung und hinsichtlich einer möglichen Toxizität, mit denen man fertig werden muß. Ferner können diese Lösungsmittel nur schwer vollständig aus dem Produktions- oder Transportstrom zurückgewonnen werden.
Es besteht folglich ein Bedürfnis für einen Gashydratinhibitor, der bequem in niedrigen Konzentrationen mit den produzierten oder zu transportierenden fluiden Erdöl- bzw. Erdgasmedien vermischt werden kann. Ein solcher Inhibitor sollte die Nukleationsrate, das Wachstum und/oder die Agglomeration der Gashydratkristalle im fluiden Erdöl­ bzw. Erdgasstrom verringern und hierdurch die Bildung einer Hydratblockade in der Pipeline für den fluiden Erdöl- bzw. Erdgasmedien-Transport verhindern.
Ein Verfahren zur Durchführung der Erfindung verwendet Polymere (Gashydratinhibitoren), die in einem Konzentrationsbereich von ca. 0,01 Gew.% bis ca. 5 Gew.-% des im Öl- oder Gasstrom vorhandenen Wassers vorliegen können. Wie im folgenden ausführlicher dargestellt, zeigen die erfindungsgemäß verwendeten Inhibitoren eine hohe Wirksamkeit bei einem fluiden Erdöl- bzw. Erdgasmedium mit einer Wasserphase.
Erfindungsgemäß wird ein Verfahren zur Inhibierung der Bildung von Clathrathydraten in einem fluiden Medium mit hydratbildenden Bestandteilen bereitgestellt, welches umfaßt:
Behandlung des fluiden Mediums mit einem Inhibitor, der eines oder mehrere der Polymere mit den folgenden Amideinheiten (I) enthält:
worin die Summe von x und y eine Zahl von Einheiten ist, so daß das Molekulargewicht des Polymers zwischen 1.000 und 6.000.000 liegt; und n ist eine ganze Zahl von 1 bis 3.
Ein zweiter erfindungsgemäßer Aspekt umfaßt die Verwendung eines Polymers oder einer Polymerzusammensetzung, umfassend ein oder mehrere der Polymer mit der folgenden Amideinheit (I):
worin die Summe von x und y eine Zahl von Einheiten ist, so daß das mittlere Molekulargewicht für das Polymer zwischen ca. 1.000 und ca. 6.000.000 liegt; und n ist eine ganze Zahl von 1 bis 3, in einem fluiden Medium mit hydratbildenden Bestandteilen unter Inhibierung der Bildung von Clathrathydraten.
Die Erfindung wird unter Bezugnahme auf die Beispiele und der anliegenden Abb. 1 näher erläutert, wobei (1) eine Kurve nach der "besten Anpassung" darstellt (durchgezogen), die auf einem Miniloop-Unterkühlungstest der drei verschiedenen Copolymerzusammensetzungen von N- Methyl-N-vinylacetamid/Vinylcaprolactam (VIMA/VCap) mit 25 %, 50%, 75% Mol-Anteilen von VIMA und zwei Homopolymer- Zusammensetzungen, umfassend Poly(N-methyl-N-vinylacetamid) und Polyvinylcaprolactam beruht. (2) stellt eine Gerade (gepunktet) dar, welche das ungefähre arithmetische Mittel des Unterkühlungstests wiedergibt, welches über das gleiche Spektrum an VIMA/VCap-Copolymerzusammensetzungen erwartet wurde.
Das erfindungsgemäße Verfahren inhibiert die Bildung von Clathrathydraten in einem fluiden Medium mit hydratbildenden Bestandteilen. Die Bildung von Clathrathydraten bedeutet die Nukleusbildung, das Wachstum und/oder die Agglomeration von Clathrathydraten. Solche Clathrathydrate können in einem fluiden Medium gebildet werden, egal ob es sich fließend fortbewegt oder im wesentlichen stationär ist, sie sind jedoch oft am problematischsten in fließenden Fluidströmen, die in Röhren transportiert werden. Zum Beispiel können Einschränkungen im Fluß, die von teilweisen oder kompletten Blockaden in einem Fluidstrom herrühren, zur Ausbildung von Clathrathydraten an den Innenwänden des Rohres führen und sich entlang der Rohre ansammeln, welche um Transport des fluiden Mediums benutzt werden. Trotzdem kann die Erfindung zur Inhibierung der Bildung von Clathrathydraten auch in im wesentlichen stationären fluiden Medien eingesetzt werden.
