NO325991B1 - Fremgangsmate for hemming av gasshydratdannelse og transport av fluid med hydrokarbonfaser og vandig fase. - Google Patents
Fremgangsmate for hemming av gasshydratdannelse og transport av fluid med hydrokarbonfaser og vandig fase. Download PDFInfo
- Publication number
- NO325991B1 NO325991B1 NO20040852A NO20040852A NO325991B1 NO 325991 B1 NO325991 B1 NO 325991B1 NO 20040852 A NO20040852 A NO 20040852A NO 20040852 A NO20040852 A NO 20040852A NO 325991 B1 NO325991 B1 NO 325991B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- emulsifier
- fluid
- water
- hydrocarbon phase
- phase
- Prior art date
Links
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 title claims abstract description 84
- 239000012071 phase Substances 0.000 title claims abstract description 80
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 title claims abstract description 78
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title claims abstract description 78
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 66
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 47
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 title claims abstract description 43
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 32
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 title claims abstract description 5
- 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 title description 6
- 230000008569 process Effects 0.000 title description 2
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 claims abstract description 61
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 49
- 239000007957 coemulsifier Substances 0.000 claims abstract description 45
- 239000007762 w/o emulsion Substances 0.000 claims abstract description 35
- 150000004677 hydrates Chemical class 0.000 claims abstract description 27
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims abstract description 16
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 64
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims description 52
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 claims description 34
- -1 polyoxyethylene Polymers 0.000 claims description 32
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 29
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 28
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 13
- 229920003171 Poly (ethylene oxide) Polymers 0.000 claims description 12
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims description 12
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 claims description 12
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- PEDCQBHIVMGVHV-UHFFFAOYSA-N Glycerine Chemical compound OCC(O)CO PEDCQBHIVMGVHV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 claims description 7
- FALRKNHUBBKYCC-UHFFFAOYSA-N 2-(chloromethyl)pyridine-3-carbonitrile Chemical compound ClCC1=NC=CC=C1C#N FALRKNHUBBKYCC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- DNIAPMSPPWPWGF-UHFFFAOYSA-N Propylene glycol Chemical compound CC(O)CO DNIAPMSPPWPWGF-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 229920001400 block copolymer Polymers 0.000 claims description 6
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 claims description 6
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 claims description 6
- 229940014800 succinic anhydride Drugs 0.000 claims description 6
- 229920005862 polyol Polymers 0.000 claims description 5
- 150000003077 polyols Chemical class 0.000 claims description 5
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 4
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- TWRXJAOTZQYOKJ-UHFFFAOYSA-L Magnesium chloride Chemical compound [Mg+2].[Cl-].[Cl-] TWRXJAOTZQYOKJ-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 4
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 claims description 4
- 235000014113 dietary fatty acids Nutrition 0.000 claims description 4
- 239000000194 fatty acid Substances 0.000 claims description 4
- 229930195729 fatty acid Natural products 0.000 claims description 4
- 150000004665 fatty acids Chemical class 0.000 claims description 4
- NAQMVNRVTILPCV-UHFFFAOYSA-N hexane-1,6-diamine Chemical compound NCCCCCCN NAQMVNRVTILPCV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 125000004435 hydrogen atom Chemical group [H]* 0.000 claims description 4
- 229920000768 polyamine Polymers 0.000 claims description 4
- 238000003756 stirring Methods 0.000 claims description 4
- XFNJVJPLKCPIBV-UHFFFAOYSA-N trimethylenediamine Chemical compound NCCCN XFNJVJPLKCPIBV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 claims description 4
- FBPFZTCFMRRESA-FSIIMWSLSA-N D-Glucitol Natural products OC[C@H](O)[C@H](O)[C@@H](O)[C@H](O)CO FBPFZTCFMRRESA-FSIIMWSLSA-N 0.000 claims description 3
- FBPFZTCFMRRESA-JGWLITMVSA-N D-glucitol Chemical compound OC[C@H](O)[C@@H](O)[C@H](O)[C@H](O)CO FBPFZTCFMRRESA-JGWLITMVSA-N 0.000 claims description 3
- 239000004147 Sorbitan trioleate Substances 0.000 claims description 3
- PRXRUNOAOLTIEF-ADSICKODSA-N Sorbitan trioleate Chemical compound CCCCCCCC\C=C/CCCCCCCC(=O)OC[C@@H](OC(=O)CCCCCCC\C=C/CCCCCCCC)[C@H]1OC[C@H](O)[C@H]1OC(=O)CCCCCCC\C=C/CCCCCCCC PRXRUNOAOLTIEF-ADSICKODSA-N 0.000 claims description 3
- 230000009467 reduction Effects 0.000 claims description 3
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims description 3
- 235000019337 sorbitan trioleate Nutrition 0.000 claims description 3
- 229960000391 sorbitan trioleate Drugs 0.000 claims description 3
- 239000000600 sorbitol Substances 0.000 claims description 3
- ZORQXIQZAOLNGE-UHFFFAOYSA-N 1,1-difluorocyclohexane Chemical group FC1(F)CCCCC1 ZORQXIQZAOLNGE-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- VBICKXHEKHSIBG-UHFFFAOYSA-N 1-monostearoylglycerol Chemical compound CCCCCCCCCCCCCCCCCC(=O)OCC(O)CO VBICKXHEKHSIBG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- RZRNAYUHWVFMIP-KTKRTIGZSA-N 1-oleoylglycerol Chemical compound CCCCCCCC\C=C/CCCCCCCC(=O)OCC(O)CO RZRNAYUHWVFMIP-KTKRTIGZSA-N 0.000 claims description 2
- PWVUXRBUUYZMKM-UHFFFAOYSA-N 2-(2-hydroxyethoxy)ethyl octadecanoate Chemical compound CCCCCCCCCCCCCCCCCC(=O)OCCOCCO PWVUXRBUUYZMKM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 2-Aminoethan-1-ol Chemical compound NCCO HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- FKOKUHFZNIUSLW-UHFFFAOYSA-N 2-Hydroxypropyl stearate Chemical compound CCCCCCCCCCCCCCCCCC(=O)OCC(C)O FKOKUHFZNIUSLW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 2
- PIICEJLVQHRZGT-UHFFFAOYSA-N Ethylenediamine Chemical compound NCCN PIICEJLVQHRZGT-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- AVXURJPOCDRRFD-UHFFFAOYSA-N Hydroxylamine Chemical compound ON AVXURJPOCDRRFD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 239000004721 Polyphenylene oxide Substances 0.000 claims description 2
- IYFATESGLOUGBX-YVNJGZBMSA-N Sorbitan monopalmitate Chemical compound CCCCCCCCCCCCCCCC(=O)OC[C@@H](O)[C@H]1OC[C@H](O)[C@H]1O IYFATESGLOUGBX-YVNJGZBMSA-N 0.000 claims description 2
- HVUMOYIDDBPOLL-XWVZOOPGSA-N Sorbitan monostearate Chemical compound CCCCCCCCCCCCCCCCCC(=O)OC[C@@H](O)[C@H]1OC[C@H](O)[C@H]1O HVUMOYIDDBPOLL-XWVZOOPGSA-N 0.000 claims description 2
- ZJCCRDAZUWHFQH-UHFFFAOYSA-N Trimethylolpropane Chemical compound CCC(CO)(CO)CO ZJCCRDAZUWHFQH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- PHYFQTYBJUILEZ-UHFFFAOYSA-N Trioleoylglycerol Natural products CCCCCCCCC=CCCCCCCCC(=O)OCC(OC(=O)CCCCCCCC=CCCCCCCCC)COC(=O)CCCCCCCC=CCCCCCCCC PHYFQTYBJUILEZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 125000002947 alkylene group Chemical group 0.000 claims description 2
- 125000003277 amino group Chemical group 0.000 claims description 2
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 claims description 2
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 claims description 2
- ZBCBWPMODOFKDW-UHFFFAOYSA-N diethanolamine Chemical compound OCCNCCO ZBCBWPMODOFKDW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- IUNMPGNGSSIWFP-UHFFFAOYSA-N dimethylaminopropylamine Chemical compound CN(C)CCCN IUNMPGNGSSIWFP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 229940075529 glyceryl stearate Drugs 0.000 claims description 2
- 150000002398 hexadecan-1-ols Chemical class 0.000 claims description 2
- 125000002887 hydroxy group Chemical group [H]O* 0.000 claims description 2
- ZLNQQNXFFQJAID-UHFFFAOYSA-L magnesium carbonate Chemical compound [Mg+2].[O-]C([O-])=O ZLNQQNXFFQJAID-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 2
- 239000001095 magnesium carbonate Substances 0.000 claims description 2
- 229910000021 magnesium carbonate Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 229910001629 magnesium chloride Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 150000002763 monocarboxylic acids Chemical class 0.000 claims description 2
- QOHMWDJIBGVPIF-UHFFFAOYSA-N n',n'-diethylpropane-1,3-diamine Chemical compound CCN(CC)CCCN QOHMWDJIBGVPIF-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 150000002894 organic compounds Chemical class 0.000 claims description 2
- WXZMFSXDPGVJKK-UHFFFAOYSA-N pentaerythritol Chemical compound OCC(CO)(CO)CO WXZMFSXDPGVJKK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 229920001515 polyalkylene glycol Polymers 0.000 claims description 2
- 229920000570 polyether Polymers 0.000 claims description 2
- 229920001522 polyglycol ester Polymers 0.000 claims description 2
- 239000001593 sorbitan monooleate Substances 0.000 claims description 2
- 235000011069 sorbitan monooleate Nutrition 0.000 claims description 2
- 229940035049 sorbitan monooleate Drugs 0.000 claims description 2
- 239000001570 sorbitan monopalmitate Substances 0.000 claims description 2
- 235000011071 sorbitan monopalmitate Nutrition 0.000 claims description 2
- 229940031953 sorbitan monopalmitate Drugs 0.000 claims description 2
- 239000001587 sorbitan monostearate Substances 0.000 claims description 2
