NO309186B1 - Fremgangsmåte for regulering av klatrat-hydrater i et fluid som er i stand til å danne klatrat-hydrater - Google Patents
Fremgangsmåte for regulering av klatrat-hydrater i et fluid som er i stand til å danne klatrat-hydrater Download PDFInfo
- Publication number
- NO309186B1 NO309186B1 NO951999A NO951999A NO309186B1 NO 309186 B1 NO309186 B1 NO 309186B1 NO 951999 A NO951999 A NO 951999A NO 951999 A NO951999 A NO 951999A NO 309186 B1 NO309186 B1 NO 309186B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- additive
- cyclic chemical
- ring
- grouping
- fluid
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims description 87
- 150000004677 hydrates Chemical class 0.000 title claims description 49
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 39
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 title claims description 4
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims description 71
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 claims description 66
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 claims description 65
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims description 44
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 36
- -1 poly(N-vinyl-2-pyrrolidone) Polymers 0.000 claims description 25
- 125000003636 chemical group Chemical group 0.000 claims description 21
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims description 21
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 15
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 13
- 125000000623 heterocyclic group Chemical group 0.000 claims description 12
- 239000000178 monomer Substances 0.000 claims description 8
- 150000003951 lactams Chemical group 0.000 claims description 7
- 229920002554 vinyl polymer Polymers 0.000 claims description 5
- JWYVGKFDLWWQJX-UHFFFAOYSA-N 1-ethenylazepan-2-one Chemical compound C=CN1CCCCCC1=O JWYVGKFDLWWQJX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- WHNWPMSKXPGLAX-UHFFFAOYSA-N N-Vinyl-2-pyrrolidone Chemical compound C=CN1CCCC1=O WHNWPMSKXPGLAX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- JBKVHLHDHHXQEQ-UHFFFAOYSA-N epsilon-caprolactam Chemical group O=C1CCCCCN1 JBKVHLHDHHXQEQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- SWDFXFNBEUPMKE-UHFFFAOYSA-N (tert-butylamino) 2-methylprop-2-enoate Chemical compound CC(=C)C(=O)ONC(C)(C)C SWDFXFNBEUPMKE-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 125000003277 amino group Chemical group 0.000 claims description 3
- HNJBEVLQSNELDL-UHFFFAOYSA-N pyrrolidin-2-one Chemical group O=C1CCCN1 HNJBEVLQSNELDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 238000006116 polymerization reaction Methods 0.000 claims 2
- 238000007334 copolymerization reaction Methods 0.000 claims 1
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 30
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 18
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 14
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 14
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 12
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 10
- 239000013078 crystal Substances 0.000 description 10
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 10
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 10
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 9
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 8
- 230000032258 transport Effects 0.000 description 8
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 description 7
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 7
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 6
- 150000001408 amides Chemical class 0.000 description 6
- 125000004429 atom Chemical group 0.000 description 6
- 239000007792 gaseous phase Substances 0.000 description 6
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 6
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 6
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 6
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 6
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 5
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 description 5
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 5
- 229920000663 Hydroxyethyl cellulose Polymers 0.000 description 4
- 239000004354 Hydroxyethyl cellulose Substances 0.000 description 4
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- WYURNTSHIVDZCO-UHFFFAOYSA-N Tetrahydrofuran Chemical compound C1CCOC1 WYURNTSHIVDZCO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 4
- 235000019447 hydroxyethyl cellulose Nutrition 0.000 description 4
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 4
- 125000001424 substituent group Chemical group 0.000 description 4
- 238000012644 addition polymerization Methods 0.000 description 3
- 230000002776 aggregation Effects 0.000 description 3
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 3
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 3
- 230000005764 inhibitory process Effects 0.000 description 3
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 3
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 3
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 3
- 239000012074 organic phase Substances 0.000 description 3
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 3
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 3
- XKRFYHLGVUSROY-UHFFFAOYSA-N Argon Chemical compound [Ar] XKRFYHLGVUSROY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N Ethane Chemical compound CC OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- LSDPWZHWYPCBBB-UHFFFAOYSA-N Methanethiol Chemical compound SC LSDPWZHWYPCBBB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- GQPLMRYTRLFLPF-UHFFFAOYSA-N Nitrous Oxide Chemical compound [O-][N+]#N GQPLMRYTRLFLPF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N Pentane Chemical compound CCCCC OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- OAICVXFJPJFONN-UHFFFAOYSA-N Phosphorus Chemical compound [P] OAICVXFJPJFONN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- RAHZWNYVWXNFOC-UHFFFAOYSA-N Sulphur dioxide Chemical compound O=S=O RAHZWNYVWXNFOC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000005054 agglomeration Methods 0.000 description 2
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 description 2
- GZUXJHMPEANEGY-UHFFFAOYSA-N bromomethane Chemical compound BrC GZUXJHMPEANEGY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 2
- 229920001519 homopolymer Polymers 0.000 description 2
- NNPPMTNAJDCUHE-UHFFFAOYSA-N isobutane Chemical compound CC(C)C NNPPMTNAJDCUHE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 150000002596 lactones Chemical class 0.000 description 2
- 239000011574 phosphorus Substances 0.000 description 2
- 229910052698 phosphorus Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000001294 propane Substances 0.000 description 2
- 238000005096 rolling process Methods 0.000 description 2
- 229910001220 stainless steel Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000010935 stainless steel Substances 0.000 description 2
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 2
- YLQBMQCUIZJEEH-UHFFFAOYSA-N tetrahydrofuran Natural products C=1C=COC=1 YLQBMQCUIZJEEH-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 1
- LVZWSLJZHVFIQJ-UHFFFAOYSA-N Cyclopropane Chemical compound C1CC1 LVZWSLJZHVFIQJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- MYMOFIZGZYHOMD-UHFFFAOYSA-N Dioxygen Chemical compound O=O MYMOFIZGZYHOMD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 101000916532 Rattus norvegicus Zinc finger and BTB domain-containing protein 38 Proteins 0.000 description 1
- BZHJMEDXRYGGRV-UHFFFAOYSA-N Vinyl chloride Chemical compound ClC=C BZHJMEDXRYGGRV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 1
- 238000004220 aggregation Methods 0.000 description 1
- HSFWRNGVRCDJHI-UHFFFAOYSA-N alpha-acetylene Natural products C#C HSFWRNGVRCDJHI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052786 argon Inorganic materials 0.000 description 1
- 229920001400 block copolymer Polymers 0.000 description 1
- RDHPKYGYEGBMSE-UHFFFAOYSA-N bromoethane Chemical compound CCBr RDHPKYGYEGBMSE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 description 1
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 1
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 1
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 1
- 238000002425 crystallisation Methods 0.000 description 1
- 230000008025 crystallization Effects 0.000 description 1
- 229910003460 diamond Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010432 diamond Substances 0.000 description 1
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 125000004185 ester group Chemical group 0.000 description 1
- 125000002534 ethynyl group Chemical group [H]C#C* 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 229920000578 graft copolymer Polymers 0.000 description 1
- 239000003966 growth inhibitor Substances 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 1
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N hydroxyacetaldehyde Natural products OCC=O WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 1
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 239000001282 iso-butane Substances 0.000 description 1
- 229910052743 krypton Inorganic materials 0.000 description 1
- DNNSSWSSYDEUBZ-UHFFFAOYSA-N krypton atom Chemical compound [Kr] DNNSSWSSYDEUBZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 231100000053 low toxicity Toxicity 0.000 description 1
- 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 1
- 229940102396 methyl bromide Drugs 0.000 description 1
- 125000004433 nitrogen atom Chemical group N* 0.000 description 1
- 239000001272 nitrous oxide Substances 0.000 description 1
- AHHWIHXENZJRFG-UHFFFAOYSA-N oxetane Chemical compound C1COC1 AHHWIHXENZJRFG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000004430 oxygen atom Chemical group O* 0.000 description 1
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 1
- 230000002265 prevention Effects 0.000 description 1
- 230000003449 preventive effect Effects 0.000 description 1
- 229920005604 random copolymer Polymers 0.000 description 1
- 238000004064 recycling Methods 0.000 description 1
- IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N sec-butylidene Natural products CCCC IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 229920001897 terpolymer Polymers 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
- 125000000391 vinyl group Chemical group [H]C([*])=C([H])[H] 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
- C10L3/00—Gaseous fuels; Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by subclass C10G, C10K; Liquefied petroleum gas
-
- 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
-
- 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
- C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
- C09K2208/22—Hydrates inhibition by using well treatment fluids containing inhibitors of hydrate formers
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10S585/00—Chemistry of hydrocarbon compounds
- Y10S585/949—Miscellaneous considerations
- Y10S585/95—Prevention or removal of corrosion or solid deposits
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10T—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER US CLASSIFICATION
- Y10T137/00—Fluid handling
- Y10T137/0318—Processes
- Y10T137/0324—With control of flow by a condition or characteristic of a fluid
- Y10T137/0329—Mixing of plural fluids of diverse characteristics or conditions
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10T—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER US CLASSIFICATION
- Y10T137/00—Fluid handling
- Y10T137/0318—Processes
- Y10T137/0391—Affecting flow by the addition of material or energy
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Carbon And Carbon Compounds (AREA)
- Addition Polymer Or Copolymer, Post-Treatments, Or Chemical Modifications (AREA)
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
Description
Foreliggende oppfinnelse angår en fremgangsmåte for å kontrollere problemer som kan forårsakes av klatrat-hydrater (inneslutningsforbindelses-hydrater), og spesielt av gasshydrater, i fluidsystemer, nærmere bestemt en fremgangsmåte for regulering av klatrat-hydrater i et fluid som er i stand til å danne klatrat-hydrater.
