RU2017145269A - Гидрогель, содержащий ингибитор гидратов - Google Patents

Гидрогель, содержащий ингибитор гидратов Download PDF

Info

Publication number
RU2017145269A
RU2017145269A RU2017145269A RU2017145269A RU2017145269A RU 2017145269 A RU2017145269 A RU 2017145269A RU 2017145269 A RU2017145269 A RU 2017145269A RU 2017145269 A RU2017145269 A RU 2017145269A RU 2017145269 A RU2017145269 A RU 2017145269A
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
hydrogel
inhibitor
hydrate inhibitor
polymer
gas hydrate
Prior art date
Application number
RU2017145269A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2715582C2 (ru
RU2017145269A3 (ru
Inventor
Колин Девид ВУД
Ютаек СЕО
Венди Венджун ТИАН
Original Assignee
Коммонвелт Сайентифик Энд Индастриал Рисерч Органайзейшн
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Priority claimed from AU2015901954A external-priority patent/AU2015901954A0/en
Application filed by Коммонвелт Сайентифик Энд Индастриал Рисерч Органайзейшн filed Critical Коммонвелт Сайентифик Энд Индастриал Рисерч Органайзейшн
Publication of RU2017145269A publication Critical patent/RU2017145269A/ru
Publication of RU2017145269A3 publication Critical patent/RU2017145269A3/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2715582C2 publication Critical patent/RU2715582C2/ru

Links

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C08—ORGANIC MACROMOLECULAR COMPOUNDS; THEIR PREPARATION OR CHEMICAL WORKING-UP; COMPOSITIONS BASED THEREON
    • C08J—WORKING-UP; GENERAL PROCESSES OF COMPOUNDING; AFTER-TREATMENT NOT COVERED BY SUBCLASSES C08B, C08C, C08F, C08G or C08H
    • C08J3/00—Processes of treating or compounding macromolecular substances
    • C08J3/02—Making solutions, dispersions, lattices or gels by other methods than by solution, emulsion or suspension polymerisation techniques
    • C08J3/03—Making solutions, dispersions, lattices or gels by other methods than by solution, emulsion or suspension polymerisation techniques in aqueous media
    • C08J3/075—Macromolecular gels
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C08—ORGANIC MACROMOLECULAR COMPOUNDS; THEIR PREPARATION OR CHEMICAL WORKING-UP; COMPOSITIONS BASED THEREON
    • C08J—WORKING-UP; GENERAL PROCESSES OF COMPOUNDING; AFTER-TREATMENT NOT COVERED BY SUBCLASSES C08B, C08C, C08F, C08G or C08H
    • C08J3/00—Processes of treating or compounding macromolecular substances
    • C08J3/24—Crosslinking, e.g. vulcanising, of macromolecules
    • 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
    • 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
    • C09K8/536—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning characterised by their form or by the form of their components, e.g. encapsulated material
    • 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
    • C10L3/06—Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by C10G, C10K3/02 or C10K3/04
    • C10L3/10—Working-up natural gas or synthetic natural gas
    • C10L3/107—Limiting or prohibiting hydrate formation
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
    • 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
    • C08—ORGANIC MACROMOLECULAR COMPOUNDS; THEIR PREPARATION OR CHEMICAL WORKING-UP; COMPOSITIONS BASED THEREON
    • C08F—MACROMOLECULAR COMPOUNDS OBTAINED BY REACTIONS ONLY INVOLVING CARBON-TO-CARBON UNSATURATED BONDS
    • C08F226/00—Copolymers of compounds having one or more unsaturated aliphatic radicals, each having only one carbon-to-carbon double bond, and at least one being terminated by a single or double bond to nitrogen or by a heterocyclic ring containing nitrogen
    • C08F226/06—Copolymers of compounds having one or more unsaturated aliphatic radicals, each having only one carbon-to-carbon double bond, and at least one being terminated by a single or double bond to nitrogen or by a heterocyclic ring containing nitrogen by a heterocyclic ring containing nitrogen
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C08—ORGANIC MACROMOLECULAR COMPOUNDS; THEIR PREPARATION OR CHEMICAL WORKING-UP; COMPOSITIONS BASED THEREON
    • C08J—WORKING-UP; GENERAL PROCESSES OF COMPOUNDING; AFTER-TREATMENT NOT COVERED BY SUBCLASSES C08B, C08C, C08F, C08G or C08H
    • C08J2333/00—Characterised by the use of homopolymers or copolymers of compounds having one or more unsaturated aliphatic radicals, each having only one carbon-to-carbon double bond, and only one being terminated by only one carboxyl radical, or of salts, anhydrides, esters, amides, imides, or nitriles thereof; Derivatives of such polymers
    • C08J2333/24—Homopolymers or copolymers of amides or imides
    • C08J2333/26—Homopolymers or copolymers of acrylamide or methacrylamide
    • 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
    • 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
    • C10L2250/00—Structural features of fuel components or fuel compositions, either in solid, liquid or gaseous state
    • C10L2250/06—Particle, bubble or droplet size
    • 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
    • F17D1/08—Pipe-line systems for liquids or viscous products
    • F17D1/16—Facilitating the conveyance of liquids or effecting the conveyance of viscous products by modification of their viscosity