In einem erfindungsgemäßen Aspekt wird eine konzentrierte Lösung oder Mischung von einem oder mehreren der Inhibitoren von im folgenden beschriebenen Typ in einen Erdgas- bzw. Erdölfluidstrom mit einer wäßrigen Phase eingeleitet. Da sich die erfindungsgemäße Inhibitorlösung oder -mischung in der wäßrigen Phase auflöst, oder in dem Fluidstrom dispergiert wird, vermindert sich die Rate, mit der die Clathrathydrate gebildet werden, und verringert dadurch die Tendenz zum Auftreten einer Fließblockade.
Gemäß einem bevorzugten Aspekt wird das feste Polymer zunächst in einem geeigneten Trägerlösungsmittel oder einer Flüssigkeit unter Herstellung einer konzentrierten Lösung oder Mischung gelöst. Hierbei ist festzustellen, daß viele Flüssigkeiten wirksam für Behandlung des Fluidstroms sind, ohne den Inhibitor zu lösen. Jedoch lösen viele Flüssigkeiten den Inhibitor bevorzugt und werden daher im folgenden aus Gründen der Einfachheit als Lösungsmittel bezeichnet, gleichgültig, ob sie eine Inhibitorlösung, -emulsion oder andere Mischungstypen ergeben. Der Hauptzweck des Lösungsmittels ist, als Träger für den Inhibitor zu dienen, und die Absorption des Inhibitors in die wäßrige Phase des fluiden Erdölmediums zu bewerkstelligen. Jedes Lösungsmittel, das für die Weitergabe des Inhibitors in die wäßrige Phase des fluiden Mediums geeignet ist, kann verwendet werden. Solche Lösungsmittel umfassen Wasser, Salzlösungen, Seewasser, chemisch hergestelltes Wasser, Methanol, Ethanol, Propanol, Isopropanol, Glykol und Mischungen solcher Lösungsmittel, sind jedoch nicht darauf beschränkt. Andere Lösungsmittel, die dem Fachmann vertraut sind, können ebenfalls verwendet werden.
Es ist festzustellen, daß die Verwendung eines Trägerlösungsmittels zur Durchführung der Erfindung nicht erforderlich ist, es ist jedoch ein bequemes Mittel zur Zuführung des Inhibitors in das fluide Medium. In vielen Anwendungen erfolgt die Behandlung des Fluidstroms unter Verwendung eines Trägerlösungsmittels.
Jede übliche Inhibitorkonzentration kann in dem Trägerlösungsmittel verwendet werden, so lange sie zur erwünschten Endkonzentration in der wäßrigen Phase des fluiden Erdöl- bzw. Erdgasmediums führt. Höhere Konzentrationen sind bevorzugt, da sie zu einem reduzierten Volumen an konzentrierter Lösung, welche gehandhabt und in das fluide Erdöl- bzw. Erdgasmedium eingeleitet werden muß, führen. Die erfindungsgemäß tatsächlich eingesetzte Konzentration hängt von der Auswahl des Trägerlösungsmittels, der chemischen Zusammensetzung des Inhibitors, der Systemtemperatur und der Löslichkeit des Inhibitors im Trägerlösungsmittel bei den Einsatzbedingungen ab.
Die Inhibitormischung wird in die wäßrige Phase des fluiden Erdölmediums unter Verwendung einer mechanischen Vorrichtung, wie z . B. chemischer Injektionspumpen, T-Verzweigungen, Injektions-Fittingen und anderer Vorrichtungen, die dem Fachmann offensichtlich sind, eingeleitet. Jedoch ist eine solche Vorrichtung für die Durchführung der Erfindung nicht wesentlich. Zur Sicherstellung einer wirksamen und effektiven Behandlung des fluiden Erdöl- bzw. Erdgasmediums mit der Inhibitormischung sollten zwei Punkte beachtet werden.