Klatrat-hydrater er krystallinske forbindelser, som oppstår når vann danner en bur-lignende struktur rundt gjestemolekyler. Klatrat-hydrater, spesielt i hydrokarbon-industrien, betegnes ofte som gasshydrater eller ganske enkelt som hydrater. Gasshydrater av interesse for hydrokarbon-industrien, spesielt når det gjelder produksjon, transport og bearbeiding av naturgass og petroleumfluider, er sammensatt av vann og de følgende åtte gjestemolekyler: Metan, etan, propan, isobutan, normal-butan, nitrogen, karbondioksyd og hydrogensulfid. Andre gjestemolekyler som er i stand til å danne klatrat-hydrater omfatter - selv om de ikke normalt er av vesentlig interesse for hydrokarbon-industrien - etan, dinintrogenoksyd, acetylen, vinylklorid, metylbromid, etylbro-mid, cyklopropan, metylmerkaptan, svoveldioksyd, argon, krypton, oksygen, zenon, trimetylenoksyd og andre. Klatrat-hydratdannelse er mulig på ethvert sted hvor det finnes vann i slike molekylers omgivelser, både naturlig og kunstig, ved temperaturer over 0°C og under 0°C dersom trykket forhøyes.
Det er hovedsakelig på grunn av deres krystallinske, uløselige, ikke-strømmende natur at hydrater er blitt interessante for industrien. De er blitt betraktet som besværlige ettersom de blokkerer overføringsrørledninger, stopper til sikringsventiler mot utblåsing, setter fundamentene for dypvanns-platt-former og rørledninger i fare, fører til kollaps i rørledninger og foringer, og forurenser prosess-varmevekslere og ekspansjonsinnretninger. Eksempler på vanlige preventive tiltak er regulering av vanninnholdet i rørledninger, uvanlige sammensetninger av boreslam og injeksjon av store mengder metanol i rørledninger.
Hydrater dannes normalt i én av to små gjentatte krystallstrukturer. Struktur I (sl), som er en kubisk romsentrert struktur, dannes med naturgasser som inneholder molekyler mindre enn propan. Struktur II (sli), som er et diamantgitter i en kubisk ramme, dannes dersom naturgasser eller oljer inneholder molekyler som er større enn etan, men mindre enn pentan; denne struktur representerer hydrater som vanligvis forekommer ved hydrokarbon-produksjon og ved bearbeidingsbetingelser. Det er også kjent at minst én annen gjentatt krystallstruktur eksisterer, og det kan også teoretisk eksistere ytterligere strukturer.
Strukturene for både sl og sli er gitt med referanse til et vannmolekyl-skjelett hvor gjestemolekylene er innesperret, og som er sammensatt av et grunnleggende "byggeblokk"-hulrom, som har 12 pentagonale fronter, og som er gitt forkortelsen 5<12>. Ved å forbinde topp-punktene av 5<12->hulrom oppnås sl, mens forbinding av frontene av 5<l2->hulrom resulterer i sil. Områdene mellom de forbundne 5<12->hulrom i repeterende krystallstrukturer er større hulrom som inneholder 12 pentagonale fronter og enten 2 eller 4 heksagonale fronter: 51262 for sl og 5<12>6<4> for sil. Vannmolekylene i et hulrom holdes på plass ved hjelp av hydrogenbindinger, hvor vannmolekyler festes på hverandre for å danne hulrommet. Inne i hvert hulrom befinner det seg maksimalt ett gjestemolekyl. Det kan eksistere andre hulrom enn 5<12>,5<12>6<2> og 5<12>6<4> som er beskrevet ovenfor, i de gjentatte krystallstrukturer, og som er forskjellige fra sl og sli. Ethvert hulrom bør imidlertid ha nøyaktig 12 pentagonale fronter. Ytterligere informasjon når det gjelder klatrat-hydrater, og spesielt gasshydrater, er å finne i Clathrate Hydrates of Natural Gases, M. Dekker, N.Y., 1990.
Det finnes 4 vanlige metoder for inhibering av dannelsen av eller for dissosiering av hydrater, nemlig 1) fjerning av én av komponentene, enten gjestemolekylet eller vann, 2) oppvarming av systemet til over hydratdannelses-temperaturen ved et gitt trykk, 3) minskning av systemtrykket til under hydrat-stabiliteten ved en gitt temperatur, og 4) injisering av en inhibitor, så som metanol eller glykol, for å minske hydratstabilitetsbetingelsene, slik at høyere trykk og lavere temperaturer kreves for hydratstabilitet. De fire vanlige teknikker angitt ovenfor betegnes termodynamisk inhibering, fordi de fjerner systemet fra termodynamisk stabilitet ved endringer i sammensetning, temperatur eller trykk. Når systemet holdes utenfor termodynamiske stabilitetsbetingelser, kan det ikke dannes hydrater.
I EPO-publikasjon nr. 0 457 375A1, publisert 21. november, 1991, foreslås anvendelse av alkylarylsulfonsyrer for å forhindre eller forsinke dannelsen av hydrater eller for å redusere tendensen for hydrater til å agglomerere.
I US-patent nr. 4 915 176, meddelt 10. april, 1990, foreslås en fremgangsmåte for å transportere et fluid under betingelser hvor hydrater kan dannes. Dette patentskrift diskuterer anvendelsen av amfofile forbindelser som har en hydrofil del og en lipofil del, og som blandes med et fluid som skal transporteres for å senke gasshydrat-dannelsestemperaturen og/eller for å modifisere mekanismen for dannelse av slike hydrater. Det angis at slike forbindelser dispergerer gasshydratene i fluidet og således forhindrer at de agglomererer. Det antas imidlertid at kjemikaliene som anvendes i denne prosess er kostbare, og det kan kreves utstrakt resirkulering for at prosessen skal være økonomisk. Prosessen vil ikke være effektiv i et fluidsystem som inneholder en kontinuerlig, vandig flytende fase, dvs. f.eks. en vandig flytende fase som ikke er dispergert gjennom en kontinuerlig organisk fase, så som en emulsjon av vann-i-olje-type. Denne prosess vil derfor ikke være effektiv f.eks. i et fluidsystem som inneholder både en gassformig og en vandig flytende fase, men som ikke inneholder noen organisk flytende fase, eller et fluidsystem som omfatter betydelig mer vandig flytende fase enn organisk flytende fase.
Fra det foran angitte fremgår det at det er et behov for nye metoder rettet mot klatrat-hydratproblemer i fluidsystemer, spesielt systemer for produksjon, transport og bearbeiding av petroleum og naturgassfluider.
Ett formål med foreliggende oppfinnelse er å tilveiebringe en fremgangsmåte for å forhindre at klatrat-hydratmasser i en fluidstrøm hindrer strømning av fluidstrømmen, spesielt når det gjelder fluidstrømmer som forefinnes i hydrokarbon-industrien, så som i forbindelse med produksjon, transport og bearbeiding av petroleumfluider og naturgassfluider.
Et annet formål er å tilveiebringe en økonomisk fremgangsmåte for å forhindre klatrat-hydratproblemer i fluidsystemer.
Foreliggende oppfinnelse tilveiebringer en fremgangsmåte for regulering av klatrat-hydrater i et fluid som er i stand til å danne klatrat-hydrater, kjennetegnet ved at den omfatter at fluidet bringes i kontakt med et additiv, hvor additivet omfatter en polymer med en cyklisk kjemisk gruppering, hvor den cykliske kjemiske gruppering i sin kjemiske struktur har en heterocyklisk organisk ring med minst én binding internt til ringen, idet denne indre binding er valgt fra gruppen som består av en indre amidbinding og en indre esterbinding.
I henhold til foreliggende oppfinnelse tilsettes et additiv til et fluidsystem for å forhindre dannelse av klatrat-hydratmasser, eller for å forhindre at klatrat-hydrater som er til stede eller som dannes i et fluidsystem agglomererer eller på annen måte vokser, slik at det dannes klatrat-hydratmasser som vil være store nok til å skape problemer i fluidsystemet, så som ved å forhindre strømmen av fluider. Fortrinnsvis forhindres klatrat-hydratmasser fra å bli større enn størrelsen av flere gjentatte krystallstrukturenheter. Mer foretrukket forhindres klatrat-hydratmasser i et fluidsystem fra å danne masser som er større enn en gjentatt krystallstruktur, og mest foretrukket fra å danne masser så store som en gjentatt krystallstruktur. Spesielt antas det at additivet virker sammen med klatrat-hydrathulrom i klatrat-hydratmasser på en måte som forhindrer at disse hulrom deltar i dannelsen av større klatrat-hydratmasser.
I én utførelse forhindres klatrat-hydratmasser fra å hindre strømningen av en fluidstrøm ved tilsetning av et additiv som omfatter poly(N-vinyl-2-pyrrolidon) til fluidsystemet. I en annen utførelse omfatter additivet hydroksyetylcellulose. I en annen utførelse omfatter additivet en forbindelse solgt under navnet "Gaffix VC-713" av International Specialty Products, eller omfatter en forbindelse som har lignende egenskaper.