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Dispersion Chemistry (AREA)
  • Polymers & Plastics (AREA)
  • Medicinal Chemistry (AREA)
  • Health & Medical Sciences (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
  • Medicinal Preparation (AREA)
  • Colloid Chemistry (AREA)
  • Addition Polymer Or Copolymer, Post-Treatments, Or Chemical Modifications (AREA)
  • Processes Of Treating Macromolecular Substances (AREA)

Claims (68)

1. Гидрогелевый ингибитор газовых гидратов, включающий по меньшей мере одну частицу полимерного гидрогеля с содержанием гидрогеля от 50 до 100%, причем по меньшей мере одна частица полимерного гидрогеля включает ингибитор, выбранный из группы, состоящей из по меньшей мере одного термодинамического ингибитора гидратов, по меньшей мере одного кинетического ингибитора гидратов или их комбинации.
2. Гидрогелевый ингибитор газовых гидратов по п. 1, где каждая частица полимерного гидрогеля включает содержание гидрогеля от 70 до 100%, предпочтительно содержание гидрогеля от 80 до 100%, более предпочтительно содержание гидрогеля от 90 до 100%, еще предпочтительнее содержание гидрогеля от 95 до 100%
3. Гидрогелевый ингибитор газовых гидратов по п. 1 или 2, где частица гидрогеля типично может набухать и удерживать от 50 мас.% до 99 мас.% воды, предпочтительнее от 85 мас.% до 98 мас.% воды в своей структуре.
4. Гидрогелевый ингибитор газовых гидратов по п. 1, 2 или 3, где частицы полимерного гидрогеля содержат от 5 до 50 мас.%, предпочтительно от 10 до 30 мас.%, предпочтительнее от 15 до 25 мас.% термодинамического ингибитора.
5. Гидрогелевый ингибитор газовых гидратов по п. 1, 2 или 3, где частицы полимерного гидрогеля содержат кинетический ингибитор гидратов в водном растворе кинетического ингибитора от 0,01 до 10 мас.%, предпочтительно от 0,1 до 2 мас.%, предпочтительнее 0,5-1 мас.%.
6. Гидрогелевый ингибитор газовых гидратов по любому из пп. 1-5, где ингибитор представляет собой по меньшей мере одно из указанного: ингибитор абсорбирован частицей гидрогеля или ингибитор образован с частицей гидрогеля.
7. Гидрогелевый ингибитор газовых гидратов по п. 6, где гидрогель включает сшитый полимер, где полимерная сетка является ингибитором.
8. Гидрогелевый ингибитор газовых гидратов по п. 7, где структура сшитого полимера гидрогеля предпочтительно включает от 0,01% до 50% кросс-линкера, причем остальное содержимое включает полимерный гидрогель KHI.
9. Гидрогелевый ингибитор газовых гидратов по любому из пп. 1-8, в котором конечный модуль гидрогеля после сшивания составляет от 0,1 Па до 12000 Па, предпочтительно по меньшей мере 10 Па.
10. Гидрогелевый ингибитор газовых гидратов по любому из пп. 1-8, при этом ингибитор задерживает время появления гидратов по меньшей мере на 10 мин, предпочтительнее по меньшей мере на 30 мин по сравнению с системой без ингибитора.
11. Гидрогелевый ингибитор газовых гидратов по любому из предшествующих пунктов, где термодинамический ингибитор гидратов включает метанол, моноэтиленгликоль (МЭГ), диэтиленгликоль (ДЭГ) или их комбинацию.
12. Гидрогелевый ингибитор газовых гидратов по любому из предшествующих пунктов, где кинетический ингибитор гидратов включает гомо- и сополимеры по меньшей мере одного из N-винилпирролидона, N-винилкапролактама, винилкапролактама, винилпирролидона, винилпиперидона, акрилоилпирролидина, акрилоилморфолина, аспартамида, олигомерного аминоксида, N-метил-N-винилацетамида, N-изопропилакриламида, этилакриламида, диэтилакриламида, изобутилакриламида, изопропилметакриламида, бутилакрилата или их комбинацию.