- 235000011076 sorbitan monostearate Nutrition 0.000 claims description 2
- 229940035048 sorbitan monostearate Drugs 0.000 claims description 2
- LENZDBCJOHFCAS-UHFFFAOYSA-N tris Chemical compound OCC(N)(CO)CO LENZDBCJOHFCAS-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 239000003129 oil well Substances 0.000 claims 2
- UEEJHVSXFDXPFK-UHFFFAOYSA-N N-dimethylaminoethanol Chemical compound CN(C)CCO UEEJHVSXFDXPFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- IJCWFDPJFXGQBN-RYNSOKOISA-N [(2R)-2-[(2R,3R,4S)-4-hydroxy-3-octadecanoyloxyoxolan-2-yl]-2-octadecanoyloxyethyl] octadecanoate Chemical compound CCCCCCCCCCCCCCCCCC(=O)OC[C@@H](OC(=O)CCCCCCCCCCCCCCCCC)[C@H]1OC[C@H](O)[C@H]1OC(=O)CCCCCCCCCCCCCCCCC IJCWFDPJFXGQBN-RYNSOKOISA-N 0.000 claims 1
- 229960002887 deanol Drugs 0.000 claims 1
- 239000001589 sorbitan tristearate Substances 0.000 claims 1
- 235000011078 sorbitan tristearate Nutrition 0.000 claims 1
- 229960004129 sorbitan tristearate Drugs 0.000 claims 1
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 12
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 10
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 7
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 4
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 4
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 4
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 4
- WZRJTRPJURQBRM-UHFFFAOYSA-N 4-amino-n-(5-methyl-1,2-oxazol-3-yl)benzenesulfonamide;5-[(3,4,5-trimethoxyphenyl)methyl]pyrimidine-2,4-diamine Chemical compound O1C(C)=CC(NS(=O)(=O)C=2C=CC(N)=CC=2)=N1.COC1=C(OC)C(OC)=CC(CC=2C(=NC(N)=NC=2)N)=C1 WZRJTRPJURQBRM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N Toluene Chemical compound CC1=CC=CC=C1 YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 3
- 238000005054 agglomeration Methods 0.000 description 3
- 230000002776 aggregation Effects 0.000 description 3
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 3
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 description 3
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 3
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 3
- 229910052594 sapphire Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000010980 sapphire Substances 0.000 description 3
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 3
- 239000000344 soap Substances 0.000 description 3
- JNYAEWCLZODPBN-JGWLITMVSA-N (2r,3r,4s)-2-[(1r)-1,2-dihydroxyethyl]oxolane-3,4-diol Chemical compound OC[C@@H](O)[C@H]1OC[C@H](O)[C@H]1O JNYAEWCLZODPBN-JGWLITMVSA-N 0.000 description 2
- 229920000388 Polyphosphate Polymers 0.000 description 2
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 2
- 150000001413 amino acids Chemical class 0.000 description 2
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 description 2
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 2
- 150000001732 carboxylic acid derivatives Chemical class 0.000 description 2
- 239000008367 deionised water Substances 0.000 description 2
- 229910021641 deionized water Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000009792 diffusion process Methods 0.000 description 2
- 238000004945 emulsification Methods 0.000 description 2
- NNPPMTNAJDCUHE-UHFFFAOYSA-N isobutane Chemical compound CC(C)C NNPPMTNAJDCUHE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 2
- 238000011017 operating method Methods 0.000 description 2
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 2
- 150000003009 phosphonic acids Chemical class 0.000 description 2
- 239000001205 polyphosphate Substances 0.000 description 2
- 235000011176 polyphosphates Nutrition 0.000 description 2
- 102000004196 processed proteins & peptides Human genes 0.000 description 2
- 108090000765 processed proteins & peptides Proteins 0.000 description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 2
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 2
- VHUUQVKOLVNVRT-UHFFFAOYSA-N Ammonium hydroxide Chemical compound [NH4+].[OH-] VHUUQVKOLVNVRT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-M Bisulfite Chemical compound OS([O-])=O LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N Ethane Chemical compound CC OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- YNAVUWVOSKDBBP-UHFFFAOYSA-N Morpholine Chemical class C1COCCN1 YNAVUWVOSKDBBP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910019142 PO4 Inorganic materials 0.000 description 1
- ABLZXFCXXLZCGV-UHFFFAOYSA-N Phosphorous acid Chemical class OP(O)=O ABLZXFCXXLZCGV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- NQRYJNQNLNOLGT-UHFFFAOYSA-O Piperidinium(1+) Chemical compound C1CC[NH2+]CC1 NQRYJNQNLNOLGT-UHFFFAOYSA-O 0.000 description 1
- 239000002202 Polyethylene glycol Substances 0.000 description 1
- 230000006978 adaptation Effects 0.000 description 1
- 150000001335 aliphatic alkanes Chemical class 0.000 description 1
- 150000003973 alkyl amines Chemical class 0.000 description 1
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 description 1
- 150000008051 alkyl sulfates Chemical class 0.000 description 1
- 125000005211 alkyl trimethyl ammonium group Chemical group 0.000 description 1
- 125000003368 amide group Chemical group 0.000 description 1
- 150000008064 anhydrides Chemical class 0.000 description 1
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 1
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 description 1
- 150000007942 carboxylates Chemical class 0.000 description 1
- 150000001733 carboxylic acid esters Chemical class 0.000 description 1
- 150000001735 carboxylic acids Chemical class 0.000 description 1
- 125000002091 cationic group Chemical group 0.000 description 1
- 230000003111 delayed effect Effects 0.000 description 1
- XQKRYBXCYCKQLL-UHFFFAOYSA-N dimethylaminomethanol Chemical compound CN(C)CO XQKRYBXCYCKQLL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 239000012153 distilled water Substances 0.000 description 1
- 239000012154 double-distilled water Substances 0.000 description 1
- 238000001035 drying Methods 0.000 description 1
- 239000003792 electrolyte Substances 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 150000002170 ethers Chemical class 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 150000002191 fatty alcohols Chemical class 0.000 description 1
- 239000007792 gaseous phase Substances 0.000 description 1
- 150000002334 glycols Chemical class 0.000 description 1
- 229920000578 graft copolymer Polymers 0.000 description 1
- 125000000623 heterocyclic group Chemical group 0.000 description 1
- 230000036571 hydration Effects 0.000 description 1
- 238000006703 hydration reaction Methods 0.000 description 1
- SMWDFEZZVXVKRB-UHFFFAOYSA-O hydron;quinoline Chemical compound [NH+]1=CC=CC2=CC=CC=C21 SMWDFEZZVXVKRB-UHFFFAOYSA-O 0.000 description 1
- MTNDZQHUAFNZQY-UHFFFAOYSA-N imidazoline Chemical compound C1CN=CN1 MTNDZQHUAFNZQY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000005764 inhibitory process Effects 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 238000003780 insertion Methods 0.000 description 1
- 230000037431 insertion Effects 0.000 description 1
- 239000001282 iso-butane Substances 0.000 description 1
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 description 1
- 238000003760 magnetic stirring Methods 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N n-butane Chemical compound CCCC IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003498 natural gas condensate Substances 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 235000021317 phosphate Nutrition 0.000 description 1
- 150000003013 phosphoric acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 150000003014 phosphoric acid esters Chemical class 0.000 description 1
- 238000000053 physical method Methods 0.000 description 1
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 1
- 229920000058 polyacrylate Polymers 0.000 description 1
- 229920001223 polyethylene glycol Polymers 0.000 description 1
- 229920001184 polypeptide Polymers 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 1
- 239000001294 propane Substances 0.000 description 1
- JUJWROOIHBZHMG-UHFFFAOYSA-O pyridinium Chemical compound C1=CC=[NH+]C=C1 JUJWROOIHBZHMG-UHFFFAOYSA-O 0.000 description 1
- 150000003242 quaternary ammonium salts Chemical class 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 238000004064 recycling Methods 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 1
- 229940100515 sorbitan Drugs 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
- 150000003871 sulfonates Chemical class 0.000 description 1
- 150000003460 sulfonic acids Chemical class 0.000 description 1
- 150000003467 sulfuric acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 238000011179 visual inspection Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
- F17D—PIPE-LINE SYSTEMS; PIPE-LINES
- F17D1/00—Pipe-line systems
- F17D1/02—Pipe-line systems for gases or vapours
- F17D1/04—Pipe-line systems for gases or vapours for distribution of gas
- F17D1/05—Preventing freezing
-
- 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
- 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
- C10L1/00—Liquid carbonaceous fuels
- C10L1/32—Liquid carbonaceous fuels consisting of coal-oil suspensions or aqueous emulsions or oil emulsions
- C10L1/328—Oil emulsions containing water or any other hydrophilic phase
-
- 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
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Colloid Chemistry (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Glass Compositions (AREA)
- Iron Core Of Rotating Electric Machines (AREA)
Description
Den foreliggende oppfinnelsen vedrører en fremgangsmåte for å hemme dannelsen av gasshydrater og fremgangsmåte for å transportere fluid omfattende en gassaktig hydrokarbonfase, en flytende hydrokarbonfase og en vandig fase, særlig i petroleum- og naturgassindustrien, samt fluid omfattende slike faser.