Zunächst sollte vorzugsweise eine wäßrige Phase an dem Ort vorliegen, an dem die Inhibitorlösung in das fluide Medium eingeleitet wird. In einigen fluiden Erdöl- bzw. Erdgassystemen, insbesondere Erdgassystemen, tritt keine wäßrige Phase auf, so lange das Gas sich nicht für die Wasserkondensation genügend abgekühlt hat. Wenn dies der Fall ist, wird die Inhibitorlösung vorzugsweise eingeleitet, nachdem das Wasser kondensiert ist. Alternativ hierzu, für den Fall, daß eine wäßrige Phase nicht am Punkt, wo die Inhibitorlösung eingeleitet wird, zugänglich ist, sollte die Inhibitorlösungskonzentration so ausgewählt werden, daß mit Sicherheit die Viskosität der Inhibitorlösung ausreichend niedrig ist, um seine Dispersion über das fluide Medium zu erreichen, um so sicherzustellen, daß es die wäßrige Phase erreicht.
Zweitens, da der Inhibitor hauptsächlich dazu dient, die Bildung von Clathrathydraten zu inhibieren, anstatt die Bildung umzukehren, ist es wichtig, das fluide Medium vor einer wesentlichen Bildung von Clathrathydraten zu behandeln. In dem Maße, wie sich ein feuchtes, fluides Erdöl- bzw. Erdgasmedium abkühlt, wird es schließlich eine Temperatur erreichen, auch bekannt als Hydratäquilibrium- Dissoziationstemperatur oder Teq, unterhalb der die Hydratbildung thermodynamisch bevorzugt ist. Die Teq eines fluiden Erdöl- bzw. Erdgasmediums ist veränderlich, je nach dem Druck, mit dem das fluide Medium beaufschlagt ist, und Veränderungen in der Zusammensetzung. Verschiedene Verfahren zur Bestimmung der Teq eines fluiden Mediums bei verschiedenen Fluidzusammensetzungen und Drücken sind dem Fachmann gut bekannt. Vorzugsweise sollte das fluide Medium mit dem Inhibitor behandelt werden, wenn das fluide Medium eine Temperatur höher als seine Teq hat. Es ist möglich, jedoch nicht bevorzugt, den Inhibitor zuzuführen, während die Temperatur an oder leicht unterhalb der Teq des fluiden Mediums ist, vorzugsweise aber bevor die Bildung von Clathrathydraten eingesetzt hat.
Die Menge des in ein fluides Erdöl- bzw. Erdgasmedium mit einem wäßrigen Phasenlösungsmittel eingeleiteten Inhibitors wird typischerweise zwischen 0,01 Gew.% bis ca. 5 Gew.% des im fluiden Medium vorhandenen Wassers betragen. Vorzugsweise ist die Inhibitorkonzentration ca. 0,5 Gew.%. Eine Laboruntersuchung hat z. B. gezeigt, daß die Zugabe von 0,5 Gew.% Zum Beispiel hat eine Laboruntersuchung gezeigt, daß die Zugabe von 0,5 Gew.% eines Copolymers von N-Methyl- N-vinylacetamid und Vinylcaprolactam (VIMA/VCap) zu einem fluiden Erdölmedium dessen Abkühlung auf eine Temperatur ermöglichte, die ca. 16,7°C unterhalb ihrer Teq lag, ohne daß eine Hydratblockade auftrat. Eine höhere Inhibitorkonzentration kann verwendet werden, um die Temperatur, bei der die Hydratblockade stattfindet, zu senken. Eine geeignete Konzentration für eine bestimmte Anwendung kann jedoch durch den Fachmann bestimmt werden unter Berücksichtigung der Wirkung des Inhibitors bei einer solchen Anwendung, dem für das fluide Erdöl- bzw. Erdgasmedium erforderlichen Inhibierungsgrad und der Kosten für den Inhibitor.
BESCHREIBUNG DES INHIBITORS
Verbindungen, die zur Gruppe der im folgenden beschriebenen VIMA/Lactam-Copolymere gehören, und Mischungen davon, sind wirksame Inhibitoren der Hydratnukleusbildung, des Wachstums und/oder der Agglomeration (im folgenden zusammenfassend als "Hydratbildung" bezeichnet). Eine generische Struktur der VIMA/Lactam-Copolymere wird durch die folgende Formel wiedergegeben:
worin n von eins bis drei ist, und die Summe von x und y ist eine Zahl, die ein mittleres Molekulargewicht von ca. 1.000 bis ca. 6.000.000 liefert.
Wenn n = 1 ist, ist das erhaltene Polymer ein Copolymer von N-Methyl-N-vinylacetamid und Vinylpyrrolidon, VIMA/VP.