13. Гидрогелевый ингибитор газовых гидратов по любому из предшествующих пунктов, где кинетический ингибитор гидратов выбирают из группы, состоящей из поливинилпирролидона, поливинилкапролактама, полиэтилоксазолина, поли-L-пролина, полиакрилоилпирролидина, полиэтилмалеимида, полиэтоксиоксазолина с открытым циклом, полиэтоксиоксазолина с замкнутым циклом, простого полиэфирдиамина, полиаллилизопентанамида, полипирролидиниласпартата (полиAS), полиглиоксилпирролидина (полиGP), додецил-2-(2-капролактамил)этанамида, модифицированных AMPS полимеров, где R1 представляет собой алкильный хвост с 1-6 атомами углерода, и R2 представляет собой Н или Ме:
Figure 00000001
;
терполимера Gaffix VC-713, состоящего из мономерных звеньев
Figure 00000002
;
сополимеров амидированного малеинового ангидрида, включающих
Figure 00000003
i – изо,
где R+ представляет собой H+, ион металла или ион четвертичного аммония,
или их комбинацию.
14. Гидрогелевый ингибитор газовых гидратов по любому из предшествующих пунктов, где частицы полимерного гидрогеля включают содержание воды от 70 до 99 мас.%, предпочтительно от 75 до 90 мас.%.
15. Гидрогелевый ингибитор газовых гидратов по любому из предшествующих пунктов, где частицы полимерного гидрогеля включают содержание полимера меньшее или равное 15 мас.%, предпочтительно меньше 5 мас.%.
16. Ингибитор газовых гидратов по любому из предшествующих пунктов, где частицы полимерного гидрогеля включают сшитый полимер, используемый в качестве гидрогеля, включающего несколько гомополимеров, выбранных из группы, состоящей из полиакриловой кислоты, гидролизованного полиакриламида или сополимера полиакриламид-акриловая кислота, сополимера полиакриламид-неполная натриевая соль акриловой кислоты, сополимера акриловой кислоты и малеиновой кислоты, поли(N-изопропилакриламид), поливинилкапролактама и поливинил-N-винилкапролактама.
17. Ингибитор газовых гидратов по любому из предшествующих пунктов, где частицы полимерного гидрогеля имеют средний длинный диаметр 10-2000 мкм.
18. Ингибитор газовых гидратов по любому из предшествующих пунктов, где частицы полимерного гидрогеля имеют плотность сшивания ≥1 мол.% при максимальной плотности сшивания 40 мол.%.
19. Способ получения ингибитора газовых гидратов, включающий
предоставление множества частиц гидрогеля, имеющих содержание гидрогеля от 50 до 100%; и
набухание частиц гидрогеля в водном растворе ингибитора, включающем ингибитор, выбранный из группы, состоящей из по меньшей мере одного термодинамического ингибитора гидратов, по меньшей мере одного кинетического ингибитора гидратов или их комбинации.
20. Способ по п. 19, в котором ингибитор включает термодинамический ингибитор гидратов, и концентрация термодинамического ингибитора в водном растворе ингибитора составляет от 5 до 50 мас.%, предпочтительно от 10 до 40%, и предпочтительнее от 10 до 30%.
21. Способ по любому из пп. 19 или 20, в котором частицы гидрогеля включают несколько гранул геля сшитого полимера.
22. Способ получения ингибитора газовых гидратов, включающего по меньшей мере одну частицу полимерного гидрогеля с содержанием гидрогеля от 50 до 100%, который включает
формирование гидрогеля с, вокруг или с и вокруг по меньшей мере одного ингибитора,
при этом ингибитор выбирают из группы, состоящей из: по меньшей мере один термодинамический ингибитор гидратов, по меньшей мере один кинетический ингибитор гидратов или их комбинацию.
23. Способ по п. 22, в котором ингибитор включает кинетический ингибитор гидратов, и концентрация кинетического ингибитора гидратов составляет от 0,01 до 10 мас.%, предпочтительно от 0,1 до 2 мас.%, предпочтительнее 0,5-1%.
24. Способ по любому из пп. 19-23, в котором ингибитор выбирают из группы, состоящей из:
по меньшей мере один термодинамический ингибитор гидратов метанол, моноэтиленгликоль (МЭГ) или их комбинация; или