Hydrater dannes av to komponenter, vann og visse gassmolekyler, f.eks. alkaner med 1 - 4 karbonatomer, slik som de som finnes i naturgass eller petroleumsgass, f.eks. metan, etan, propan, n-butan, isobutan, H2S og/eller CO2. Disse "gass"-hydratene vil dannes under visse betingelser, dvs. når vannet er i nærvær av gassen og når betingelsene for høyt trykk og lav temperatur når respektive terskelverdier. Gassen kan være i fri tilstand eller oppløst i en væskefase slik som et flytende hydrokarbon.
Dannelsen av slike hydrater kan forårsake problemer i olje- og gassindustrien.
Problemet er av særlig bekymring da naturgass og gasskondensatressurser finnes der driftsbetingelser overgår disse terskelverdiene, dvs. i dypt kaldt vann og on-shore i kaldere klimaer.
Problemet med hydratdannelse kan forekomme under gasstransportering og prosessering, hvorved det faste hydratet feller ut fra fuktige gassblandinger. Dette er særlig tilfelle med naturgass som når den ekstraheres fra brønnen normalt er mettet med vann. Ofte vil hydrater ved slike tilfeller, ved kalde temperaturer (f.eks. temperaturer på mindre enn 10°C) dannes i nedstrømstransporteringsnettverk og dette kan forårsake store trykkfall gjennom systemet og redusere eller stanse naturgasstrømmen.
En typisk situasjon der gasshydratdannelse kan forekomme er ved off-shore operasjoner. Når produserte fluider som omfatter gass og vann når overflaten av havbunnen resulterer generelt senkningen av temperaturen av de produserte fluidene (gjennom varmeveksling med sjøvannet som typisk er på en temperatur fra 3 til 4°C ved havbunnen) i de termodynamiske betingelsene for at hydrater dannes. Ettersom fluidene transporteres enten i en lang vertikal rørledning, f.eks. et stigerørsystem eller gjennom en rørledning langt langs havbunnen, kan således faste gasshydrater blokkere stigerør-systemet eller rørledningen.
Flere fremgangsmåter er kjent for å forhindre hydratdannelse og påfølgende problemer i rørledninger, ventiler og annet prosesseringsutstyr.
Fysiske fremgangsmåter er benyttet, f.eks. isolering av rørledninger på en måte slik at det unngås at de transporterte produserte fluidene avkjøles til under terskelverdien for hydratdannelse under driftstrykket i rørledningen; tørking av fluidet før det tilføres til rørledningen; eller senking av trykket i systemet. Imidlertid er disse teknikkene enten kostbare eller uønskede på grunn av effektivitetstap og produksjonstap.
Kjemiske prosedyrer er også benyttet. Elektrolytter, f.eks. ammoniakk, vandig natriumklorid, saltoppløsning og vandige sukkeroppløsninger, kan tilsettes til systemet.
Alternativt kan tilsetningen av metanol eller andre polare organiske substanser, f.eks. etylenglykol eller andre glykoler benyttes. Selv om metanolinjeksjon har blitt benyttet i stor utstrekning for å hemme hydratdannelse, er den kun effektiv dersom en tilstrekkelig høy konsentrasjon (f.eks. 10 til 50 vekt-% av vanninnholdet) er tilstede siden det ved lave konsentrasjoner er problem med tilpasning av hydratdannelse. For at metanol skal kunne benyttes økonomisk under kalde miljømessige betingelser må det også være en tidlig separasjon og fordrivelse av fritt vann fra brønnen for å kunne minimalisere metanoltapene i vannfasen.
Ifølge US 4.856.593 kan driftsstans i gassproduksjon fra gassbrønner forhindres ved å innarbeide et overflateaktivt stoff i gassen som hemmer dannelsen av gasshydrater og/eller agglomereringen av hydratkrystallitter til store krystallinske masser som er i stand til å blokkere gasstrøm. Det overfiateaktive stoffet kan tilføres til en gassbrønn gjennom en arbeidsstreng og blande seg med naturgass som strømmer fra undergrunns-formasjonen. Eksempler på overfiateaktive stoffer som kan benyttes inkluderer slike materialer som fosfonater, fosfatestere, fosfonsyrer, estere av fosfonsyrer, uorganiske polyfosfater, salter og estere av uorganiske polyfosfater og polymerer slik som poly-akrylamider og polyakrylater.
Anvendelsen av visse amfifiliske forbindelser for å senke hydratdannelsestemperaturen og/eller for å modifisere dannelsesmekanismen av slike hydrater er beskrevet i US 4.915.176. De amfifiliske forbindelsene kan være ikke-ioniske, anioniske eller kanoniske. Eksempler på ikke-ioniske amfifiliske forbindelser inkluderer de oksyetylerte fettalkoholene, de oksyalkylerte alkylfenolene, de oksyetylerte og/eller oksypropylerte derivatene, sukkeretere, polyoletere, slik som glyserol, polyetylenglykol, sorbitol eller sorbitan, sukkerestere, monodietanolamider, karboksylsyreamider, sulfonsyrer og aminosyrer. Egnede anioniske amfililiske forbindelser inkluderer karboksylater, slik som metansåper, alkaliske såper eller organiske såper (slik som N-acylaminosyrer, N-acylsarkosinater, N-acylglutamater, N-acylpolypeptider); sulfonater slik som alkylbenzensulfonater eller sulfosuksinderivater; sulfater slik som alkyl-sulfater, alkyletersulfater, og fosfater. Blant de kationiske amfifiliske forbindelsene er alkylaminsalter, kvaternære ammoniumsalter, slik som alkyltrimetylammonium-derivater, alkyltrietylammoniumderivater, alkyldimetylbenzylammoniumderivater, alkoksylerte alkylaminderivater, heterocykliske derivater, slik som pyridinium-, imidazolinium-, quinolinium-, piperidinium- eller morfoliniumderivater.
US 4.973.775 beskriver anvendelsen av amfifiliske forbindelser, i særdeleshet ikke-ioniske amfifiliske forbindelser eller amfifiliske forbindelser som inkluderer en amid-gruppe for å forsinke dannelsen av og/eller redusere agglomereringstendensen av hydrater med betingelser der et hydrat kan dannes. Amidforbindelser kan være hydroksylerte amidforbindelser, især karbylamider av substituerte eller usubstituerte karboksylsyrer, karbylamider av aminosyrer slik som peptider, eller sulfonsyreamider.
US 5.877.361 beskriver en fremgangsmåte som tillater at et hydratdispergerende additiv i det minste delvis gjenvinnes og resirkuleres. Fremgangsmåten sies å være særlig fordelaktig når mengden av flytende hydrokarbonfase, olje eller kondensat er slik at en vann-i-olje emulsjon kan dannes. Det sies å være mulig å anvende gjenvinnings-teknikken under produksjonen av kondensatgass eller av olje med assosiert gass siden nærværet av en flytende hydrokarbonfase ved begge tilfeller, er sikker i produksjons-røret, fra brønnhodet til separatoren eller til terminalen. Det hydratdispergerende additivet som tilføres til den flytende hydrokarbonfasen dispergerer vannet og hydratene etter dannelsen derav i den flytende hydrokarbonfasen, for derved å sikre deres transport i den dispergerte formen. Egnede dispergeringsadditiver er polyol og karboksylsyre-estere eller karboksylsyrehydroksykarbylamider.
Vi har nå funnet at dannelsen av gasshydrater kan hemmes ved å blande visse polymere emulgatorer med et fluid som omfatter en gassaktig hydrokarbonfase, en flytende hydrokarbonfase og vann før fluidet underkastes betingelser hvorunder gasshydrater kan dannes.
Således tilveiebringes ved en første utførelsesform ifølge den foreliggende oppfinnelsen en fremgangsmåte for å hemme dannelsen av gasshydrater i et fluid som omfatter en gassaktig hydrokarbonfase, en flytende hydrokarbonfase og en vandig fase, der fremgangsmåten omfatter: å blande en polymeremulgator og eventuelt en ikke-ionisk ikke-polymer koemulgator med fluidet før underkastelse av fluidet til betingelser hvorunder gasshydrater kan dannes for å generere en vann-i-olje-emulsjon som omfatter en diskontinuerlig vandig fase, en kontinuerlig flytende hydrokarbonfase og et i det alt vesentlige gassugjennomtrengelig grenseflatelag som omfatter den nevnte polymeremulgatoren og eventuelt den nevnte ikke-ioniske ikke-polymeren koemulgatoren hvori den vandige fasen fordeles i den kontinuerlige flytende hydrokarbonfasen i formen av dråper og det i det alt vesentlige gassugjennomtrengelige grenseflatelaget innkapsler de nevnte dråpene.