Wenn n = 3, ist das erhaltene Polymer ein Copolymer von N-Methyl-N-vinylacetamid und Vinylcaprolactam, VIMA/VCap.
Diese VIMA-Copolymere können in Mischung mit anderen im wesentlichen wasserlöslichen Polymeren, einschließlich, aber nicht hierauf beschränkt, von Poly(vinylpyrrolidon) (PVP), Poly(vinylcaprolactam) (PVCap), Polyacrylamiden oder Copolymeren von PVP, PVCap oder verschiedenen Polyacrylamiden verwendet werden.
Zur Erläuterung der Erfindung werden drei verschiedene Verhältnisse, 75 : 25, 50 : 50 und 25 : 75 von VIMA/VCap- Copolymeren untersucht.
INHIBITOR- SYNTHESE Allgemeines Verfahren
N-Methyl-N-vinylacetamid (VIMA) ist handelsüblich erhältlich von verschiedenen chemischen Spezialfirmen, wie z. B. Aldrich Chemical (Milwaukee, Wisconsin). Ein freier Radikalinitiator, 2,2′ -Azobis (2-methylpropionitril) (AIBN), der zur Synthese dieses Copolymers verwendet wird, ist ebenfalls handelsüblich erhältlich von Pfaltz und Bauer, Inc. (Waterbury, CT). N.Vinylpyrrolidon (VP) und N- Vinylcarpolactam (VCap) kann handelsüblich von Aldrich bezogen werden. N-Vinylpiperidon kann nach dem Fachmann bekannten Verfahren synthetisiert werden.
Die Polymere wurden unter Verwendung von Standard- Laborvorschriften synthetisiert. Benzol oder Alkohole mit niedrigem Molekulargewicht wurden als Lösungsmittel verwendet. 2,2′ -Azobis (2-methylpropionitril) (AIBN) wurde als freier Radikalstarter eingesetzt. Die Polymere wurden nach den dem Fachmann gut bekannten Techniken isoliert und unter Verwendundung bekannter Techniken (¹³C-NMR ¹H-NMR und Gelpermeationschromatographie unter Bestätigung ihrer Strukturen charakterisiert. Einige Beispiele der Syntheseverfahren sind im folgenden angegeben.
Syntheseverfahren Synthese von VIMA/VCap-Copolymer
Ethanol wurde über Nacht über aktiviertem Molekularsieb getrocknet und dann für ca. 4 Stunden mit einem trockenen Stickstoffgasstrom gespült. Ein 500 ml-Kolben, ausgestattet mit einem Überkopfrührer, Kondensator mit Trocknungsröhrchen, Thermometer und Stickstoffeinlaß wurde mit Stickstoff gespült. 19,8 g (0,2 mol) N-Methyl-N- vinylacetamid (Aldrich) und 27,8 g (0,2 mol) Vinylcaprolactam (Aldrich) wurden in den Kolben mit ca. 250 ml Ethanol gegeben. 0,4 g (0,002 mol) AIBN (Pfaltz und Bauer) wurden zugegeben, und die Reaktion bei 78°C ca. 8 Stunden erhitzt. Die Reaktionsmischung wurde abgekühlt und das Produkt durch Vakuumverdampfung des Lösungsmittels isoliert. Das Produkt wurde durch ¹³C-NMR-Spektroskopie und Gelpermeations-Chromatografie (GPC) charakterisiert.
Synthese von VIMA/VP und VIMA/VPip-Copolmyeren
N-Vinylpyrrolidon (VP) und N-Vinylpiperidon (VPip) können mit VIMA unter Verwendung eines Syntheseverfahrens copolymerisiert werden, das im wesentlichen ähnlich zu dem oben für die Synthese von VIMA/VCap beschriebenen ist.