по меньшей мере один кинетический ингибитор гидратов, включающий гомо- и сополимеры по меньшей мере одного из N-винилпирролидона, N-винилкапролактама, винилкапролактама, винилпирролидона, винилпиперидона, акрилоилпирролидина, акрилоилморфолина, аспартамида, олигомерного аминоксида, N-метил-N-винилацетамида, N-изопропилакриламида, этилакриламида, диэтилакриламида, изобутилакриламида, изопропилметакриламида, бутилакрилата или их комбинацию; или полимеры, выбранные из группы, состоящей из: поливинилпирролидон, поливинилкапролактам, полиэтилоксазолин, поли-L-пролин, полиакрилоилпирролидин, полиэтилмалеимид, полиэтилоксазолин с открытым циклом, полиэтилоксазолин с замкнутым циклом, простой полиэфирдиамин, полиаллилизопентанамид, полипирролидиниласпартат (полиAS), полиглиоксилпирролидин (полиGP), додецил-2-(2-капролактамил)этанамид, модифицированные AMPS полимеры, где R1 представляет собой алкильный хвост с 1-6 атомами углерода, и R2 представляет собой Н или Ме:
Figure 00000001
;
терполимер Gaffix VC-713, состоящий из мономерных звеньев
Figure 00000002
;
сополимеры амидированного малеинового ангидрида, включающие
Figure 00000003
i – изо,
где R+ представляет собой H+, ион металла или ион четвертичного аммония,
или их комбинацию,
или комбинацию указанных термодинамических ингибиторов гидратов или кинетических ингибиторов гидратов.
25. Способ по любому из пп. 19-24, в котором частицы гидрогеля получают путем
(i) предоставления первого раствора, включающего
(а) полимер с повторяющимся мономерным звеном, включающим по меньшей мере две различные боковые функциональные группы, при этом по меньшей мере одна из по меньшей мере двух боковых функциональных групп представляет собой карбоксильную или активированную карбоксилатную группу; и
(b) сшивающий агент, имеющий по меньшей мере две боковые функциональные группы, способные образовывать ковалентную связь с карбоксильной или активированной карбоксилатной группой;
и
(ii) взаимодействия сшивающего агента с полимером таким образом, что образуется сшитый полимер;
при этом частицы гидрогеля желательного размера получают или
суспендированием первого раствора во втором растворе, где первый раствор не смешивается со вторым раствором, с последующим затем взаимодействием сшивающего агента с полимером; или
сушкой вымораживанием сшитого полимера и затем измельчением высушенного вымораживанием сшитого полимера с образованием частиц сухого гидрогеля желательного размера.
26. Ингибитор газовых гидратов по любому из пп. 1-18, полученный способом по любому из пп. 19-25.
27. Способ ингибирования образования газовых гидратов, включающий
добавление частиц гидрогеля, содержащих термодинамический или кинетический ингибитор гидратов по любому из пп. 1-18, в поток углеводородного флюида.
28. Способ по п. 27, в котором стадия добавления включает нагнетание частиц гидрогеля в поток углеводородного флюида.
29. Способ по п. 27 или 28, дополнительно включающий отделение частиц гидрогеля от флюидного потока путем фильтрации.
30. Способ по п. 27, дополнительно включающий
извлечение полимерного содержимого из гидрогеля через экстрагирование растворителем.
31. Способ ослабления образования и осаждения гидратного слоя в газопроводах, включающий
добавление частиц гидрогеля, содержащих термодинамический или кинетический ингибитор гидратов по любому из пп. 1-18, в трубопровод, включающий поток углеводородного флюида.
32. Применение частиц гидрогеля, содержащих термодинамический или кинетический ингибитор гидратов, для ослабления образования и осаждения гидратного слоя в трубопроводах, транспортирующих углеводороды, включающее
добавление частиц гидрогеля с содержанием гидрогеля от 50 до 100%, причем частицы гидрогеля содержат термодинамический или кинетический ингибитор гидратов по любому из пп. 1-18, в трубопровод, включающий поток углеводородного флюида.
33. Способ ингибирования образования гидратов в трубопроводе для природного газа, включающий добавление ингибитора гидратов по любому из пп. 1-18 в морские трубопроводы, транспортирующие углеводороды из нефтяных и газовых скважин.
RU2017145269A 2015-05-27 2016-05-27 Гидрогель, содержащий ингибитор гидратов RU2715582C2 (ru)