Uten å ønske å være bundet av noen teori, antas det at det i det alt vesentlige gassugjennomtrengelige grenseflatelaget i vann-i-olje-emulsjonen enten fysisk separerer den gassaktige hydrokarbonfasen fra den vandige fasen for derved å forhindre gasshydrater fra å dannes eller i det alt vesentlige reduserer diffusjonshastigheten av gass fra den gassaktige hydrokarbonfasen inn i den vandige fasen for derved å forsinke dannelsen av gasshydrater når fluidet i det alt vesentlige underkastes betingelser hvorunder gasshydrater kan dannes. Ved innkapslingen av den vandige fasen i det alt vesentlige gassugjennomtrengelige grenseflatelaget vil også alle gasshydratkrystallitter som kan dannes (enten fra gass oppløst i den vandige fasen før dannelse av vann-i-olje-emulsjonen eller fra gass som diffunderer inn i den vandige fasen gjennom det i det alt vesentlige gassugjennomtrengelige grenseflatelaget i vann-i-olje emulsjonen) ha en liten partikkelstørrelse og vil dispergeres i den ytre flytende hydrokarbonfasen av emulsjonen for derved å dempe risikoen for agglomerering av krystallittene. Vann-i-olje-emulsjonen kan brytes med en gang betingelsene ikke lenger leder til hydratdannelse.
Fortrinnsvis er diffusjonshastigheten av gassen fra den gassaktige hydrokarbonfasen gjennom grenseflatelaget inn i den indre vandige fasen av vann-i-olje-emulsjonen slik at dannelsen av gasshydrater forsinkes med minst 4 timer, fortrinnsvis med minst 12 timer, mer foretrukket med minst 24 timer.
Fortrinnsvis omfatter den gassaktige hydrokarbonfasen av fluidet naturgass. Fortrinnsvis omfatter den flytende hydrokarbonfasen av fluidet et gasskondensat (et hydrokarbon som inneholder væske forent med naturgass) eller råolje. Fortrinnsvis omfatter den vandige fasen produsert vann, dvs. vann forent med naturgass eller råolje. Det produserte vannet kan inneholde oppløste salter slik som natriumklorid, kalsiumklorid, kalsiumkarbonat, magnesiumklorid og magnesiumkarbonat. Polymeremulgatoren må ha en hydrofil/lipofil balanse (HLB) tilpasset de andre væskene som er tilstede i emulsjonen, og en HLB-verdi som er mindre enn 8 er generelt ønskelig for å danne vann-i-olje-emulsjonen. Passende kan polymeremulgatoren være en ikke-ionisk blokk kopolymer, slik som polyoksyetylenstearylalkoholer, polyoksyetylenkakaoaminer, polyoksyetylenoleylalkoholer, polyoksyetylenstearylalkoholer, polyoksyetylencetylalkoholer, fettsyrepolyglykolestere, polyoksyetylenoleater, polyoksyetylenstearater og fettsyrepolyaminkondensater. Vann-i-olje-emulsjonen kan inneholde mer enn en polymeremulgator. Foretrukne polymere emulgatorer er de som selges under varemerket "Hypermer" fremstilt av Imperial Chemical Industries (f.eks. Hypermer LP6 og Hypermer B246). Disse polymere emulgatorene er beskrevet i US 4.504.276, US 4.509.950 og US 4.776.966 (som her er innarbeidet ved referanse).
De polymere emulgatorene som selges under varemerket "Hypermer" er beskrevet som blokk- eller podekopolymerer med den generelle formelen (A-COO)mB, der m er et helt tall på minst 2 og, A er en polymer komponent med en molekylvekt på minst 500 og er resten av en oljeløselig kompleks monokarboksylsyre med den generelle formelen:
der R er hydrogen eller et monovalent hydrokarbon eller substituert hydrokarbon gruppe, Ri er hydrogen eller en monovalent Ci til C24 hydrokarbongruppe, R2 er en divalent Ci til C24 hydrokarbongruppe, n er null eller 1 og p er null eller et helt tall på opptil 200; og (b) B er en polymer komponent med en molekylvekt på minst 500, og ved det tilfelle der m er 2, den divalente resten av en vannløselig polyalkylenglykol med den generelle formelen: der R3 er hydrogen eller en Ci til C3 alkylgruppe, q er et helt tall fra 10 til 500, eller, ved det tilfelle der m er større enn 2, resten med valens m av en vannløselig polyeterpolyol med den generelle formelen: der R3 og m har de tidligere angivelsene, R er null eller et helt tall fra 1 til 500, forutsatt at det totale antallet av
enheter i molekylet er minst 10, og R4 er resten av en organisk forbindelse som i molekylet m inneholder hydrogenatomer som er reaktive med et alkylenoksid.
I tillegg inkluderer "Hypermer"-polymeremulgatorer reaksjonsproduktet av et poly-alkyl(en)yl ravsyreanhydrid med en polar forbindelse som i molekylet inneholder minst en hydroksyl- eller aminogruppe. Det foretrukne polyalk(en)yl ravsyreanhydridet er et poly(isobutenyl) ravsyreanhydrid med en molekylvekt i området fra 400 til 5000. Den foretrukne polare forbindelsen hvormed anhydridet reageres kan være en polyol slik som etylenglykol, propylenglykol, glyserol, trimetylolpropan, pentaerytritol eller sorbitol; eller med et polyamin, f.eks. etylendiamin, trimetylendiamin, heksametylendiamin, dimetylaminopropylamin eller dietylaminopropylamin eller med et hydroksyamin f.eks. monoetanolamin, dietanolamin, dipropanolamin, tris(hydroksymetyl)amino-metan eller dimetylaminometanol.
Passende kan polymeremulgatoren som er blandet med fluidet være en væske. Alternativt kan polymeremulgatoren oppløses i en egnet hydrokarbonvæske (f.eks. toluen) og den oppnådde polymeremulgatorløsningen blandes med fluidet. Fortrinnsvis er mengden av polymeremulgator i løsningen i området 5 til 50 vekt-%.
Den ikke-ioniske ikke-polymere koemulgatoren (heretter "koemulgator") må ha en hydrofil/lipofil balanse (HLB) som er tilpasset til de andre væskene som er tilstede i emulsjonen. Som diskutert over er en HLB-verdi mindre enn 8 generelt ønskelig for å danne vann-i-olje-emulsjon. Fortrinnsvis velges koemulgatoren fra sorbitanmonooleat, sorbitanmonostearat, sorbitantrioleat, sorbitantirstearat, sorbitanmonopalmitat, glyserylstearat, glyseryloleat, propylenglykolstearat og dietylenglykolstearat. En foretrukken koemulgator er sorbitantrioleat (f.eks. SPAN 85™). Mer enn en koemulgator kan benyttes. Uten å ønske å være bundet av noen teori, antas det at koemulgatoren reduserer permeabiliteten i grenseflatelaget i vann-i-olje-emulsjonen til gassen.
Fortrinnsvis blandes polymeremulgatoren og eventuelt koemulgatoren med fluider under høyskjærbetingelser for å sikre at stort sett alt vannet tilstede i fluidet dispergeres i formen av dråper i den kontinuerlige flytende hydrokarbonfasen av vann-i-olje emulsjonen.
Polymeremulgatoren og eventuelt koemulgatoren kan blandes med fluidet ved å benytte en høyskjærblandeinnretning. Passende tilføres polymeremulgatoren og eventuelt koemulgatoren til fluidet oppstrøms for høyskjærblandeinnretningen, fortrinnsvis umiddelbart oppstrøms for høyskjærblandeinnretningen.
Fortrinnsvis inkluderer høyskjærblandeinnretningen venturidyser, ultrasoniske innretninger, reduksjonsventiler, akustiske fløyter, høyskjær trefasepumper (f.eks. booster pumper) roterende skiver og røreblader eller propeller med høyskjærblader.
Polymeremulgatoren og eventuelt koemulgatoren kan blandes med fluidet ved en temperatur på minst 10°C, fortrinnsvis minst 20°C, f.eks. minst 30°C.
Når fluidet som skal behandles er et produsert fluid fra et gassfelt, f.eks. dvs. omfatter naturgass, et gasskondensat og vann, eller fra et oljefelt, dvs. omfatter naturgass, råolje og vann (heretter "produsert fluid"), er det foretrukket å tilføre polymeremulgatoren og eventuelt koemulgatoren ved, eller oppstrøms for, brønnhodet. Passende kan høyskjærblandeinnretningen være en "reduksjonsventil", dvs. en ventil med en variabel diameteråpning som frembringer en begrensning i en forbindelsesledning som fører til brønnsamlerøret. Imidlertid kan en hvilken som helst av høyskjærblandeinnretningene som er beskrevet over frembringes i forbindelsesledningen.
Typisk er temperaturen av det produserte fluidet ved brønnhodet hovedsakelig over terskeltemperaturen for dannelsen av hydrater (10°C). For eksempel kan temperaturen av det produserte fluidet ved brønnhodet være i området 30 til 150°C. Fortrinnsvis er vektforholdet av emulgator (dvs. polymeremulgator og eventuell koemulgator) til vann i vann-i-olje-emulsjonen som genereres i fremgangsmåten ifølge den foreliggende oppfinnelsen i området 0,04:1 til 0,2:1.
Når det i det alt vesentlige gassugjennomtrengelige grenseflatelaget i vann-i-olje-emulsjonen som genereres i fremgangsmåten i den foreliggende oppfinnelsen omfatter en polymeremulgator og en koemulgator, omfatter fortrinnsvis polymeremulgatoren hoveddelen av emulgatoren. Fortrinnsvis er molforholdet av polymeremulgator til eventuell koemulgator i vann-i-olje-emulsjonen minst 2:1, mer foretrukket minst 3:1, mest foretrukket minst 4:1, f.eks. minst 5:1.