I en annen utførelse settes et additiv som omfatter minst én femleddet cyklisk kjemisk gruppering eller seksleddet cyklisk kjemisk gruppering og/eller syvleddet kjemisk gruppering til fluidstrømmen for å forhindre at klatratmassene hindrer strømmen, og mer spesielt antas det å hemme prosessen ved hjelp av hvilken mindre klatrat-hydratmasser danner store klatrat-hydratmasser. I én utførelse er den cykliske kjemiske gruppering ikke-aromatisk. I en annen utførelse omfatter den cykliske kjemiske gruppering en heterocyklisk ring, fortrinnsvis inkludert et indre amid og/eller en indre estergruppe.
I én utførelse omfatter additivet flere forskjellige cykliske kjemiske grupperinger, fortrinnsvis med en første cyklisk kjemisk gruppering med et antall atomer i ringen som er forskjellig fra antallet i en andre cyklisk kjemisk gruppering. I en annen utførelse omfatter et additiv både en femleddet cyklisk kjemisk gruppering og en syvleddet cyklisk kjemisk gruppering.
I en annen utførelse forhindres klatrat-hydratmasser fra å hindre strømmen av en fluidstrøm ved anvendelse av et additiv som har en molekylvekt høyere enn ca. 3 000. Fortrinnsvis er additivet en polymer med molekylvekt høyere enn ca. 40 000.
I samsvar med foreliggende oppfinnelse kan fluidsystemet i tillegg til klatrat-hydratmassene som kan være til stede, omfatte enhver kombinasjon og hvilke som helst relative andeler av en gassformig fase, en vandig flytende fase og en organisk flytende fase. I én utførelse omfatter fluidsystemet en vandig flytende fase og en gassformig fase. I en annen utførelse omfatter fluidsystemet en fluidstrøm som transporteres ved strømning gjennom en rørledning. I en annen utførelse omfatter fluidsystemet én eller flere fluidfaser fra produksjonen, transporten eller bearbeidingen av naturgassfluid eller petroleumfluid.
I ett henseende omfatter foreliggende oppfinnelse forhindring av klatrat-hydratdannelse eller regulering av at klatrat-hydratmassene setter seg sammen i fluidsystemer for å danne større klatrat-hydratmasser. Foreliggende oppfinnelse omfatter også regulering av dannelse av klatrat-hydrater i et fluidsystem for å forhindre store klatrat-hydratagglomerater i et fluidsystem. En fluidstrøm som har klatrat-hydratmasser innblandet i strømmen eller som er tilbøyelig til å danne klatrat-hydratmasse, bringes i kontakt med et additiv som forhindrer at klatrat-hydratmasser danner en masse eller masser som kan forhindre strømmen av fluidstrømmen. Fortrinnsvis får det ikke dannes klatrat-hydratmasser som er større enn flere repeterende krystallstrukturenheter. Mer foretrukket får ikke klatrat-hydratmasser som er større enn en repeterende krystallstruktur dannes. Mest foretrukket blir ingen klatrat-hydratmasser så store som en repeterende krystallstruktur. Fortrinnsvis er additivet løselig i vann.
Foreliggende oppfinnelse er spesielt anvendbar i hydrokarbon-industrien, så som i forbindelse med produksjon, transport og bearbeiding av naturgass og petroleum. Foreliggende oppfinnelse er f.eks. anvendbar for å regulere gasshydrater, som kan dannes under ekstraksjon av naturgass og petroleumfluid gjennom en produksjonsbrønn, under transport av de ekstraherte fluider og under bearbeiding av de ekstraherte fluider.
Fortrinnsvis omfatter additivet minst én cyklisk gruppering, som også er kjent som en ringgruppering, i molekylstrukturen, og mer foretrukket omfatter additivet flere cykliske kjemiske grupperinger, som kan være enten like eller forskjellige fra hverandre. Mer foretrukket er den cykliske kjemiske gruppering ikke-aromatisk. En cyklisk kjemisk gruppering angir en organisk ringstruktur, som kan inneholde bare karbonatomer som andeler i ringen, eller som kan inneholde ett eller flere andre atomer i en heterocyklisk ring, så som f.eks. atomer av oksygen, nitrogen, svovel og fosfor. Fortrinnsvis har den cykliske gruppering en polar andel som enten er et polart atom, så som oksygen eller nitrogen, i ringen, eller en polar substituent, så som et oksygenatom, festet til ringen, eller begge deler. Mer foretrukket er den cykliske kjemiske gruppering heterocyklisk, og mest foretrukket omfatter den et oksygen- eller nitrogenatom i ringen. Fortrinnsvis omfatter additivet en ester- og/eller en amid-binding internt til ringen av en cyklisk kjemisk gruppering.
Det er spesielt foretrukket at additivet omfatter minst én femleddet cyklisk kjemisk gruppering, én seksleddet cyklisk kjemisk gruppering og/eller én syvleddet cyklisk kjemisk gruppering i molekylstrukturen. Mest foretrukket omfatter additivet minst én femleddet cyklisk kjemisk gruppering i molekylstrukturen.
Uten ønske om å være bundet av teori, antas det at når gjestemolekylene, så som molekylene i naturgasser, løser seg opp i vann og danner klatrat-hydrater, danner vannmolekylene klaser rundt gjestemolekylet i en labil, ikke-permanent struktur som ligner S^-hulrommet. To eller flere av disse vannklaser er blitt vist å dele enten topper eller fronter ved begynnelsen av hydratkrystalliseringen.
Det er derfor mulig å forhindre at klatrat-hydrater stopper til eller på annen måte hindrer strømmen av fluider ved å anvende en kinetisk vekstinhibitor for å blokkere små fluidlignende andeler fra å bli større krystallinske andeler.
Én fremgangsmåte for inhibering i henhold til fremgangsmåten ifølge foreliggende oppfinnelse, kalt kinetisk inhibering, tillater at systemet eksisterer i den region hvor hydratene er termodynamisk stabile, men hvor små
hydratkjemer hindres fra agglomerering til større masser ved hjelp av små mengder nye kjemikalier. Det antas at femleddede cykliske kjemiske strukturer er spesielt anvendbare fordi de samvirker med én eller flere av de pentagonale fronter av et hulrom, og forhindrer således at disse pentagonale fronter deltar i dannelsen av en større klatrat-hydratmasse.
Fortrinnsvis er additivet en polymer med molekylvekt høyere enn ca.
3 000, mer foretrukket med molekylvekt høyere enn ca. 20 000 og mest foretrukket med molekylvekt høyere enn ca. 40 000. Slik betegnelsen er anvendt her, angir polymer homopolymerer og kopolymerer. Som anvendt her, angir kopolymerer en polymer laget av hvilket som helst antall forskjellige monomerer mer enn 1.
Én foretrukket klasse additiver er slike som omfatter én eller flere cykliske seksrings- og/eller syvringsgrupper, hvor minst én cyklisk kjemisk gruppering omfatter en indre ester eller et indre amid. Eksempler på cykliske grupperinger som omfatter indre amider inkluderer f.eks. laktamer og substituerte laktamer. Eksempler på cykliske grupperinger som omfatter indre estere inkluderer laktoner og substituerte laktoner. Additiver som omfatter cykliske kjemiske grupperinger representative for eller avledet fra laktamer eller substituerte laktamer er spesielt foretrukket. I én utførelse omfatter additivet en poly(N-vinyllaktam)-homopolymer eller -kopolymer. Slik den er anvendt her, angir betegnelsen poly(N-vinyllaktam) polymerer fremstilt under anvendelse av én eller flere monomerer som har en vinylgruppe substituert på nitrogenet i en laktamring. Én slik substans som er blitt funnet å være spesielt effektiv og som derfor er spesielt foretrukket som et additiv, er poly(N-vinyl-2-pyrrolidon), som omfatter flere femleddede cykliske grupperinger, som strekker seg ut fra en polymer ryggrad. De femleddede cykliske grupperinger omfatter et indre amid, som er karakteristisk for et laktam. Fortrinnsvis har et slikt poly(N-vinyl-2-pyrrolidon) en molekylvekt høyere enn ca. 3 000, mer foretrukket høyere enn ca. 20 000 og mest foretrukket høyere enn ca. 40 000. Poly(N-vinyl-2-pyrrolidon) er en kjemisk forbindelse med lav toksisitet. Den vil derfor ikke forårsake miljømessig skade av betydning dersom den ved et uhell frigis til miljøet, noe som kan finne sted dersom en rørledning skulle lekke.
Poly(N-vinyl-2-pyrrolidon) er en polymer med en ryggrad med de følgende femleddede cykliske grupperinger, her angitt som gruppering I, slik den kan avledes fra 2-pyrrolidon, som også kalles butyrolaktam:
Andre forbindelser med gruppering I kan også anvendes som additiver. Fortrinnsvis er additivene polymerer med en molekylvekt høyere enn ca. 40 000. Gruppering I kan inkorporeres i en polymer, f.eks. ved addisjonspolymerisasjon av N-vinyl-2-pyrrolidon, enten alene eller med andre polymerer for å danne en kopolymer.
I én utførelse har additivet en syvleddet cyklisk gruppering. Én foretrukket syvleddet cyklisk gruppering er den følgende gruppering, her angitt som gruppering II, slik den kan avledes fra e-kaprolaktam:
Additivet er fortrinnsvis en polymer, fortrinnsvis med en molekylvekt høyere enn ca. 40 000. Et slikt kaprolaktam-radikal kan f.eks. strekke seg ut fra en polymer ryggrad, så som en polyvinyl-ryggrad. Gruppering II kan inkorporeres i en polymer, f.eks. ved addisjonspolymerisasjon av N-vinyl-e-kaprolaktam, enten alene eller med andre monomerer, for å danne en kopolymer.