Applications Claiming Priority (5)

Application Number Priority Date Filing Date Title
AU2015901954 2015-05-27
AU2015901954A AU2015901954A0 (en) 2015-05-27 Hydrate inhibitor carrying hydrogel
AU2015904294A AU2015904294A0 (en) 2015-10-20 Hydrate inhibitor carrying hydrogel
AU2015904294 2015-10-20
PCT/AU2016/050414 WO2016187672A1 (en) 2015-05-27 2016-05-27 Hydrate inhibitor carrying hydrogel

Publications (3)

Publication Number Publication Date
RU2017145269A true RU2017145269A (ru) 2019-06-27
RU2017145269A3 RU2017145269A3 (ru) 2019-10-15
RU2715582C2 RU2715582C2 (ru) 2020-03-02

Family

ID=57392262

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2017145269A RU2715582C2 (ru) 2015-05-27 2016-05-27 Гидрогель, содержащий ингибитор гидратов

Country Status (9)

Country Link
US (1) US10696801B2 (ru)
EP (1) EP3303510A4 (ru)
JP (1) JP2018525452A (ru)
CN (1) CN107849435A (ru)
AU (1) AU2016267406B2 (ru)
CA (1) CA2986445A1 (ru)
MX (1) MX2017015132A (ru)
RU (1) RU2715582C2 (ru)
WO (1) WO2016187672A1 (ru)

Families Citing this family (14)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
GB2562425B (en) * 2016-02-04 2022-03-09 Championx Usa Inc Removal of hydrate inhibitors from waste streams
WO2018094466A1 (en) * 2016-11-25 2018-05-31 Commonwealth Scientific And Industrial Research Organisation "a particulate material and a method for removing one or more contaminants from hydrocarbon gas"
AR112058A1 (es) 2017-05-23 2019-09-18 Ecolab Usa Inc Sistema de inyección para administración controlada de sustancias químicas sólidas de campos petrolíferos
EP3630341A1 (en) 2017-05-23 2020-04-08 Ecolab USA, Inc. Dilution skid and injection system for solid/high viscosity liquid chemicals
AU2019446568A1 (en) * 2019-05-17 2021-09-09 Halliburton Energy Services, Inc. Low density hydrate inhibitive fluids
KR102272114B1 (ko) 2019-11-13 2021-07-02 서울대학교산학협력단 가스 송출 배관에 응축된 수분을 제거하기 위해 하이드로젤 입자를 이용하는 방법
RU2746210C1 (ru) * 2020-06-10 2021-04-08 федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Казанский (Приволжский) федеральный университет" (ФГАОУ ВО КФУ) Ингибитор гидратообразования и коррозии на основе полиуретанов для добычи, переработки и транспортировки углеводородного сырья
CN114058349A (zh) * 2020-07-29 2022-02-18 中国石油天然气股份有限公司 一种天然气水合物抑制剂及其制备方法
CN112592704B (zh) * 2020-12-30 2022-09-20 天津新翔油气技术有限公司 一种耐高温水合物抑制剂及其制备方法
KR102247821B1 (ko) * 2021-03-18 2021-05-06 (주)와이앤피홀딩스 기능성 석탄첨가제 및 석탄첨가제 제조방법
CN114724863B (zh) * 2022-05-05 2023-07-25 齐鲁工业大学 一种PolyAS电解质基超级电容器及其制备方法
WO2024073701A1 (en) * 2022-09-30 2024-04-04 Cameron International Corporation Hydrate management method
CN115746486B (zh) * 2022-10-28 2023-10-24 青岛科技大学 高效稳定的水凝胶基气体水合物促进剂的制备方法
CN116083065A (zh) * 2023-02-07 2023-05-09 中海油(天津)油田化工有限公司 一种低剂量天然气水合物抑制剂及其制备方法