Fortrinnsvis har vann-i-olje-emulsjonen som genereres i fremgangsmåten ifølge den foreliggende oppfinnelsen, dråper av vandig fase med en diameter på mindre enn 10 um, fortrinnsvis mindre enn 5 um. Passende er gjennomsnittsdiameteren av dråpene av den vandige fasen i området 0,5 til 2 nm.
Fortrinnsvis har dråpene av vandig fase en polydispersitet på opptil 20 %.
Ved en andre utførelsesform tilveiebringer den foreliggende oppfinnelsen en fremgangsmåte for å transportere et produsert fluid som omfatter en gassaktig hydrokarbonfase, en flytende hydrokarbonfase og en vandig fase, der fremgangsmåten omfatter trinnene: (a) å blande en polymeremulgator og eventuelt en ikke-ionisk ikke-polymer koemulgator med det produserte fluidet før det produserte fluidet underkastes for betingelser hvorunder gasshydrater kan dannes for å generere en vann-i-olje-emulsjon som omfatter en diskontinuerlig vandig fase, en kontinuerlig flytende hydrokarbonfase og et i det alt vesentlige gassugjennomtrengelig grenseflatelag som omfatter den nevnte polymeremulgatoren og den nevnte eventuelle ikke-ioniske ikke-polymere koemulgatoren der den vandige fasen er fordelt i den kontinuerlige flytende hydrokarbonfasen i formen av dråper og det i det alt vesentlige gassugjennomtrengelige grenseflatelaget innkapsler de nevnte dråpene; og (b) å transportere emulsjonen som er generert i trinn (a) sammen med den gassaktige hydrokarbonfasen.
Typisk transporteres emulsjonen og den gassaktige hydrokarbonfasen (heretter "transportert fluid") gjennom et stigerør eller en rørledning, f.eks. en rørledning på havbunnen. Fortrinnsvis er oppholdstiden av det transporterte fluidet i rørledningen eller stigerøret mer enn 5 timer. Når det transporterte fluidet transporteres gjennom en rør-ledning, er oppholdstiden av det transporterte fluidet i rørledningen f.eks. opptil 1 dag.
En fordel ved denne andre utførelsesformen ifølge den foreliggende oppfinnelsen er at fluidet kan transporteres til et sted der betingelsene ikke lenger leder til gasshydratdannelse før noen signifikant gasshydratdannelse kan forekomme. Gasshydrater som dannes i dråpene av vandig fase under transportering av det transporterte fluidet vil også forbli i dispergert form, dvs. ville ikke agglomerere og føre til problemer i rørledninger eller ventiler eller annet prosesseringsutstyr. En ytterligere fordel ved denne andre utførelsesformen ifølge den foreliggende oppfinnelsen er at gasshydrathemming tar hensyn til planlagt eller nødavstengning av stigerør eller rørledninger.
Temperaturen til det transporterte fluidet i stigerøret eller rørledningen kan være under 10°C, fortrinnsvis under 7°C, f.eks. 4 til 5°C. Passende vil det transporterte fluidet være ved et trykk på 10 til 100 bar, f.eks. 2 til 30 bar.
Etter fullføring av transportering av det transporterte fluidet separeres fortrinnsvis den gassaktige fasen fra vann-i-olje-emulsjonen og vann-i-olje-emulsjonen brytes for å oppnå en vandig fase og en flytende hydrokarbonfase. Separasjonen av den gassaktige hydrokarbonfasen utføres under betingelser som ikke leder til hydratdannelse. Forskjellige velkjente fremgangsmåter kan gjennomføres for å bryte emulsjonen. For eksempel kan emulsjonen brytes ved å øke dens temperatur, ved tilsetning av en emulsjonsbryter eller ved å føre emulsjonen til en elektrostatisk vannutskiller eller en filtervannutskiller. Når emulsjonen brytes ved å øke dens temperatur, varmes fortrinnsvis emulsjonen til en temperatur på minst 50°C, fortrinnsvis minst 70°C.
Den gassaktige hydrokarbonfasen kan separeres fra vann-i-olje-emulsjonen enten før oppbrytningen av emulsjonen eller under oppbrytningen av emulsjonen.
Etter fullføring av transporteringen føres fortrinnsvis det transporterte fluidet til en separator. Temperaturen hvorved separatoren drives kan velges slik at vann-i-olje-emulsjonen brytes hvorved det transporterte fluidet separeres i dets forskjellige faser (en gassaktig hydrokarbonfase, en flytende hydrokarbonfase som inneholder polymeremulgatoren og eventuelt koemulgatoren og en vandig fase). Alternativt kan temperaturen velges slik at oppbrytning av emulsjonen unngås hvorved en vann-i-olje-emulsjon dekanteres progressivt til bunnen av separatoren for å danne en nedre emulsjonsfase og en øvre overskytende hydrokarbon flytende fase. Den polymere emulgatoren og den eventuelle koemulgatoren er fortrinnsvis i den nedre emulsjonsfasen. En gassaktig hydrokarbonfase slipper ut ved eller nær toppen av separatoren mens emulsjonsfasen som er i den nedre delen av separatoren slippes ut fra separatoren og brytes ved å benytte en hvilken som helst kjent teknikk (f.eks. varmes i en varme-veksler) og tilføres deretter til en ytterligere separator som separerer den brukte emulsjonen til en vandig fase og en flytende hydrokarbonfase som inneholder polymeremulgatoren og den eventuelle koemulgatoren. Polymeremulgatoren og den eventuelle koemulgatoren kan deretter gjenvinnes fra denne flytende hydrokarbonfasen for resirkulering til blandetrinnet. Alternativt kan den flytende hydrokarbonfasen i det minste delvis resirkuleres til blandetrinnet uten separering av polymeremulgatoren og den eventuelle koemulgatoren. Påfyllingspolymeremulgator og eventuell påfyllingskoemulgator kan tilføres sammen med den resirkulerte polymere emulgatoren og eventuelle koemulgatoren.
Ved enda en ytterligere utførelsesform ifølge den foreliggende oppfinnelsen tilveiebringes et fluid som omfatter:
(a) en gassaktig hydrokarbonfase, og
(b) en emulsjon som omfatter en diskontinuerlig vandig fase, en kontinuerlig flytende hydrokarbonfase og et i det alt vesentlige gassugjennomtrengelig grenseflatelag som omfatter en polymeremulgator og eventuelt en ikke-ionisk ikke-polymer koemulgator der den vandige fasen fordeles i den kontinuerlige flytende hydrokarbonfasen i formen av dråper og det i det alt vesenlige gassugjennomtrengelige grenseflatelaget innkapsler de nevnte dråpene.
Foretrukne trekk ved emulsjonen er som beskrevet i forbindelse med den første og andre utførelsesformen ifølge den foreliggende oppfinnelsen.
Den foreliggende oppfinnelsen vil nå bli illustrert med referanse til de følgende eksemplene.
Eksempler
Emulsjonsdannelse
Emulsjoner ble fremstilt i seriestørrelser på 50 til 200 ml ved å tilsette en vandig fase som omfatter en 1 vekt-% natriumkloridløsning i deionisert vann til en flytende hydrokarbonfase som omfatter en løsning av en emulgator i et gassfeltkondensat (flytende hydrokarbonfase) fra INDE feltet i Nordsjøen. Emulgering ble oppnådd ved å benytte en Janne og Kunkel Ultraturrax™ T25 høyskjær laboratorieblander som drives i tilnærmet 20 sekunder under medium skjærbetingelser (13.500 omdr/min), en verdi valgt for å simulere gjennomsnittlig trykkfall over en reduksjonsventil. Både de vandige og flytende hydrokarbonfasene ble varmet til en temperatur på 65°C før emulgering for å simulere betingelser nede i brønnhuUet. Emulsjonene ble deretter lagret ved en temperatur på 5°C i perioder på opptil 48 timer for å simulere havbunnlagring/transport-betingelser. Vannandeler på 10,20 eller 30 % ble benyttet for å danne emulsjonene der vannandelen representerer volumprosenten av vann i blandingen av de vandige og hydrokarbonfasene. Emulgatorkonsentrasjoner var i området 0,5 - 2,0 vekt-% basert på den flytende hydrokarbonfasen. Emulgatorene som ble benyttet for å danne emulsjonene er gitt i tabell 1 nedenfor.
Partikkelgradering
Den gjennomsnittlige dråpediameteren for den indre vandige fasen i emulsjonene ble bestemt ved å benytte en MicroTrac™ SRA 9200 laserpartikkel graderingsinnretning. Et lite volum av emulsjonen ble fortynnet i filtrert kerosen (filtrert ved å benytte et filter med en 0,45 um porestørrelse) for partikkelgradering. Dataene for forskjellige emulgatorkonsentrasjoner er vist i tabell 2 nedenfor.