I én utførelse omfatter additivet flere forskjellige cykliske kjemiske grupperinger. Fortrinnsvis omfatter additivet minst to cykliske kjemiske grupperinger, og mer foretrukket omfatter additivet første cykliske kjemiske gruppering med et antall atomer i ringen som er forskjellig fra en andre cyklisk kjemisk gruppering. Enda mer foretrukket omfatter additivet en femleddet cyklisk kjemisk gruppering og en syvleddet cyklisk kjemisk gruppering. Fortrinnsvis omfatter minst én av de cykliske kjemiske grupperinger et indre amid og/eller en indre ester, og mer foretrukket omfatter minst to forskjellige cykliske kjemiske grupperinger et indre amid og/eller en indre ester. Fortrinnsvis er additivet en polymer med en molekylvekt høyere enn ca. 40 000, og er fortrinnsvis også løselig i vann. I én foretrukket utførelse er de mange cykliske kjemiske grupperinger slik at de ikke danner en del av den polymere ryggrad, men strekker seg ut fra den polymere ryggrad, slik det vil være tilfelle for substituenter podet på en polymer ryggrad. Mer foretrukket - i tillegg til de flere cykliske kjemiske grupperinger som ikke er en del av den polymere ryggrad - strekker minst én ikke-cyklisk kjemisk gruppering seg også ut fra den polymere ryggrad. En slik ikke-cyklisk kjemisk
gruppe kan omfatte enten en normal eller en forgrenet kjedestruktur. Fortrinnsvis omfatter den ikke-cykliske kjemiske gruppering minst ett polart atom, så som oksygen, nitrogen, svovel eller fosfor, mer foretrukket nitrogen og/eller oksygen. Mest foretrukket omfatter en slik ikke-cyklisk kjemisk gruppering en amingruppe eller en substituert amingruppe.
I én utførelse omfatter additivet en femleddet cyklisk kjemisk gruppering, en syvleddet cyklisk kjemisk gruppering og en ikke-cyklisk kjemisk gruppering. Fortrinnsvis danner alle tre av disse kjemiske grupperinger substituenter eller deler av substituenter som strekker seg ut fra en polymer ryggrad. Ett kjemikalie som er blitt funnet å være spesielt anvendbart omfatter gruppering I, gruppering II og den følgende ikke-cykliske gruppering, her angitt som gruppering III:
Polymeren kan være hvilken som helst polymer med disse tre kjemiske grupperinger, og kan f.eks. være en blokk-kopolymer, en tilfeldig kopolymer eller en podet kopolymer. Gruppering III kan inkorporeres i en polymer, f.eks. ved addisjonspolymerisasjon av dimetyletylamino-metakrylat med andre passende monomerer for å danne en kopolymer med alle grupperinger I, II og III. Fortrinnsvis har polymeren en molekylvekt høyere enn ca. 40 000. Alternativt kan et additiv ha gruppering III og bare én av gruppering I og gruppering II.
Ett spesifikt eksempel på en forbindelse som har alle grupperinger I, II og III er den forbindelse som selges under navnet "Gaffix VC-713" av International Specialty Products, som fortiden har forretningsadresse 1361 Alps Road, Wagner, New Jersey. Gaffix VC-713 er en kopolymer fremstilt fra tre monomerer, og som ofte angis som en terpolymer. Disse tre monomerer er N-vinyl-2-pyrrolidon, N-vinyl-e-kaprolaktam og dimetyletylamino-metakrylat.
En annen foretrukket tilsetning er hydroksyetylcellulose som omfatter seksleddede cykliske kjemiske grupperinger. I én spesielt foretrukket utførelse omfatter additivet både poly(N-vinyl-2-pyrrolidon) og hydroksyetylcellulose.
Det fluide system omfatter hvilket som helst fluid eller hvilke som helst fluider som omfatter vann og gjestemolekyler, hvor vannet og gjestemolekylene sammen kan danne klatrat-hydrater. Det fluide system kan omfatte hvilken som helst kombinasjon av én eller flere gassformige faser, vandig flytende fase og organisk flytende fase og i hvilket som helst forhold. Typisk vil det fluide system omfatte minst to fluidfaser, en gassformig fase, som omfatter gjestemolekyler, og en vandig flytende fase. Typisk omfatter et egnet fluidsystem som omfatter en organisk flytende fase, også både en gassformig fase og en vandig flytende fase.
Foreliggende oppfinnelse er spesielt nyttig i fluidsystemer som omfatter en kontinuerlig, vandig flytende fase. En kontinuerlig, vandig flytende fase er f.eks. en vandig fase som ikke er dispergert som små, emulgerte dråper gjennom en kontinuerlig organisk fase, noe som ville være tilfelle i en emulsjon av vann-i-olje-type. Foreliggende oppfinnelse er derfor spesielt anvendbar f.eks. dersom det fluide system omfatter en gassformig fase og en vandig flytende fase i fravær av en organisk flytende fase, eller minst i fravær av en organisk flytende fase med betydelig volummessig andel i forhold til den vandig flytende fase. Det er overraskende blitt oppdaget at i samsvar med foreliggende oppfinnelse vil klatrat-hydratmasser i et slikt fluidsystem som inneholder en kontinuerlig, vandig flytende fase likevel dispergeres i det fluide system, og vil spesielt dispergeres i den kontinuerlige, vandig flytende fase, og vil ikke agglomerere for å danne en masse som er stor nok til å hindre strømmen av en fluidstrøm som omfatter de dispergerte klatrat-hydratmasser. Dette er spesielt overraskende ettersom den vandig flytende fase i fravær av en organisk flytende fase av betydning ikke kan emulgeres og dispergeres gjennom den organiske fase for å opprettholde dispersjon av klatrat-hydrater som dannes i små, dispergerte, vandige dråper.
Med foreliggende oppfinnelse er det ikke nødvendig å dispergere en vandig flytende fase, så som gjennom en organisk flytende fase, for å forhindre agglomerering av klatrat-hydratmasser. Med foreliggende oppfinnelse vil ikke alt vann delta sammen med gjestemolekylene for å danne klatrat-hydrater, selv i et fluidsystem som inneholder for lite tilgjengelig vann i forhold til tilgjengelige gjestemolekyler for dannelsen av klatrat-hydrater. Fritt vann vil typisk i stedet forbli i en vandig flytende fase, i hvilken det vil være dispergerte klatrat-hydratmasser.
Basert på det foran angitte, vil det forstås at foreliggende oppfinnelse har vidstrakt anvendbarhet for fluidsystemer med varierende relative andeler av gassformig, vandig flytende og organisk flytende fase. Foreliggende oppfinnelse vil f.eks. dispergere klatrat-hydrater i en vandig fase, enten slik vandig fase er i et gass/vandig flytende system eller i et gass/vandig flytende/organisk flytende system. I et gass/vandig flytende/organisk flytende system er det ikke nødvendig at den organiske flytende fase er større enn den vandige flytende fase, ettersom det ikke er nødvendig å dispergere den vandige fase som små dråper i emulgert form.
Kontakten mellom et additiv og klatrat-hydrater i et fluidsystem i henhold til foreliggende oppfinnelse kan gjennomføres under anvendelse av hvilke som helst kontaktanordninger. For eksempel kan slik kontakt gjennomføres ved å blande et additiv i fluidsystemet, så som inn i en fluidstrøm som strømmer. Et additiv kan f.eks. injiseres i en posisjon nede i hullet i en produserende brønn for å regulere klatrat-hydrater i fluider som produseres gjennom denne brønn. Likeledes kan et additiv f.eks. injiseres inn i den produserende fluidstrøm i et brønnhode-område eller også inn i rørledninger som strekker seg gjennom et stigerør, gjennom hvilket produserte fluider transporteres i offshore-produksjonsdrift fra havbunnen til offshore-produksjonsanlegget anbrakt på eller over vannets overflate. Et additiv kan også injiseres i en fluidstrøm før fluidstrømmen transporteres, så som ved injisering av et additiv i fluidstrømmen, som så transporteres, f.eks. gjennom undersjøisk rørledning, fra et offshore-produksjonssted til et onshore-bearbeidingsanlegg.
Additiver som kan anvendes i samsvar med foreliggende oppfinnelse kan være normalt faste, normalt flytende eller normalt gassformige. Dersom slike additiver er normalt faste stoffer, noe som er tilfelle med mange polymerer, inkludert poly(N-vinyl-2-pyrrolidon), løses et slikt fast additiv fortrinnsvis opp i en bærervæske, slik at additivet kan injiseres i fluidsystemet i flytende form. Poly(N-vinyl-2-pyrrolidon), Gaffix VC-713, og/eller hydroksyetylcellulose kan f.eks. løses opp i metanol, og metanolløsningen kan så injiseres direkte i en strømmende fluidstrøm for å påvirke en ønsket kontakt mellom additivet og klatrat-hydratmassene, som kan dannes i fluidstrømmen under transport, så som gjennom en rørledning. Bærervæsken bør fortrinnsvis være løselig i vann. Vann er imidlertid ikke foretrukket som bærervæske på grunn av slikt vanns tilbøyelighet til å fremme ytterligere klatrat-hydratdannelse i fluidsystemet.
Fortrinnsvis blandes et additiv med fluidsystemet før dannelsen av klatrat-hydratene i dette fluidsystem. Additivet vil da være til stede i fluidsystemet for å komme i kontakt med klatrat-hydratmassene når de dannes for første gang.
Blanding av et additiv inn i fluidsystemet, eller kontakt mellom et additiv som allerede befinner seg i fluidsystemet, med klatrat-hydratmasser kan understøttes ved hjelp av mekaniske innretninger, noe som er velkjent innenfor fagområdet, så som f.eks. ved å anvende passende anbrakte statiske, in-line-blandere i en rørledning. Ved de fleste rørlednings-transporter vil imidlertid tilstrekkelig blanding og kontakt finne sted på grunn av fluidstrømmens turbulente natur, og mekanisk hjelp vil ikke være påkrevet.
Det skal forstås at mengden av additiv som må tilsettes til et hvilket som helst spesielt fluidsystem vil avhenge av dette systems sammensetning og de betingelser når det gjelder temperatur og trykk som fluidsystemet vil utsettes for. Generelt vil imidlertid et slikt additiv settes til i en mengde som resulterer i fra ca. 0,2 vekt% til ca. 0,5 vekt% additiv i forhold til fritt vann i et fluidsystem.
De følgende eksempler er angitt med det formål å illustrere foreliggende oppfinnelse.
Eksempel 1
Dette eksempel angis for sammenligningsformål, og illustrerer dannelsen av klatrat-hydrater i en vandig løsning og vekst av disse klatrat-hydrater til masser av tilstrekkelig størrelse til å danne en klatrat-hydratpropp i et fluidsystem.
Et 15 ml testrør fylles med en vandig løsning som inneholder 3,5 vekt% natriumklorid i forhold til vann og 20 vekt% tetrahydrofuran, også i forhold til vann. Tetrahydrofuran er en forbindelse som er i stand til å danne et klatrat-hydrat. En kule av rustfritt stål med en ytre diameter på 5 mm anbringes i testrøret slik at kulen kan rulle fritt langs rørets lengde. Testrøret tettes til og anbringes i et vannbad som inneholder is, som er på en temperatur på 0°C. En mekanisk innretning roterer testrøret kontinuerlig ende-over-ende rundt senterpunktet for lengden av testrøret. Kulen av rustfritt stål ruller fra den ene ende av testrøret til den andre under hver rotasjon av testrøret. Testrøret observeres visuelt under denne rotasjon.
Løsningen blir sløret, noe som indikerer begynnelsen av en klatrat-hydratfase i røret, etter ca. 12 minutters rotasjon i vannbadet. Etter ca. 30 minutters rotasjon i vannbadet, stopper kulen fullstendig å rulle i testrøret, noe som indikerer at klatrat-hydrater har dannet en propp i testrøret.
Eksempel 2
Dette eksempel illustrerer anvendelsen av et additiv for å forhindre aggregering av klatrat-hydrater i en vandig løsning slik at det dannes en klatrat-hydratpropp.
Den eksperimentelle prosedyre i eksempel 1 gjentas, med unntak av at poly(N-vinyl-2-pyrrolidon) settes til den vandige løsning i en mengde på 0,5 vekt% i forhold til vann. Løsningen i testrøret blir sløret etter ca. 45 minutters rotasjon i vannbadet. Etter 6 timers rotasjon i vannbadet, ruller kulen fremdeles. Dersom forsøket fortsettes utover 6 timer, fortsetter kulen normalt å rulle i testrøret, selv etter en periode på 24 timer. Additivet forhindrer derfor dannelsen av en klatrat-hydratpropp i testrøret i det som antas å være en tidsperiode av kommersiell betydning.
Eksempel 3
Dette eksempel illustrerer anvendelsen av Gaffix VC-713, som beskrevet tidligere, for å regulere dannelsen og/eller agglomeringen av klatrat-hydrater.
Den eksperimentelle prosedyre ifølge eksempel 1 gjentas, med unntak av at Gaffix VC-713 settes til den vandige løsning i en mengde på 0,5 vekt% i
forhold til vann. Etter 8 timers rotasjon i vannbadet, viser løsningen i testrøret ingen tegn på hydratdannelse.
Claims (21)
1. Fremgangsmåte for regulering av klatrat-hydrater i et fluid som er i stand til å danne klatrat-hydrater,
karakterisert ved at den omfatter at fluidet bringes i kontakt med et additiv, hvor additivet omfatter en polymer med en cyklisk kjemisk gruppering, hvor den cykliske kjemiske gruppering i sin kjemiske struktur har en heterocyklisk organisk ring med minst én binding internt til ringen, idet denne indre binding er valgt fra gruppen som består av en indre amidbinding og en indre esterbinding.
2. Fremgangsmåte ifølge krav 1,
karakterisert ved at additivet omfatter en polymer med en polyvinyl-ryggrad, og at den cykliske kjemiske gruppering stikker ut fra denne ryggrad.
3. Fremgangsmåte ifølge krav 2,
karakterisert ved at additivet har en ikke-cyklisk kjemisk gruppering, som stikker ut fra ryggraden, og at den ikke-cykliske kjemiske gruppering har en amingruppe.
4. Fremgangsmåte ifølge hvilket som helst av kravene 1, 2 og 3, karakterisert ved at den heterocykliske organiske ring er en femleddet ring.
5. Fremgangsmåte ifølge hvilket som helst av kravene 1, 2 og 3, karakterisert ved at den heterocykliske organiske ring er en seksleddet ring.
6. Fremgangsmåte ifølge hvilket som helst av kravene 1, 2 og 3, karakterisert ved at den heterocykliske organiske ring er en syvleddet ring.
7. Fremgangsmåte ifølge hvilket som helst av kravene 1 -6, karakterisert ved at den indre binding er en indre amidbinding.
8. Fremgangsmåte ifølge hvilket som helst av kravene 1 -7, karakterisert ved at den cykliske kjemiske gruppering omfatter en laktam-ringstruktur.
9. Fremgangsmåte ifølge krav 1,
karakterisert ved at den cykliske kjemiske gruppering omfatter en pyrrolidon-ringstruktur.
10. Fremgangsmåte ifølge krav 1,
karakterisert ved at additivet har gjentatte enheter, som er representative for polymerisasjon av minst N-vinylpyrrolidon-monomer.
11. Fremgangsmåte ifølge krav 1,
karakterisert ved at den cykliske kjemiske gruppering omfatter en e-kaprolaktam-ringstruktur.
12. Fremgangsmåte ifølge krav 1,
karakterisert ved at additivet har gjentatte enheter som er representative for polymerisasjon av minst N-vinyl-e-kaprolaktam-monomer.
13. Fremgangsmåte ifølge hvilket som helst av kravene 1 -12, karakterisert ved at den cykliske kjemiske gruppering er en første cyklisk kjemisk gruppering, og at additivet videre omfatter en andre cyklisk kjemisk gruppering, hvor den første cykliske kjemiske gruppering har en første heterocyklisk organisk ring og den andre cykliske kjemiske gruppering har en andre heterocyklisk organisk ring, idet den første cykliske kjemiske gruppering er kjemisk forskjellig fra den andre cykliske kjemiske gruppering.
14. Fremgangsmåte ifølge krav 13,
karakterisert ved at den første heterocykliske ring er en femleddet ring, og at den andre heterocykliske ring er en syvleddet ring.
15. Fremgangsmåte ifølge hvilket som helst av kravene 1 -14, karakterisert ved at additivet omfatter en poly(N-vinyllaktam)-polymer.
16. Fremgangsmåte ifølge krav 1,
karakterisert ved at additivet omfatter poly(N-vinyl-2-pyrrolidon).
17. Fremgangsmåte ifølge krav 1,
karakterisert ved at additivet omfatter poly(N-vinyl-e-kaprolaktam).
18. Fremgangsmåte ifølge krav 1,
karakterisert ved at additivet har gjentatte enheter representative for kopolymerisasjon av minst N-vinyl-2-pyrrolidon, N-vinyl-e-kaprolaktam og dimetyletylamino-metakrylat.
19. Fremgangsmåte ifølge hvilket som helst av kravene 1 -18, karakterisert ved at additivet løses opp i en bærervæske som ikke er vann, men som er løselig i vann.
20. Fremgangsmåte ifølge hvilket som helst av kravene 1 -19, karakterisert ved at additivet løses opp i en bærervæske som omfatter metanol.
21. Fremgangsmåte ifølge hvilket som helst av kravene 1 -20, karakterisert ved at det dannes klatrat-hydratmasser som er til stede i fluidet, og at tilbøyeligheten for klatrat-hydratene til å agglomerere reduseres ved at fluidet bringes i kontakt med additivet.