INHIBITOR-UNTERSUCHUNG Miniloop - Testverfahren
Ein Verfahren zur Bewertung der Wirksamkeit des Inhibitors verwendet eine Laborbank-Hochdruckapparatur, die im folgenden als Miniloop-Apparatur bezeichnet wird. Eine Miniloop-Apparatur besteht aus einer Edelstahlschleife mit einem Innendurchmesser von ca. 0,5 Inch (1,27 cm) und einer Länge von ca. 10 Fuß (304,8 cm). Die Schleife besitzt ebenfalls eine transparenten Abschnitt zur Beobachtung des Fluidstromes in der Schleife und des Beginns der Hydratbildung in der Schleife. Fluides Medium, das ca. 40 Volumen-% SSW-Lösung mit ca. 3,5% Gesamtionen Salz, 40 Volumen-% Kohlenwasserstoffkondensat, d. h. C₆+, und 20 Volumen-% Kohlenwasserstoffgas-Mischung enthält, zirkuliert in der Schleife bei konstantem Druck. Die Kohlenwasserstoffgas-Mischung besteht aus 76 Mol% Methan, 9 Mol-% Ethan, 7 Mol% Propan, 5 Mol% n-Butan, 2 Mol% Isobutan und 1 Mol% C₅+. Der Inhibitor wird typischerweise in die Schleife als wäßrige Lösung unter Bereitstellung der erwünschten Konzentration in Gewichtsprozent des Inhibitors in der wäßrigen Meeressalz-Gaslösung injiziert. Im allgemeinen werden viele Hydratinhibitoren bei ca. 0,5 Gew.% der wäßrigen Meeressalz-Gaslösung bewertet.
Das fluide Medium hat eine konstante Umlaufgeschwindigkeit von ca. 2,5 Fuß/s (0,762 m/s). Die Schleife und ihre Pumpe liegen in einem Wasserbad mit kontrollierter Temperatur zur Einstellung der Temperatur des in der Schleife
zirkulierenden fluiden Mediums. Das Wasserbad wird umgewälzt, um eine einheitliche Temperatur über das gesamte Bad und einen raschen Wärmeübergang zwischen dem Wasserbad und der Schleife sicherzustellen. Wenn sich die Schleifentemperatur verändert oder sich Hydrate bilden, wird sich das Gasvolumen in der Schleife ebenfalls entsprechend verändern. Daher ist eine Druckausgleichsvorrichtung zur Einstellung eines konstanten Druckes in der Schleife erforderlich. Eine solche Vorrichtung kann aus einer Gaszelle und einer hydraulischen Ölzelle bestehen, die durch einen beweglichen Stempel voneinander getrennt sind. In dem Maße, wie sich das Gasvolumen in der Schleife verändert, kann Öl zugeführt oder aus der Ölzelle entfernt werden, um einen Gas- bzw. Druckausgleich in der Schleife zu bewirken. Miniloop-Tests werden typischerweise bei einem Druck von ca. 1.000 Pfund pro Square Inch Gauge (p.s.i.g.) durchgeführt. Jedoch kann jeder Druck zwischen 0 und 3.000 p.s.i.g. zur Bewertung der Eigenschaften des Inhibitors ausgewählt werden.
Die Temperatur des Wasserbads wird mit einer konstanten Rate, vorzugsweise ca. 6°F/h oder 3,3°C/h, reduziert, ausgehend von einer Temperatur von ca. 70°F (21°C). Bei einer bestimmten Temperatur tritt die Ausbildung von Clathrathydraten ein. Da das gelöste Gas an der Bildung von Clathrathydraten beteiligt ist, kommt es zu einer abrupten und dementsprechenden Volumenabnahme des gelösten Gases in der wäßrigen Meeressalz/Gaslösung. Die Temperatur, bei der diese abrupte Volumenabnahme des gelösten Gases auftritt, wird als Temperatur des Auftritts für die Hydratbildung (Tos) bezeichnet. Nachdem, was oben gesagt wurde, ist die Hydrat-Äquilibriumdissoziationstemperatur oder Teq die Temperatur, unterhalb derer Hydratbildung thermodynamisch in einer wäßrigen Meeressalz/Gaslösung ohne vorhandenen Inhibitor bevorzugt ist. Daher ist ein weiteres Maß für die Wirksamkeit des Inhibitors der Unterschied zwischen Teq und Tos, die als die Unterkühlungstemperatur des Inhibitors, Tsub, bekannt ist. Daher ist für einen gegebenen Druck der Inhibitor umso wirksamer, je größer die Unterkühlung ist. Typischerweise liefert eine wäßrige Meeressalz/Gaslösung ohne vorhandenen Inhibitor eine Tsub von ca. 6-7°F (ca. 3,3-3,9°C)
Miniloop - Testergebnisse
Ohne Einschränkung des Umfangs der Erfindung und nur zur Erläuterung der Erfindung wurden drei VIMA/VCap-Copolymere in verschiedenen Verhältnissen unter Verwendung der oben beschriebenen Miniloop-Testverfahren getestet. Die Ergebnisse dieser Untersuchungen sind im folgenden wiedergegeben.
TABELLE 1
MINILOOP-TESTERGEBNISSE MIT POLYMEREN INHIBITOREN
Im allgemeinen liefert die Copolymerisierung von VIMA mit VCap eine unerwartete Verbesserung in der Wirkung des Lactam-Homopolymerinhibitors. Wie oben dargestellt, lag die Unterkühlungstemperatur des VIMA-Homopolymers ca. 10°F (5,5°C) unter der Unterkühlungstemperatur des VCap- Homopolymers. Folglich war es unerwartet, daß die Copolymerisierung von VIMA mit VCap die Hydratinhibierungsaktivität des Copolymers im Vergleich mit dem VCap-Homopolymer eher verbessern als verschlechtern würde.
Abb. 1 erläutert eine beste Anpassungskurve, abgeleitet aus den Daten in Tabelle 1. Diese Kurve zeigt den synergistischen Inhibierungseffekt von VIMA bei Copolymerisation mit VCap. Die gepunktete Gerade, die die Unterkühlungstemperatur, weiche für die VCap- und VIMA- Homopolymere erhalten werden, verbindet, nähert sich der Unterkühlungswirkung, welche für VIMA/VCap-Copolymere mit verschiedenen Mol-Fraktionen von VIMA erwartet wurde. Die gepunkte Linie bedeutet das angenäherte arithmetische Mittel bei der Unterkühlungswirkung, welche erwartet wurde, wenn VIMA mit VCap copolymerisiert wurde. Wie aus der gepunkteten Linie hervorgeht, erwartete man, daß die VIMA/VCap-Unterkühlungswirkung sich proportional mit Anstieg der Molanteile von VIMA verringert.
Man nimmt an, daß die Copolymerisation von VIMA mit anderen Lactam-Monomeren, wie z. B. N-Vinylpyrrolidon (VP) und N- Vinylpiperidon (VPip) ebenfalls einen solchen synergistischen Effekt zeigen würde. Jedoch kann das Ausmaß des Synergismus, welches für diese anderen VIMA/Lactam- Copolymere, VIMA/VP und VIMA/VPip beobachtet wird, von dem der für VIMA/VCap beobachtet wird, variieren. In jedem Fall erwartet man, daß VIMA/VP und VIMA/VPip-Copolymere ebenfalls einen synergistischen Effekt zeigen. Folglich ist zu erwarten, daß sie zumindest eine leicht verbesserte Unterkühlungswirkung gegenüber dem arithmetischen Mittel, welches erhalten wird unter Einbeziehung der Unterkühlungswirkung von jedem einzelnen Homopolymer der Copolymere und den relativen Verhältnissen der Copolymere, enthaltend die VIMA/VP- und VIMA/VPip-Copolymere, zeigen.

Claims (5)

1. Verfahren zur Inhibierung der Bildung von Clathrathydraten in einem fluiden Medium mit hydratbildenden Bestandteilen, umfassend:
Behandlung des fluiden Medium mit einem Inhibitor, umfassend ein oder mehrere Polymere mit der folgenden Amideinheit (I): worin die Summe von x und y eine Zahl von Einheiten ist, so daß das mittlere Molekulargewicht für das Polymer zwischen ca. 1.000 und ca. 6.000.000 liegt; und n ist eine ganze Zahl von 1 bis 3.
2. Verfahren nach Anspruch 1, worin das Polymer mit einem Trägerlösungsmittel vor der Behandlung des fluiden Mediums vermischt wird.
3. Verfahren nach Anspruch 1 oder 2, worin das fluide Medium ein fluides Erdöl- bzw. Erdgasmedium ist.
4. Verwendung eines Polymers oder einer Polymerzusammensetzung, umfassend ein oder mehrere Polymere mit der folgenden Amideinheit (I): worin die Summe von x und y die Anzahl der Einheiten ist, so daß das mittlere Molekulargewicht für das Polymer zwischen ca. 1.000 und ca. 6.000.000 liegt; und n ist eine ganze Zahl von 1 bis 3, in einem fluiden Medium mit hydratbildenden Bestandteilen, unter Inhibierung der Bildung der Clathrathydrate.
5. Verwendung nach Anspruch 4, worin das fluide Medium ein fluides Erdöl- bzw. Erdgasmedium ist.
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