Hydrattesting
Tilbøyeligheten for hydratdannelse ble testet i en autoklavcelle ved å benytte drifts-prosedyren som er angitt nedenfor. Autoklavcellen ble vasket grundig før hver test og en tom kjøring ble utført ved å benytte 200 ml deionisert vann ved en rørehastighet på 500 omdr/min. Autoklavcellen ble trykksatt med gass med sammensetningen som er gitt i tabell 3 nedenfor (oppnådd fra Bacton Terminal som får gass fra den sørlige delen av Nordsjøens gassfelter) til et initialt trykk på 60 - 63 bar ved en celletemperatur på 4,0 til 4,3°C. Dersom tidsperioden for hydratdannelse ikke var innenfor det forventede området på 4 til 10 minutter, ble cellene igjen vasket og den tomme testen ble gjentatt. Ytterligere tomme kjøringer ble utført ved å benytte 10 - 30 ml av 1 vekt-% vandig natriumkloridløsning og 90 - 10 ml INDE kondensat, i fravær av emulgator, under identiske betingelser.
Emulsjoner for testing ble fremstilt som beskrevet over og hver emulsjon ble lagret i minst 12 timer ved en temperatur på 5°C før fylling i cellen. Som ved den tomme kjøringen, ble gass fra Bacton Terminal benyttet for å trykksette autoklavcellen til et initialt trykk på 60 - 63 bar ved en temperatur på 4,0 - 4,3°C. Generelt ble eksperi-menter kjørt inntil det var bevis for brudd. Dette var normalt tydelig som en sterk eksoterm som førte til en temperaturtopp med en ledsagende skarp reduksjon i trykk (typisk på tilnærmet 15 bar).
Driftsprosedyre for hydrattesting ved å benytte rørt autoklav
En autoklavcelle som omfatter en sylindrisk del, en topplate (med en gassinnløs-innretning, en gassutløpsinnretning, en termoelementinnretning, en trykktransformator-innretning, og et innsetningssafirvindu) og en bunnplate ble montert som følger. Bunn-platen ble forbundet til den sylindriske delen av autoklavcellen. En magnetisk røre-innretning ble deretter plassert i autoklavcellen og det nødvendige volumet av testfluid ble tilsatt. Testfluidet var dobbeltdestillert vann (tom kjøring) eller 10 - 30 ml av en 1 vekt-% NaCl løsning i vann og 90 - 10 ml INDE-kondensat (ytterligere tomme kjøringer) eller en emulsjon fremstilt som beskrevet over (kjøringer ifølge den foreliggende oppfinnelsen). Topplaten ble deretter senket på plass. Et termoelement og en trykktransformator ble innsatt i deres respektive innretninger i den øvre platen og inn-retningene ble festet. Gassinnløp- og utløpstilførselsledninger ble deretter forbundet til henholdsvis gassinnløp- og utløpsinnretningene via svenkelokk-hurtigfrigivelses-koblinger. En liten mengde destillert vann ble deretter sprøytet på utsiden av safirvinduet. Et horoskop ble senket i posisjon over toppflaten av autoklavcellen slik at den kunne fokuseres gjennom safirvinduet og ble til et kamera. Røreren ble slått på og satt på en rørehastighet på 500 omdr/min. Testfluidet i autoklavcellen ble avkjølt til en testtemperatur på 4°C ved hjelp av en Julabo™ kjøleenhet. Med en gang testtempera-turen var nådd, ble røreren slått av. Autoklavcellen ble deretter trykksatt til 63 bar ved å benytte Bacton Terminal gass, og det ble konstant sjekket med hensyn på lekkasjer ved alle sammenføyninger og innretninger. Røreren ble deretter startet på nytt ved en røre-hastighet på 500 omdr/min med kjøleenheten satt til temperaturen på 4°C. Datalogging av celletemperaturen og trykket sammen med kontinuerlig videoopptak av det indre i cellen via horoskopet og kameraet ble initiert ved gjenstartningen av raringen. Hydratdannelse ble vurdert ved visuell undersøking av celleinnholdet, ved enhver økning i det målte dreiemomentet på røreinnretningen og ved gassforbruk i cellen som uttrykkes som et trykkfall i cellen.
Resultatene viser at tiden til hydratdannelse økes vesentlig når den vandige fasen innkapsles i den flytende hydrokarbonfasen av en vann-i-olje-emulsjon.
Claims (28)
1.
Fremgangsmåte for å hemme dannelsen av gasshydrater i et fluid som omfatter en gassaktig hydrokarbonfase, en flytende hydrokarbonfase og en vandig fase, der fremgangsmåten omfatter: å blande en polymeremulgator og eventuelt en ikke-ionisk ikke-polymer koemulgator med fluidet, karakterisert ved at polymeremulgatoren og den eventuelle koemulgatoren blandes med fluidet før fluidet utsettes for betingelser hvorunder gasshydrater kan dannes for å generere en vann-i-olje-emulsjon som omfatter en diskontinuerlig vandig fase, en kontinuerlig flytende hydrokarbonfase og et i det alt vesentlige gassugjennomtrengelig grenseflatelag som omfatter den nevnte polymeremulgatoren og eventuelt den nevnte koemulgatoren hvori den vandige fasen fordeles i den kontinuerlige flytende hydrokarbonfasen i formen av dråper og det i det alt vesentlige gassugjennomtrengelige grenseflatelaget innkapsler de nevnte dråpene.
2.
Fremgangsmåte for å transportere et fluid som omfatter en gassaktig hydrokarbonfase, en flytende hydrokarbonfase og en vandig fase, der fremgangsmåten omfatter trinnene: (a) å blande en polymeremulgator og eventuelt en ikke-ionisk ikke-polymer koemulgator med fluidet, karakterisert ved at polymeremulgatoren og den eventuelle koemulgatoren blandes med fluidet før fluidet utsettes for betingelser hvorunder gasshydrater kan dannes for å generere en vann-i-olje-emulsjon som omfatter en diskontinuerlig vandig fase, en kontinuerlig flytende hydrokarbonfase og et i det alt vesentlige gassugjennomtrengelig grenseflatelag som omfatter den nevnte polymeremulgatoren og eventuelt den nevnte koemulgatoren hvori den vandige fasen fordeles i den kontinuerlige flytende hydrokarbonfasen i formen av dråper og det i det alt vesentlige gassugjennomtrengelige grenseflatelaget innkapsler de nevnte dråpene; og (b) å transportere emulsjonen som er generert i trinn (a) sammen med den gassaktige hydrokarbonfasen.
3.
Fremgangsmåte ifølge krav 1 eller 2, der fluidet er et produsert fluid fra en oljebrønn eller gassbrønn.
4.
Fremgangsmåte ifølge krav 2 eller 3, der vann-i-olje-emulsjonen og den gassaktige hydrokarbonfasen transporteres gjennom et stigerør eller en rørledning.
5.
Fremgangsmåte ifølge krav 4, der oppholdstiden av vann-i-olje-emulsjonen og den gassaktige hydrokarbonfasen i stigerøret eller rørledningen er mer enn 5 timer.
6.
Fremgangsmåte ifølge et hvilket som helst av de foregående kravene, der polymeremulgatoren og den eventuelle ikke-ioniske ikke-polymere emulgatoren blandes med fluidet ved en temperatur på minst 20°C, fortrinnsvis minst 30°C, og vann-i-olje-emulsjonen og den gassaktige hydrokarbonfasen videre avkjøles til en temperatur som er under 10°C, fortrinnsvis under TC.
7.
Fremgangsmåte ifølge et hvilket som helst av kravene 2 til 6, der vann-i-olje-emulsjonen transporteres sammen med den gassaktige hydrokarbonfasen ved et trykk på fra 10 til 100 bar.
8.
Fremgangsmåte ifølge et hvilket som helst av kravene 2 til 7, der, etter fullføring av transportering av vann-i-olje-emulsjonen og den gassaktige hydrokarbonfasen, separeres den gassaktige hydrokarbonfasen fra vann-i-olje-emulsjonen og vann-i-olje-emulsjonen brytes for å oppnå en vandig fase og en flytende hydrokarbonfase hvori den flytende hydrokarbonfasen inneholder polymeremulgatoren og den eventuelle ikke-ioniske ikke-polymere koemulgatoren.
9.
Fremgangsmåte ifølge krav 8, der polymeremulgatoren og den eventuelle ikke-ioniske ikke-polymere koemulgatoren gjenvinnes fra den flytende hydrokarbonfasen og resirkuleres til blandetrinnet (a).
10.
Fremgangsmåte ifølge et hvilket som helst av de foregående kravene, der den gassaktige hydrokarbonfasen omfatter naturgass, den flytende hydrokarbonfasen omfatter et gasskondensat eller råolje og den vandige fasen omfatter produsert vann.
11.
Fremgangsmåte ifølge krav 10, der det produserte vannet inneholder oppløste salter valgt fra gruppen bestående av natriumklorid, kalsiumklorid, kalsiumkarbonat, magnesiumklorid og magnesiumkarbonat.
12.
Fremgangsmåte ifølge et hvilket som helst av de foregående kravene, der polymeremulgatoren og den eventuelle koemulgatoren hver har en HLB-verdi på mindre enn 8.
13.
Fremgangsmåte ifølge krav 12, der polymeremulgatoren er en ikke-ionisk blokkopolymer.
14.
Fremgangsmåte ifølge krav 13, der den ikke-ioniske blokkopolymeren er valgt fra gruppen bestående av polyoksyetylenstearylalkoholer, polyoksyetylenkakaoaminer, polyoksyetylenoleylalkoholer, polyoksyetylenstearylalkoholer, polyoksyetylencetylalkoholer, fettsyrepolyglykolestere, polyoksyetylenoleater, polyoksyetylenstearater, og fettsyrepolyaminkondensater.
15.