Applications Claiming Priority (3)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US07/979,588 US5420370A (en) | 1992-11-20 | 1992-11-20 | Method for controlling clathrate hydrates in fluid systems |
US08/083,108 US5432292A (en) | 1992-11-20 | 1993-06-24 | Method for controlling clathrate hydrates in fluid systems |
PCT/US1993/011191 WO1994012761A1 (en) | 1992-11-20 | 1993-11-17 | Method for controlling clathrate hydrates in fluid systems |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO951999D0 NO951999D0 (no) | 1995-05-19 |
NO951999L NO951999L (no) | 1995-05-19 |
NO309186B1 true NO309186B1 (no) | 2000-12-27 |
Family
ID=26768948
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO951999A NO309186B1 (no) | 1992-11-20 | 1995-05-19 | Fremgangsmåte for regulering av klatrat-hydrater i et fluid som er i stand til å danne klatrat-hydrater |
Country Status (8)
Country | Link |
---|---|
US (2) | US5432292A (no) |
EP (1) | EP0668958B1 (no) |
AU (1) | AU675999B2 (no) |
BR (1) | BR9307489A (no) |
CA (1) | CA2149863A1 (no) |
DE (1) | DE69317575D1 (no) |
NO (1) | NO309186B1 (no) |
WO (1) | WO1994012761A1 (no) |
Families Citing this family (98)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
AU675227B2 (en) * | 1992-06-11 | 1997-01-30 | Colorado School Of Mines | A method for inhibiting gas hydrate formation |
US5639925A (en) * | 1992-11-20 | 1997-06-17 | Colorado School Of Mines | Additives and method for controlling clathrate hydrates in fluid systems |
US5432292A (en) * | 1992-11-20 | 1995-07-11 | Colorado School Of Mines | Method for controlling clathrate hydrates in fluid systems |
WO1994025727A1 (en) * | 1993-05-04 | 1994-11-10 | Bp Exploration Operating Company Limited | Hydrate inhibition |
GB9400538D0 (en) * | 1994-01-13 | 1994-03-09 | Bp Exploration Operating | Hydrate inhibition |
US5491269A (en) * | 1994-09-15 | 1996-02-13 | Exxon Production Research Company | Method for inhibiting hydrate formation |
US5583273A (en) * | 1994-09-15 | 1996-12-10 | Exxon Production Research Company | Method for inhibiting hydrate formation |
USH1749H (en) * | 1994-09-15 | 1998-09-01 | Exxon Production Research Company | Method for inhibiting hydrate formation |
US5600044A (en) * | 1994-09-15 | 1997-02-04 | Exxon Production Research Company | Method for inhibiting hydrate formation |
FR2726484B1 (fr) * | 1994-11-08 | 1997-01-17 | Inst Francais Du Petrole | Procede pour eviter la formation d'une phase solide a partir d'hydrocarbures dans un fluide |
GB9505865D0 (en) * | 1995-03-23 | 1995-05-10 | Bp Exploration Operating | Hydrate Inhibitors |
GB9505864D0 (en) * | 1995-03-23 | 1995-05-10 | Bp Exploration Operating | Hydrate Inhibition |
WO1996037684A1 (en) * | 1995-05-26 | 1996-11-28 | Nippon Shokubai Co., Ltd. | Clathrate hydrate inhibitor and method of inhibiting the formation of clathrate hydrates using it |
US6232273B1 (en) | 1995-06-02 | 2001-05-15 | Nippon Shokubai Co., Ltd. | Clathrate hydrate inhibitor and method of inhibiting the formation of clathrate hydrates using it |
RU2160409C2 (ru) * | 1995-06-08 | 2000-12-10 | Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани | Способ ингибирования образования гидратов |
US6028233A (en) * | 1995-06-08 | 2000-02-22 | Exxon Production Research Company | Method for inhibiting hydrate formation |
AU684689B2 (en) * | 1995-06-08 | 1997-12-18 | Exxon Production Research Company | Method for inhibiting clathrate hydrate formation |
GB2301836B (en) * | 1995-06-08 | 1997-05-07 | Exxon Production Research Co | A method for inhibiting hydrate formation |
US5936040A (en) * | 1995-06-08 | 1999-08-10 | Exxon Production Research Company | Method for inhibiting hydrate formation using maleimide copolymers |
US5744665A (en) * | 1995-06-08 | 1998-04-28 | Exxon Production Research Company | Maleimide copolymers and method for inhibiting hydrate formation |
US5874660A (en) * | 1995-10-04 | 1999-02-23 | Exxon Production Research Company | Method for inhibiting hydrate formation |
CN1063417C (zh) * | 1995-06-08 | 2001-03-21 | 埃克森生产研究公司 | 抑制水合物生成的方法 |
WO1997007320A1 (en) * | 1995-08-16 | 1997-02-27 | Exxon Production Research Company | A method for predetermining a polymer for inhibiting hydrate formation |
US5741758A (en) | 1995-10-13 | 1998-04-21 | Bj Services Company, U.S.A. | Method for controlling gas hydrates in fluid mixtures |
FR2748773B1 (fr) * | 1996-05-15 | 1998-06-26 | Inst Francais Du Petrole | Procede pour inhiber ou retarder la formation ou l'agglomeration d'hydrates dans un effluent de production |
WO1998023843A1 (en) * | 1996-11-22 | 1998-06-04 | Clariant Gmbh | Additives for inhibiting formation of gas hydrates |
US6103403A (en) * | 1997-05-15 | 2000-08-15 | University Of Kentucky Research Foundation Intellectual Property Development | Clathrate structure for electronic and electro-optic applications |
NO972355D0 (no) | 1997-05-22 | 1997-05-22 | Rf Procom As | Blanding for regulering av clathrathydrater og en fremgangsmåte for regulering av clathrathydrat-dannelse |
US6096815A (en) * | 1997-08-13 | 2000-08-01 | Isp Investments Inc. | Method for inhibiting the formation of gas hydrates |
BR9705076A (pt) * | 1997-10-17 | 2000-05-09 | Petroleo Brasileiro Sa | Processo para o controle termo-hidráulico de hidrato de gás |
US6076278A (en) * | 1997-12-18 | 2000-06-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of drying pipelines |
US6025302A (en) * | 1998-05-18 | 2000-02-15 | Bj Services Company | Quaternized polyether amines as gas hydrate inhibitors |
US6194622B1 (en) | 1998-06-10 | 2001-02-27 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method for inhibiting hydrate formation |
FR2792997B1 (fr) | 1999-04-29 | 2001-06-29 | Inst Francais Du Petrole | Formulation d'additifs pour ameliorer le transport d'effluents petroliers susceptibles de contenir des hydrates et procede utilisant cette formulation |
DE19920152C1 (de) * | 1999-05-03 | 2000-10-12 | Clariant Gmbh | Additive zur Inhibierung der Gashydratbildung und deren Verwendung |
US6451892B1 (en) * | 1999-07-13 | 2002-09-17 | Isp Investments Inc. | Method for preventing or retarding the formation of gas hydrates |
DE19935063A1 (de) * | 1999-07-28 | 2001-02-01 | Basf Ag | Pfropfpolymerisate als Gashydratinhibitoren |
US6222083B1 (en) | 1999-10-01 | 2001-04-24 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method for inhibiting hydrate formation |
US6302206B1 (en) * | 1999-11-17 | 2001-10-16 | Vastar Resources, Inc. | Treatment for shut-in gas well |
US6242518B1 (en) * | 2000-04-21 | 2001-06-05 | Isp Investments Inc. | Method for preventing or retarding the formulation of gas hydrates |
US6756345B2 (en) | 2000-05-15 | 2004-06-29 | Bj Services Company | Well service composition and method |
DE10059816C1 (de) * | 2000-12-01 | 2002-04-18 | Clariant Gmbh | Verwendung von Additiven zur Inhibierung der Gashydratbildung |
US6359047B1 (en) * | 2001-03-20 | 2002-03-19 | Isp Investments Inc. | Gas hydrate inhibitor |
DE10114638C1 (de) | 2001-03-24 | 2002-05-23 | Clariant Gmbh | Additive zur Inhibierung der Gashydratbildung und deren Verwendung |
DE10122613C1 (de) * | 2001-04-11 | 2002-09-05 | Clariant Gmbh | Additive zur Inhibierung der Gashydratbildung |
US6550542B2 (en) * | 2001-07-17 | 2003-04-22 | Conocophillips Company | Fluid profile control in enhanced oil recovery |
GB0120912D0 (en) * | 2001-08-29 | 2001-10-17 | Bp Exploration Operating | Process |
US20030092584A1 (en) * | 2001-11-13 | 2003-05-15 | Crews James B. | Deep water completions fracturing fluid compositions |
US20060009363A1 (en) * | 2001-11-13 | 2006-01-12 | Baker Hughes Incorporated | Deep water completions fracturing fluid compositions |
DE10163260C1 (de) * | 2001-12-21 | 2003-08-28 | Kuraray Specialities Europe | Additive, Verwendung und Verfahren zur Inhibierung der Gashydratbildung |
DE10163259C1 (de) * | 2001-12-21 | 2003-08-21 | Kuraray Specialities Europe | Additive, Verwendung und Verfahren zur Inhibierung der Gashydratbildung |