Family Cites Families (14)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5600044A (en) * 1994-09-15 1997-02-04 Exxon Production Research Company Method for inhibiting hydrate formation
US5874660A (en) * 1995-10-04 1999-02-23 Exxon Production Research Company Method for inhibiting hydrate formation
EP0850209B1 (en) * 1995-06-08 2004-03-17 Exxonmobil Upstream Research Company Method for inhibiting hydrate formation
DK0812307T3 (da) * 1995-06-08 1999-08-30 Exxon Production Research Co Fremgangsmåde til inhibering af hydrat-dannelse
DE809619T1 (de) * 1995-06-08 1998-04-30 Exxon Production Research Co Verfahren zur verhinderung der hydratbildung
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
US20030092584A1 (en) * 2001-11-13 2003-05-15 Crews James B. Deep water completions fracturing fluid compositions
US20060065396A1 (en) 2004-08-13 2006-03-30 Dawson Jeffrey C Compositions containing water control treatments and formation damage control additives, and methods for their use
US8728599B2 (en) 2011-10-26 2014-05-20 General Electric Company Articles comprising a hydrate-inhibiting silicone coating
WO2013192634A2 (en) * 2012-06-21 2013-12-27 Self-Suspending Proppant Llc Self-suspending proppants for hydraulic fracturing
US8955588B2 (en) * 2012-09-10 2015-02-17 Halliburton Energy Services, Inc. Electron-poor orthoester for generating acid in a well fluid
WO2014116508A1 (en) 2013-01-25 2014-07-31 Schlumberger Canada Limited Metal organic frameworks as chemical carriers for downhole treatment applications
WO2014123530A1 (en) * 2013-02-07 2014-08-14 General Electric Company Articles comprising a hydrate-inhibiting silicone coating

Also Published As

Publication number Publication date
MX2017015132A (es) 2018-07-06
US10696801B2 (en) 2020-06-30
EP3303510A1 (en) 2018-04-11
CA2986445A1 (en) 2016-12-01
US20180265647A1 (en) 2018-09-20
RU2715582C2 (ru) 2020-03-02
WO2016187672A1 (en) 2016-12-01
EP3303510A4 (en) 2018-12-05
RU2017145269A3 (ru) 2019-10-15
CN107849435A (zh) 2018-03-27
JP2018525452A (ja) 2018-09-06
AU2016267406B2 (en) 2020-04-02
AU2016267406A1 (en) 2017-12-07

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2017145269A (ru) Гидрогель, содержащий ингибитор гидратов
CA2794922C (en) Water-soluble polymers for oil recovery
US20190256764A1 (en) Delayed gelling agents
EP1257726B1 (en) Synthetic crosslinked copolymer solutions and direct injection to subterranean oil and gas formations
CN111594117A (zh) 采用pei的可溶胀聚合物的交联
CN109666098B (zh) 双交联网络缓膨型聚合物微球及其制备方法和应用
RU2010142193A (ru) Композиция и способ извлечения углеводородных флюидов из подземного месторождения
RU2010142190A (ru) Блоксополимеры для извлечения углеводородных флюидов из подземного месторождения
Tanan et al. Microwave assisted synthesis of poly (acrylamide-co-2-hydroxyethyl methacrylate)/poly (vinyl alcohol) semi-IPN hydrogel
CN107868379B (zh) 调剖用增强聚丙烯酰胺微球及其制备方法
GB2524232A (en) Process
CA2911366C (en) Electrolyte-containing aqueous polymer solution, and method for tertiary recovery of crude petroleum
AU2014270747B2 (en) Temperature-stable, electrolytic hydrogel and method for stimulating crude oil and natural gas deposits
WO2015113577A1 (en) Method to increase the viscosity of hydrogels by crosslinking a copolymer in the presence of dissolved salt
CN103214625A (zh) 一种具有抗蛋白质吸附的温敏性接枝水凝胶及其制备方法
CN110724283A (zh) 一种紫外光辅助自修复的高强度离子凝胶、制备方法及修复方法
Oyarce et al. Hydrogels based on 2-hydroxyethyl methacrylate: Synthesis, characterization and hydration capacity
US20210171820A1 (en) Delayed Gelation Polymer System
US11879095B2 (en) Charge developing polymer compositions and methods of use for for enhanced oil recovery
JPS60212590A (ja) 石油三次回収用薬剤
CN117209943A (zh) 一种温敏微凝胶材料及其制备方法、调驱剂及应用
TH1701000037A (th) เรซินดูดซับน้ำและวิธีการผลิตเรซินดูดซับน้ำ
RU2243242C1 (ru) Способ получения макросетчатого анионита
JPS6215279A (ja) 石油三次回収薬剤
WO2016043598A1 (en) Improved method and chemical agent for reduction of water production from oil and gas containing wells