Fremgangsmåte ifølge krav 14, der den ikke-ioniske blokkopolymeren har den generelle formelen (A-COO)mB, der m er et helt tall på minst 2, A er en polymerkomponent med en molekylvekt på minst 500 og er resten av en oljeløselig kompleks monokarboksylsyre med den generelle strukturformelen:
der R er hydrogen eller et monovalent hydrokarbon eller substituert hydrokarbongruppe, Ri er hydrogen eller en monovalent Ci til C24 hydrokarbongruppe, R2 er en di valent Ci til C24 hydrokarbongruppe, n er null eller 1 og p er null eller et helt tall på opptil 200; og (b) B er en polymer komponent med en molekylvekt på minst 500, og er når m er 2 den divalente resten av et vannløselig polyalkylenglykol med den generelle formelen:
der R.3 er hydrogen eller en Ci til C3 alkylgruppe, q er et helt tall fra 10 til 500, eller, når m er større enn 2 er resten med valens m av en vannløselig polyeterpolyol med den generelle formelen:
der R3 og m har de tidligere angivelsene, R er null eller et helt tall fra 1 til 500, forutsatt at det totale antallet av
enheter i molekylet er minst 10, og R4 er resten av en organisk forbindelse som i molekylet inneholder m hydrogenatomer som er reaktive med et alkylenoksid.
16.
Fremgangsmåte ifølge krav 14, der den ikke-ioniske blokkopolymeren er reaksjonsproduktet av et polyalk(en)yl ravsyreanhydrid med en polar forbindelse med minst en hydroksyl- eller aminogruppe.
17.
Fremgangsmåte ifølge krav 16, der polyalk(en)yl ravsyreanhydridet er et poly (isobutenyl) ravsyreanhydrid med en molekylvekt i området fra 400 til 5000 og den polare forbindelsen er (a) en polyol valgt fra gruppen bestående av etylenglykol, propylenglykol, glyserol, trimetylolpropan, pentaerytritol og sorbitol; (b) et polyamin valgt fra gruppen bestående av etylendiamin, trimetylendiamin, heksametylendiamin, dimetylaminopropylamin og dietylaminopropylamin; eller (c) et hydroksyamin valgt fra gruppen bestående av monoetanolamin, dietanolamin, dipropanolamin, tris(hydroksy-metyl)aminometan og dimetylaminoetanol.
18.
Fremgangsmåte ifølge et hvilket som helst av de foregående kravene, der den eventuelle koemulgatoren er valgt fra gruppen bestående av sorbitanmonooleat, sorbitanmonostearat, sorbitantrioleat, sorbitantirstearat, sorbitanmonopalmitat, glyserylstearat, glyseryloleat, propylenglykolstearat og dietylenglykolstearat.
19.
Fremgangsmåte ifølge et hvilket som helst av de foregående kravene, der polymeremulgatoren og eventuelt koemulgatoren blandes med fluidet under høyskjær-betingelser.
20.
Fremgangsmåte ifølge et hvilket som helst av de foregående kravene, der polymeremulgatoren og eventuelt koemulgatoren blandes med fluidet i en høyskjærblandeinnretning valgt fra en venturidyse, en reduksjonsventil, en ultrasonisk innretning, en akustisk fløyte, en høyskjær trefasepumpe, en roterende skive, og et røreblad eller en propell med høyskjærblader.
21.
Fremgangsmåte ifølge et hvilket som helst av kravene 3 til 20, der polymeremulgatoren og eventuelle koemulgatoren tilføres til et produsert fluid ved eller oppstrøms for brønnhodet i oljebrønnen eller gassbrønnen.
22.
Fremgangsmåte ifølge et hvilket som helst av de foregående kravene, der vektforholdet av polymeremulgator og eventuell koemulgator til vann i vann-i-olje-emulsjonen er i området 0,04:1 til 0,2:1.
23.
Fremgangsmåte ifølge et hvilket som helst av de foregående kravene, der molforholdet av polymeremulgator til koemulgator i vann-i-olje-emulsjonen er minst 2:1.
24.
Fremgangsmåte ifølge et hvilket som helst av de foregående kravene, der den vandige fasen fordeles i den kontinuerlige flytende hydrokarbonfasen i vann-i-olje-emulsjonen i form av dråper med en gjennomsnittlig diameter på fra 0,5 til 2 um.
25.
Fremgangsmåte ifølge krav 24, der dråpene av vandig fase har en polydispersitet på opptil 20 %.
26.
Fluid som omfatter: a) en gassaktig hydrokarbonfase, og b) en emulsjon som omfatter en diskontinuerlig vandig fase, en kontinuerlig
flytende hydrokarbonfase og et grenseflatelag,
karakterisert ved at grenseflatelaget av emulsjonen er gassugjennomtrengelig og omfatter en polymeremulgator og eventuelt en ikke-ionisk ikke-polymer koemulgator der den vandige fasen fordeles i den kontinuerlige flytende hydrokarbonfasen på form av dråper og grenseflatelaget innkapsler de nevnte dråpene.
27.
Fluid ifølge krav 26, der polymeremulgatoren er som definert i et hvilket som helst av kravene 13 til 17, og den eventuelle koemulgatoren er som definert i krav 18.
28.
Fluid ifølge krav 25 eller 26, der dråpene av vandig fase har en gjennomsnittlig diameter på fra 0,5 til 2 um.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| GBGB0120912.1A GB0120912D0 (en) | 2001-08-29 | 2001-08-29 | Process |
| PCT/GB2002/003420 WO2003021078A1 (en) | 2001-08-29 | 2002-07-25 | Method for inhibiting hydrate formation |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO20040852L NO20040852L (no) | 2004-04-20 |
| NO325991B1 true NO325991B1 (no) | 2008-09-01 |
Family
ID=9921153
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO20040852A NO325991B1 (no) | 2001-08-29 | 2004-02-26 | Fremgangsmate for hemming av gasshydratdannelse og transport av fluid med hydrokarbonfaser og vandig fase. |
Country Status (11)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US7008466B2 (no) |
| EP (1) | EP1421255B1 (no) |
| AT (1) | ATE291676T1 (no) |
| BR (1) | BR0212159B1 (no) |
| CA (1) | CA2458539C (no) |
| DE (1) | DE60203397T2 (no) |
| EA (1) | EA006950B1 (no) |
| ES (1) | ES2239237T3 (no) |
| GB (1) | GB0120912D0 (no) |
| NO (1) | NO325991B1 (no) |
| WO (1) | WO2003021078A1 (no) |
Families Citing this family (37)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| DE10059816C1 (de) * | 2000-12-01 | 2002-04-18 | Clariant Gmbh | Verwendung von Additiven zur Inhibierung der Gashydratbildung |
| US20040111957A1 (en) * | 2002-12-13 | 2004-06-17 | Filippini Brian B. | Water blended fuel composition |
| DE10307728B4 (de) * | 2003-02-24 | 2005-09-22 | Clariant Gmbh | Korrosions-und Gashydratinhibitoren mit verbesserter Wasserlöslichkeit und erhöhter biologischer Abbaubarkeit und derartige Verbindungen |
| US7585816B2 (en) * | 2003-07-02 | 2009-09-08 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method for inhibiting hydrate formation |
| GB0420061D0 (en) * | 2004-09-09 | 2004-10-13 | Statoil Asa | Method |
| JP2008535969A (ja) * | 2005-04-07 | 2008-09-04 | エクソンモービル アップストリーム リサーチ カンパニー | 動力学的水和物抑制剤の回収 |
| US8871988B2 (en) * | 2006-02-22 | 2014-10-28 | David Graham | Controlling the formation of crystalline hydrates in fluid systems |
| WO2007095399A2 (en) * | 2006-03-15 | 2007-08-23 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method of generating a non-plugging hydrate slurry |
| GB2436575A (en) * | 2006-03-16 | 2007-10-03 | Statoil Asa | Method for protecting hydrocarbon conduits |
| US7958939B2 (en) * | 2006-03-24 | 2011-06-14 | Exxonmobil Upstream Research Co. | Composition and method for producing a pumpable hydrocarbon hydrate slurry at high water-cut |
| EP2020956A2 (en) * | 2006-05-26 | 2009-02-11 | Nanyang Technological University | Implantable article, method of forming same and method for reducing thrombogenicity |
| WO2008089262A1 (en) * | 2007-01-21 | 2008-07-24 | M-I Llc | Method and pill for remediating hydrate condensate blockage in pipelines |
| WO2009042307A1 (en) | 2007-09-25 | 2009-04-02 | Exxonmobile Upstream Research Company | Method and apparatus for flow assurance management in subsea single production flowline |
| JP5128392B2 (ja) * | 2007-08-03 | 2013-01-23 | ローム アンド ハース カンパニー | 油配合物 |
| US9012515B2 (en) | 2007-08-03 | 2015-04-21 | Rohm And Haas Company | Oil formulations with thickeners |
| AU2008305441B2 (en) * | 2007-09-25 | 2014-02-13 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method for managing hydrates in subsea production line |
| WO2009114674A1 (en) * | 2008-03-12 | 2009-09-17 | University Of Wyoming | Dual function gas hydrate inhibitors |
| US8293805B2 (en) * | 2008-05-29 | 2012-10-23 | Schlumberger Technology Corporation | Tracking feedstock production with micro scale gas-to-liquid units |