US7164051B2 (en) * | 2002-09-03 | 2007-01-16 | Baker Hughes Incorporated | Gas hydrate inhibitors |
FR2851284A1 (fr) * | 2003-02-19 | 2004-08-20 | Inst Francais Du Petrole | Methode permettant d'eviter la sedimentation des cristaux d'hydrates de gaz |
DE10307727B3 (de) * | 2003-02-24 | 2004-11-11 | Clariant Gmbh | Verwendung von Verbindungen als Korrosions- und Gashydratinhibitoren mit verbesserter Wasserlöslichkeit und erhöhter biologischer Abbaubarkeit und diese Verbindungen |
DE10307730B3 (de) * | 2003-02-24 | 2004-11-11 | Clariant Gmbh | Verwendung von Verbindungen als Korrosions- und Gashydratinhibitoren mit verbesserter Wasserlöslichkeit und erhöhter biologischer Abbaubarkeit und diese Verbindungen |
DE10307729B8 (de) * | 2003-02-24 | 2004-12-09 | Clariant Gmbh | Additive zur Inhibierung der Gashydratbildung |
US6936092B2 (en) | 2003-03-19 | 2005-08-30 | Varco I/P, Inc. | Positive pressure drilled cuttings movement systems and methods |
US7098171B2 (en) * | 2003-05-13 | 2006-08-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Synthetic filtration control polymers for wellbore fluids |
US20050261529A1 (en) * | 2004-05-18 | 2005-11-24 | Baker Hughes Incorporated | Enhancement modifiers for gas hydrate inhibitors |
DE102004048778B3 (de) | 2004-10-07 | 2006-06-22 | Clariant Gmbh | Korrosions-und Gashydratinhibitoren mit erhöhter biologischer Abbaubarkeit und verminderter Toxizität |
DE102005006421A1 (de) * | 2005-02-12 | 2006-08-24 | Clariant Produkte (Deutschland) Gmbh | Polymere und ihre Herstellung und Verwendung als Gashydratinhibitoren |
DE102005007287B4 (de) * | 2005-02-17 | 2007-01-25 | Clariant Produkte (Deutschland) Gmbh | Verwendung von Polyestern als Gashydratinhibitoren |
DE102005009134A1 (de) * | 2005-03-01 | 2006-09-14 | Clariant Produkte (Deutschland) Gmbh | Biologisch abbaubare Gashydratinhibitoren |
CA2602384A1 (en) * | 2005-04-07 | 2006-10-19 | Exxonmobil Upstream Research Company | Recovery of kinetic hydrate inhibitor |
GB0511546D0 (en) * | 2005-06-07 | 2005-07-13 | Univ Heriot Watt | A method for gas storage, transport, peak-shaving, and energy conversion |
DE102005054038A1 (de) | 2005-11-12 | 2007-05-24 | Clariant Produkte (Deutschland) Gmbh | Pyroglutaminsäureester mit verbesserter biologischer Abbaubarkeit |
DE102005054037A1 (de) * | 2005-11-12 | 2007-05-16 | Clariant Produkte Deutschland | Verwendung von Pyroglutaminsäureestern als Gashydratinhibitoren mit verbesserter biologischer Abbaubarkeit |
JP5395329B2 (ja) * | 2006-06-12 | 2014-01-22 | 株式会社 資生堂 | ゲル状組成物 |
DE102007037015B3 (de) | 2007-08-06 | 2008-10-23 | Clariant International Limited | Verwendung von substituierten Polyethyleniminen als Gashydratinhibitoren mit verbesserter biologischer Abbaubarkeit |
DE102007037016B4 (de) * | 2007-08-06 | 2011-06-30 | Clariant International Limited | Verwendung von 1-Alkyl-5-oxo-pyrrolidin-3-carbonsäureestern als Gashydratinhibitoren mit verbesserter biologischer Abbaubarkeit |
DE102007037017A1 (de) | 2007-08-06 | 2009-02-19 | Clariant International Ltd. | 1-Alkyl-5-oxo-pyrrolidin-3-carbonsäureester mit verbesserter biologischer Abbaubarkeit |
EP2031044A1 (en) * | 2007-08-29 | 2009-03-04 | Research Institute of Petroleum Industry (RIPI) | Stabilization of gas hydrates |
WO2009114674A1 (en) * | 2008-03-12 | 2009-09-17 | University Of Wyoming | Dual function gas hydrate inhibitors |
US7968500B2 (en) | 2008-06-25 | 2011-06-28 | Baker Hughes Incorporated | Gas hydrate protection with heat producing two-component gas hydrate inhibitors |
US8047296B2 (en) * | 2008-07-25 | 2011-11-01 | Baker Hughes Incorporated | Method of transitioning to kinetic hydrate inhibitors in multiple tie-in well systems |
EP2985299B1 (en) | 2009-03-31 | 2020-01-01 | ISP Investments LLC | Polymers having n-vinyl amide and hydroxyl moieties |
DE102009030339A1 (de) | 2009-06-25 | 2011-01-05 | Clariant International Ltd. | Additive zur Inhibierung der Gashydratbildung |
CN101799114A (zh) * | 2010-03-19 | 2010-08-11 | 华南理工大学 | 高吸水性大分子物质在水合物法储运气体中的应用 |
DE102010022759A1 (de) | 2010-06-04 | 2011-12-08 | Clariant International Ltd. | Additive zur Inhibierung der Gashydratbildung |
RU2491414C2 (ru) * | 2010-08-10 | 2013-08-27 | Учреждение Российской академии наук Институт океанологии им. П.П. Ширшова РАН | Способ подводной добычи углеводородов и устройство для его осуществления |
US8183185B2 (en) | 2010-10-05 | 2012-05-22 | Baker Hughes Incoporated | Well servicing fluid comprising an organic salt being the product of an organic acid and an organic amine base and method of servicing a well with the fluid |
US20130261275A1 (en) * | 2010-10-21 | 2013-10-03 | Isp Investments Inc. | Non-homopolymers exhibiting gas hydrate inhibition, salt tolerance and high cloud point |
US9145465B2 (en) | 2011-10-20 | 2015-09-29 | Baker Hughes Incorporated | Low dosage kinetic hydrate inhibitors for natural gas production systems |
KR101239201B1 (ko) * | 2011-11-03 | 2013-03-05 | 한국에너지기술연구원 | 가스 하이드레이트 생성 억제용 조성물 및 가스 하이드레이트 생성 억제 방법 |
RU2481375C1 (ru) * | 2011-12-08 | 2013-05-10 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Ингибитор гидратообразования кинетического действия |
US8887815B2 (en) | 2012-01-05 | 2014-11-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Nanoparticle kinetic gas hydrate inhibitors |
US9840654B2 (en) | 2012-11-16 | 2017-12-12 | Schlumberger Norge As | Kinetic hydrate inhibitors with pendent amino functionality |
KR20160105387A (ko) * | 2013-10-30 | 2016-09-06 | 트랜스오션 세드코 포렉스 벤쳐스 리미티드 | 심해 작업 중에 bop 유체에서 가스 하이드레이트 형성 방지 |
CN107429154B (zh) | 2015-09-18 | 2020-11-20 | 亨斯迈石油化学有限责任公司 | 改进的聚(乙烯基己内酰胺)动力学气体水合物抑制剂及其制备方法 |
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 |
CN109071729B (zh) | 2016-05-06 | 2021-11-05 | 沙特阿拉伯石油公司 | 基于丙烯酰基的共聚物、三元共聚物及作为水合物抑制剂的用途 |
KR102342913B1 (ko) | 2016-05-06 | 2021-12-28 | 사우디 아라비안 오일 컴퍼니 | 숙신이미드계 공중합체 및 수화물 억제제로서의 용도 |
EP3452525A1 (en) | 2016-05-06 | 2019-03-13 | Saudi Arabian Oil Company | Acrylamide-based copolymers, terpolymers, and use as hydrate inhibitors |
CN106380541B (zh) * | 2016-09-05 | 2018-07-13 | 路术松 | 酰胺类共聚物水合物动力学抑制剂的制备方法 |
RU2649162C1 (ru) * | 2017-06-14 | 2018-03-30 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Кубанский государственный технологический университет" (ФГБОУ ВО "КубГТУ") | Способ предотвращения образования гидратов в газоводяной системе |
CN107795851B (zh) * | 2017-09-30 | 2019-06-11 | 天津大学 | 一种含两性离子共聚物复配型天然气水合物抑制剂及其制备方法 |
CN111116798B (zh) * | 2019-12-24 | 2021-07-23 | 中国科学院广州能源研究所 | 一种改性的天然气水合物动力学抑制剂 |
Family Cites Families (48)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CA612901A (en) * | 1961-01-17 | L. Moreau Bernard | Subsurface glycol injection system | |
US2115823A (en) * | 1932-05-23 | 1938-05-03 | Standard Oil Dev Co | Lubricating composition |
US3096383A (en) * | 1959-05-18 | 1963-07-02 | Phillips Petroleum Co | Automatic process for prevention of gas hydrate formation |
US3213593A (en) * | 1963-07-08 | 1965-10-26 | Richfield Oil Corp | Reduction of hydrate formation in gas production equipment |
US3348614A (en) * | 1965-06-23 | 1967-10-24 | Mobil Oil Corp | Hydrate prevention in gas production |
NL6818356A (no) * | 1968-12-20 | 1970-06-23 | ||
US3644107A (en) * | 1970-03-09 | 1972-02-22 | Phillips Petroleum Co | Method for preventing the formation of hydrates and ice |
US3962110A (en) * | 1970-10-19 | 1976-06-08 | Texaco Inc. | Process and composition for preventing scale build-up |
US3857686A (en) * | 1971-02-08 | 1974-12-31 | Dow Chemical Co | Glycol-butyrolactone mixtures |
US3768565A (en) * | 1971-09-29 | 1973-10-30 | Calgon Corp | Friction reducing |
AT318784B (de) * | 1972-03-13 | 1974-11-11 | Shell Int Research | Rohölgemische |
US4057533A (en) * | 1972-07-03 | 1977-11-08 | Gaf Corporation | Process for preparation of quaternized cationic vinyllactam-acrylamide copolymers |
CA1031556A (en) * | 1973-07-19 | 1978-05-23 | The Dow Chemical Company | Method for reducing the strength of ice |
US4132535A (en) * | 1976-11-17 | 1979-01-02 | Western Chemical Company | Process for injecting liquid in moving natural gas streams |
CA1168427A (en) * | 1980-08-08 | 1984-06-05 | Roy F. House | Method of producing a homogeneous viscous well servicing fluid within a borehole and well servicing fluid compositions |
DE3112456A1 (de) * | 1981-03-28 | 1982-10-07 | Hoechst Ag, 6000 Frankfurt | "verfahren zur verbesserung der fliessfaehigkeit von mineraloelen" |
US4456067A (en) * | 1981-04-03 | 1984-06-26 | Marathon Oil Company | Process for inhibiting hydrate formation in producing gas wells |
US4471097A (en) * | 1982-01-11 | 1984-09-11 | Klaus Uhl | Water soluble copolymers containing vinyl imidazole as drilling fluid additives |
US4792412A (en) * | 1982-08-31 | 1988-12-20 | Mobil Oil Corporation | High temperature stable aqueous brine fluids viscosified by polyvinylpyrrolidone |
US4644020A (en) * | 1983-01-28 | 1987-02-17 | Phillips Petroleum Company | Production of high molecular weight vinyl lactam polymers and copolymers |
US4951921A (en) * | 1983-01-28 | 1990-08-28 | Phillips Petroleum Company | Polymers useful in the recovery and processing of natural resources |
US4609476A (en) * | 1983-05-02 | 1986-09-02 | Mobil Oil Corporation | High temperature stable aqueous brine fluids |
US4579779A (en) * | 1983-09-30 | 1986-04-01 | Freund Industrial Co., Ltd. | Method of encapsulating volatile organic liquids |
NO170941C (no) * | 1983-11-02 | 1992-12-30 | Exxon Research Engineering Co | Polymerkompleks i vandig opploesning og anvendelse av dette |
US4597779A (en) * | 1985-02-27 | 1986-07-01 | Shell Oil Company | Process for inhibiting hydrates while producing moist CO2 from subterranean reservoirs |
SU1339235A1 (ru) * | 1986-04-17 | 1987-09-23 | Ю.Ф.Макогон и И.Ю.Харив | Антигидратный ингибитор |
US5109042A (en) * | 1987-03-23 | 1992-04-28 | Phillips Petroleum Company | Fluid loss additive for cement slurries containing a n-vinyl-2-pyrrolidone-ω-2-acrylamido-2-methylpropane sulfonate-ω-acrylic acid-ω-acrylamide polymer |
FR2618876B1 (fr) * | 1987-07-30 | 1989-10-27 | Inst Francais Du Petrole | Procede de traitement et de transport d'un gaz contenant du methane et de l'eau |
US4856593A (en) * | 1987-09-21 | 1989-08-15 | Conoco Inc. | Inhibition of hydrate formation |
FR2625548B1 (fr) * | 1987-12-30 | 1990-06-22 | Inst Francais Du Petrole | Procede pour retarder la formation et/ou reduire la tendance a l'agglomeration des hydrates |
US5244878A (en) * | 1987-12-30 | 1993-09-14 | Institut Francais Du Petrole | Process for delaying the formation and/or reducing the agglomeration tendency of hydrates |
FR2625547B1 (fr) * | 1987-12-30 | 1990-06-22 | Inst Francais Du Petrole | Procede pour retarder la formation et/ou reduire la tendance a l'agglomeration des hydrates |
FR2625527B1 (fr) * | 1987-12-30 | 1995-12-01 | Inst Francais Du Petrole | Procede de transport d'un fluide formant des hydrates |
US5083622A (en) * | 1988-03-14 | 1992-01-28 | Shell Oil Company | Method for drilling wells |
US5248665A (en) * | 1988-03-14 | 1993-09-28 | Shell Oil Company | Drilling fluids comprising polycyclic polyether polyol |
FR2630344B1 (fr) * | 1988-04-22 | 1992-02-21 | Inst Francais Du Petrole | Procede d'extraction de l'eau melangee a un fluide liquide |
FR2657416B1 (fr) * | 1990-01-23 | 1994-02-11 | Institut Francais Petrole | Procede et dispositif pour le transport et le traitement d'un gaz naturel. |
GB9003617D0 (en) * | 1990-02-16 | 1990-04-11 | Shell Int Research | A method for preventing hydrates |
US5076373A (en) * | 1990-03-30 | 1991-12-31 | Shell Oil Company | Drilling fluids |
US5076364A (en) * | 1990-03-30 | 1991-12-31 | Shell Oil Company | Gas hydrate inhibition |
GB9115095D0 (en) * | 1991-07-12 | 1991-08-28 | Shell Int Research | A method for preventing or retarding the formation of hydrates |
GB9121508D0 (en) * | 1991-10-10 | 1991-11-27 | British Petroleum Co Plc | Method of inhibiting hydrate formation |
US5204320A (en) * | 1991-11-07 | 1993-04-20 | Phillips Petroleum Company | Drilling mud additive comprising ferrous sulfate and poly(N-vinyl-2-pyrrolidone/sodium 2-acrylamido-2-methylpropane sulfonate) |
AU675227B2 (en) * | 1992-06-11 | 1997-01-30 | Colorado School Of Mines | A method for inhibiting gas hydrate formation |
FR2697264B1 (fr) * | 1992-10-23 | 1994-12-30 | Inst Francais Du Petrole | Procédé pour réduire la tendance à l'agglomération des hydrates dans les effluents de production. |
US5432292A (en) * | 1992-11-20 | 1995-07-11 | Colorado School Of Mines | Method for controlling clathrate hydrates in fluid systems |
US5420370A (en) * | 1992-11-20 | 1995-05-30 | Colorado School Of Mines | Method for controlling clathrate hydrates in fluid systems |
US5491269A (en) * | 1994-09-15 | 1996-02-13 | Exxon Production Research Company | Method for inhibiting hydrate formation |
-
1993
- 1993-06-24 US US08/083,108 patent/US5432292A/en not_active Expired - Fee Related
- 1993-11-17 DE DE69317575T patent/DE69317575D1/de not_active Expired - Lifetime
- 1993-11-17 EP EP19940901579 patent/EP0668958B1/en not_active Expired - Lifetime
- 1993-11-17 BR BR9307489A patent/BR9307489A/pt not_active IP Right Cessation
- 1993-11-17 CA CA 2149863 patent/CA2149863A1/en not_active Abandoned
- 1993-11-17 WO PCT/US1993/011191 patent/WO1994012761A1/en active IP Right Grant
- 1993-11-17 AU AU56121/94A patent/AU675999B2/en not_active Expired - Fee Related
-
1994
- 1994-05-25 US US08/248,477 patent/US5880319A/en not_active Expired - Fee Related
-
1995
- 1995-05-19 NO NO951999A patent/NO309186B1/no not_active IP Right Cessation
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
US5880319A (en) | 1999-03-09 |
EP0668958B1 (en) | 1998-03-18 |
NO951999D0 (no) | 1995-05-19 |
BR9307489A (pt) | 1999-08-24 |
CA2149863A1 (en) | 1994-06-09 |
WO1994012761A1 (en) | 1994-06-09 |
AU675999B2 (en) | 1997-02-27 |
AU5612194A (en) | 1994-06-22 |
NO951999L (no) | 1995-05-19 |
US5432292A (en) | 1995-07-11 |
EP0668958A1 (en) | 1995-08-30 |
DE69317575D1 (de) | 1998-04-23 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO309186B1 (no) | Fremgangsmåte for regulering av klatrat-hydrater i et fluid som er i stand til å danne klatrat-hydrater | |
NO309738B1 (no) | Additiver og fremgangsmåte for å regulere klatrat-hydrater i fluide systemer | |
US5420370A (en) | Method for controlling clathrate hydrates in fluid systems | |
US5460728A (en) | Method for inhibiting the plugging of conduits by gas hydrates | |
EP0824631B1 (en) | Method for inhibiting the plugging of conduits by gas hydrates | |
US5648575A (en) | Method for inhibiting the plugging of conduits by gas hydrates | |
US5900516A (en) | Method for predetermining a polymer for inhibiting hydrate formation | |
NO322749B1 (no) | Fremgangsmate for termohydraulisk kontroll av gasshydrater | |
CN100556978C (zh) | 一种离子液体型水合物抑制剂 | |
USH1749H (en) | Method for inhibiting hydrate formation | |
NO20024686L (no) | Avleiringsfjerning | |
US8048827B2 (en) | Kinetic gas hydrate inhibitors in completion fluids | |
EP2800795B1 (en) | Nanoparticle kinetic gas hydrate inhibitors | |
NO324139B1 (no) | Fremgangsmate for a inhibere hydratdannelse | |
NO311729B1 (no) | Fremgangsmåte for å inhibere hydratdannelse | |
CA2247334A1 (en) | Oil and gas field chemicals | |
CA2441739C (en) | Paraffin inhibitor compositions and their use in oil and gas production | |
NO310931B1 (no) | Blandinger for behandling av hydrokarbon-inneholdende formasjoner, samt anvendelse av blandingen | |
MXPA96006059A (en) | Composition and process for the treatment of an underground formation containing hydrocarb | |
US20060218852A1 (en) | Controlling the formation of crystalline hydrates in fluid systems | |
Christiansen et al. | Additives and method for controlling clathrate hydrates in fluid systems | |
AU707765B2 (en) | Method for inhibiting the plugging of conduits by gas hydrates |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MK1K | Patent expired |