| US8206636B2 (en) | 2008-06-20 | 2012-06-26 | Amaranth Medical Pte. | Stent fabrication via tubular casting processes |
| US10898620B2 (en) | 2008-06-20 | 2021-01-26 | Razmodics Llc | Composite stent having multi-axial flexibility and method of manufacture thereof |
| US8206635B2 (en) | 2008-06-20 | 2012-06-26 | Amaranth Medical Pte. | Stent fabrication via tubular casting processes |
| US20100000153A1 (en) * | 2008-07-07 | 2010-01-07 | Kyrogen Usa, Llc | Remote micro-scale gtl products for uses in oil- and gas-field and pipeline applications |
| IT1391172B1 (it) * | 2008-08-14 | 2011-11-18 | Univ Roma | Processo per la purificazione-addolcimento del gas naturale tramite dissociazione controllata degli idrati e uso degli stessi come separatori. |
| GB2467169B (en) * | 2009-01-26 | 2014-08-06 | Statoil Petroleum As | Process and apparatus for the production of lean liquid hydrate inhibitor composition |
| US8350236B2 (en) * | 2010-01-12 | 2013-01-08 | Axcelis Technologies, Inc. | Aromatic molecular carbon implantation processes |
| WO2011109118A1 (en) | 2010-03-05 | 2011-09-09 | Exxonmobil Upstream Research Company | System and method for creating flowable hydrate slurries in production fluids |
| US8146667B2 (en) * | 2010-07-19 | 2012-04-03 | Marc Moszkowski | Dual gradient pipeline evacuation method |
| DE102011004771A1 (de) * | 2011-02-25 | 2012-08-30 | Henkel Ag & Co. Kgaa | WC-Gel |
| DE102012003224A1 (de) * | 2012-02-20 | 2013-08-22 | Sasol Germany Gmbh | Bohrspülflüssigkeit, Verwendung und Verfahren unter Verwendung der Bohrspülflüssigkeit |
| US10556210B2 (en) | 2014-02-24 | 2020-02-11 | Statoil Petroleum As | Prevention of surge wave instabilities in three phase gas condensate flowlines |
| CA2960780C (en) | 2014-10-02 | 2020-12-01 | Croda, Inc. | Asphaltene inhibition |
| WO2016195842A1 (en) | 2015-06-04 | 2016-12-08 | Exxonmobil Upstream Research Company | System and process for managing hydrate and wax deposition in hydrocarbon pipelines |
| FR3045401B1 (fr) * | 2015-12-17 | 2018-02-02 | IFP Energies Nouvelles | Solution absorbante a base de derives hydroxyles de la 1,6-hexanediamine et procede d'elimination de composes acides d'un effluent gazeux |
| US10661236B2 (en) * | 2018-05-02 | 2020-05-26 | Saudi Arabian Oil Company | Method and system for blending wellbore treatment fluids |
| US20210179774A1 (en) * | 2019-12-13 | 2021-06-17 | Baker Hughes Oilfield Operations Llc | Polymeric anti-agglomerant hydrate inhibitor |
| US20220175534A1 (en) * | 2020-12-07 | 2022-06-09 | The Curators Of The University Of Missouri | Liquid collagen bioinks and methods to make and use collagen structures |
| CN112228009B (zh) * | 2020-12-14 | 2021-03-02 | 东营华辰石油装备有限公司 | 一种井口连续加药装置及其加药方法 |
Family Cites Families (14)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB2002400B (en) | 1977-07-12 | 1982-01-20 | Ici Ltd | Block or graft copolymers and their use as surfactants |
| US4504276A (en) | 1983-03-24 | 1985-03-12 | Imperial Chemical Industries Plc | Emulsifying agents |
| US4509950A (en) | 1983-03-24 | 1985-04-09 | Imperial Chemical Industries Plc | Emulsifying agents |
| GB8410393D0 (en) | 1984-04-24 | 1984-05-31 | Ici Plc | Fluid compositions |
| 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 |
| FR2625527B1 (fr) | 1987-12-30 | 1995-12-01 | Inst Francais Du Petrole | Procede de transport d'un fluide formant 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 |
| US5432292A (en) | 1992-11-20 | 1995-07-11 | Colorado School Of Mines | Method for controlling clathrate hydrates in fluid systems |
| US5639925A (en) * | 1992-11-20 | 1997-06-17 | Colorado School Of Mines | Additives and method for controlling clathrate hydrates in fluid systems |
| FR2735210B1 (fr) | 1995-06-06 | 1997-07-18 | Inst Francais Du Petrole | Procede de recyclage d'un additif dispersant utilise pour le transport d'un gaz a condensat ou d'un petrole avec gaz associe en presence d'hydrates |
| US6194622B1 (en) * | 1998-06-10 | 2001-02-27 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method for inhibiting hydrate formation |
| GB9915214D0 (en) * | 1999-06-29 | 1999-09-01 | Bp Exploration Operating | Microemulsions |
| DE19935063A1 (de) * | 1999-07-28 | 2001-02-01 | Basf Ag | Pfropfpolymerisate als Gashydratinhibitoren |
-
2001
- 2001-08-29 GB GBGB0120912.1A patent/GB0120912D0/en not_active Ceased
-
2002
- 2002-07-25 AT AT02745683T patent/ATE291676T1/de not_active IP Right Cessation
- 2002-07-25 BR BRPI0212159-0B1A patent/BR0212159B1/pt not_active IP Right Cessation
- 2002-07-25 US US10/487,596 patent/US7008466B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2002-07-25 WO PCT/GB2002/003420 patent/WO2003021078A1/en active IP Right Grant
- 2002-07-25 CA CA002458539A patent/CA2458539C/en not_active Expired - Fee Related
- 2002-07-25 ES ES02745683T patent/ES2239237T3/es not_active Expired - Lifetime
- 2002-07-25 DE DE60203397T patent/DE60203397T2/de not_active Expired - Fee Related
- 2002-07-25 EP EP02745683A patent/EP1421255B1/en not_active Expired - Lifetime
- 2002-07-25 EA EA200400261A patent/EA006950B1/ru not_active IP Right Cessation
-
2004
- 2004-02-26 NO NO20040852A patent/NO325991B1/no not_active IP Right Cessation
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| US7008466B2 (en) | 2006-03-07 |
| WO2003021078A1 (en) | 2003-03-13 |
| EP1421255A1 (en) | 2004-05-26 |
| ES2239237T3 (es) | 2005-09-16 |
| DE60203397T2 (de) | 2006-05-11 |
| BR0212159A (pt) | 2006-05-09 |
| EP1421255B1 (en) | 2005-03-23 |
| EA200400261A1 (ru) | 2004-10-28 |
| CA2458539A1 (en) | 2003-03-13 |
| EA006950B1 (ru) | 2006-06-30 |
| DE60203397D1 (de) | 2005-04-28 |
| CA2458539C (en) | 2009-12-22 |
| BR0212159B1 (pt) | 2013-06-11 |
| GB0120912D0 (en) | 2001-10-17 |
| ATE291676T1 (de) | 2005-04-15 |
| NO20040852L (no) | 2004-04-20 |
| US20040211316A1 (en) | 2004-10-28 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| NO325991B1 (no) | Fremgangsmate for hemming av gasshydratdannelse og transport av fluid med hydrokarbonfaser og vandig fase. | |
| CA2346905C (en) | Method and system for transporting a flow of fluid hydrocarbons containing water | |
| US5067508A (en) | Activation of water-in-oil emulsions of friction reducing polymers for use in saline fluids | |
| AU685208B2 (en) | A method for inhibiting the plugging of conduits by gas hydrates | |
| EP0909873B1 (en) | A process for the thermo-hydraulic control of gas hydrates | |
| US6331508B1 (en) | Method for controlling gas hydrates in fluid mixtures | |
| CA2394028C (en) | Process for treating an oil well | |
| US5648575A (en) | Method for inhibiting the plugging of conduits by gas hydrates | |
| US4755230A (en) | Method of and composition for removing paraffin deposits from hydrocarbon transmission conduits | |
| BR112020003198B1 (pt) | Polímero | |
| NO318072B1 (no) | Formulering av et tilsetningsstoff for a forbedre transporten av oljefelteffluenter som antas a inneholde hydrater og fremgangsmate for anvendelse av denne formuleringen | |
| JPS62132507A (ja) | 原油の脱塩方法 | |
| CA2684554A1 (en) | Method for formation and transportation of gas hydrates in hydrocarbon gas and/or condensate pipelines | |
| CA1336155C (en) | Surfactant requirements for the low-shear formation of water continuous emulsions from heavy crude | |
| EP3512917A1 (en) | Method for removing organic and inorganic deposits in one step | |
| EP1232328B1 (en) | A method for recovering water soluble surfactants | |
| AU2002317396B2 (en) | Method for inhibiting hydrate formation | |
| AU2002317396A1 (en) | Method for inhibiting hydrate formation | |
| WO2020055575A1 (en) | Polyaromatic hydrocarbon additives for hydrate inhibiton | |
| NO175410B (no) | Fremgangsmåte for transport av en viskös olje ved fremstilling av en emulsjon av olje-i-vann | |
| US11808112B2 (en) | Exothermic and/or gas-generating treatment for subterranean and pipeline operations | |
| NO872553L (no) | Fortrengning av frie fluidansamlinger i rledninger. | |
| CN115466607A (zh) | 微乳液清防蜡剂及其制备方法和应用 | |
| CA2569693A1 (en) | Method and system for transporting a flow of fluid hydrocarbons containing water |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |