RU2134678C1 - Способ ингибирования образования гидратов - Google Patents

Способ ингибирования образования гидратов Download PDF

Info

Publication number
RU2134678C1
RU2134678C1 RU98100196A RU98100196A RU2134678C1 RU 2134678 C1 RU2134678 C1 RU 2134678C1 RU 98100196 A RU98100196 A RU 98100196A RU 98100196 A RU98100196 A RU 98100196A RU 2134678 C1 RU2134678 C1 RU 2134678C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
copolymer
inhibitor
liquid
formation
methyl
Prior art date
Application number
RU98100196A
Other languages
English (en)
Inventor
С.Колле Карла
Х.Оелфке Рассел
А.Келланд Малколм
Original Assignee
Эксон продакшн рисерч компани
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
Application filed by Эксон продакшн рисерч компани filed Critical Эксон продакшн рисерч компани
Application granted granted Critical
Publication of RU2134678C1 publication Critical patent/RU2134678C1/ru

Links

Images

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
    • 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
    • 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

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 Engineering & Computer Science (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Addition Polymer Or Copolymer, Post-Treatments, Or Chemical Modifications (AREA)
  • Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
  • Pipeline Systems (AREA)
  • Agricultural Chemicals And Associated Chemicals (AREA)
  • Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)

Abstract

Описывается способ ингибирования образования гидратов клатрата в текучей среде, содержащей гидратообразующие компоненты, включающий обработку текучей среды ингибитором, содержащим, по существу, водорастворимый сополимер. В качестве сополимера используют сополимер N-метил-N- винилацетамид/виниллактам общей формулы I, приведенной в описании, где n=1 - 3, сумма x и y представляет собой среднее число, достаточное для получения средней мол. м. около 1000-6000000. Описываются варианты способа. Способ может быть использован при обработке потока нефтяной текучей среды, например природного газа, транспортируемого в трубопроводе, для ингибирования образования гидратных пробок в трубопроводе. Технический результат - упрощение процесса. 3 с. и 12 з.п.ф-лы, 1 ил., 1 табл.

Description

Изобретение относится к способу ингибирования образования в текучей среде гидратов клатрата. Более конкретно, изобретение относится к способу ингибирования образования гидратов газа в трубопроводе, применяемом для транспортирования нефти и газа.
Предпосылки для создания изобретения.
В природном газе и других нефтяных текучих средах присутствуют диоксид углерода, сероводород и различные углеводороды, например метан, этан, пропан, нормальный бутан и изобутан. Было найдено, что с такими компонентами нефтяной текучей среды обычно смешивается в различных количествах вода. Когда такие компоненты нефтяной текучей среды или другие вещества, способные образовывать гидраты, смешиваются с водой в условиях повышенного давления и пониженной температуры, могут образоваться гидраты клатратов. Гидраты клатратов представляют собой водные кристаллы, которые образуют вокруг молекул "гостя", например гидратообразующих углеводородов или газов, структуру, похожую на призму, некоторые гидратообразующие углеводороды включают метан, этан, пропан, изобутан, бутан, неопентан, этилен, пропилен, изобутилен, циклопропан, циклобутан, циклопентан, циклогексан и бензол, а также другие углеводороды. Некоторые гидратообразующие газы включают кислород, азот, сероводород, диоксид углерода, диоксид серы и хлор, а также другие газы.
Кристаллы гидрата газа или гидраты газа представляют собой класс гидратов клатрата и имеют особое значение для нефтяной промышленности вследствие того, что во время добычи и/или транспортирования природного газа и других нефтяных текучих сред, они могут образовывать пробки в трубопроводе. Так например, при давлении около 1 МПа этан может образовывать гидраты газа при температурах ниже 4oC, и при давлении 3 МПа этан может образовывать гидраты газа при температурах ниже 14oC. Такие температуры и давления являются обычными для многих рабочих условий, в которых добывают и транспортируют природный газ и другие нефтяные текучие среды /жидкости/.
Так как гидраты газа накапливаются, они могут образовывать в трубе или трубопроводе, применяемом для добычи и/или транспортирования природного газа или другой нефтяной текучей среды, гидратные пробки. Образование таких гидратных пробок может привести к простою оборудования при добыче и вследствие этого к существенным финансовым расходам. Кроме того, повторный запуск находящегося в простое оборудования, в частности оборудования в открытом море или транспортного оборудования, может быть затруднен вследствие того, что для безопасного удаления гидратных пробок необходимы значительные количества времени, энергии и материалов, а также различные механические приспособления.
Для предотвращения образования гидратных пробок в потоках нефти или газа применяли разные меры. Такие меры включают поддержание внешних температуры и/или давления и введение антифриза, например метанола, этанола, пропанола или этиленгликоля. С инженерно-технической точки зрения для поддержания внешних температуры и/или давления необходима модификация оборудования, например применение изолированного или снабженного рубашкой трубопровода. Такие модификации очень дорого осуществлять и воспроизводить. Количество антифриза, необходимое для предотвращения гидратных пробок, составляет обычно 10 - 30% по весу в расчете на количество воды, присутствующей в потоке нефти или газа. Следовательно, в день может быть необходимым несколько тысяч галлонов таких растворителей. С такими количествами имеют дело при транспортировке, хранении, извлечении, и, кроме того, следует учитывать потенциальную токсичность растворителей. К тому же эти растворителя трудно полностью извлечь из потока нефтепродукта или транспортируемого потока.
Поэтому существует необходимость в ингибиторе гидрата газа, который можно смешать при низких концентрациях с добытыми или транспортируемыми нефтяными текучими средами. Такой ингибитор будет уменьшать скорость образования центров кристаллизации, роста и/или агломерации кристаллов гидрата газа в потоке нефтяной текучей среды и вследствие этого ингибировать образование гидратных пробок в трубопроводе, доставляющем поток нефтяной текучей среды.
В одном из вариантов осуществления на практике настоящего изобретения применяют ингибиторы гидрата газа, которые можно использовать в диапазоне концентраций от около 0,01% до около 5% по весу в расчете на количество воды, присутствующей в потоке нефти или газа. Как будет обсуждено более подробно ниже, ингибиторы этого изобретения могут эффективно обрабатывать имеющую водную фазу нефтяную текучую среду.
Сущность изобретения.
В соответствии с изобретением предусмотрен способ ингибирования образования в текучей среде, содержащей гидратообразующие компоненты, гидратов клатрата. Один вариант способа включает обработку такой текучей среды ингибитором, содержащим по существу водорастворимый сополимер, выбранный из группы, состоящей из следующих сополимеров N-виниламида и лактама
Figure 00000002

где n находится в диапазоне от 1 до 3 и сумма x и y является средним числом, достаточным для получения средней молекулярной массы между около 1000 и около 6000000.
Чертеж иллюстрирует варианты настоящего изобретения.
Чертеж представляет собой графическое изображение, иллюстрирующее: (1) "наиболее подходящую" кривую (сплошную), построенную на основе переохлаждения обводного мини-трубопровода тремя различными составами сополимера N-метил-N- винилацетамида/винилкапролактама (VIMA/VCap), имеющими 25%, 50%, 75% мольные доли VIMA, и двумя составами гомополимера, включающими поли(N-метил-N-винилацетамид) и поливинилкапролактам, и (2) линию (пунктирную), представляющую примерно среднеарифметическое переохлаждение, которое можно ожидать от выполнения переохлаждения такими же составами сополимера VIMA/VCap.
Подробное описание изобретения.
Способ по изобретению.
Способ по изобретению ингибирует образование гидратов клатрата в текучей среде, содержащей гидратообразующие компоненты. Образование гидратов клатрата означает образование активных центров, рост и/или агломерацию гидратов клатрата. Такие гидраты клатрата могут образовываться в текучей среде, когда она течет или является по существу неподвижной, но чаще всего возникают проблемы в текучих потоках текучей среды, транспортируемой в трубопроводе. Так например, ограничения течения, являющиеся результатом образования частичных или полных пробок в потоке текучей среды, могут возникнуть вследствие того, что гидраты клатрата прилипают и накапливаются на внутренней стенке трубопровода, применяемого для транспортирования текучей среды. Тем не менее, изобретение может быть использовано для ингибирования образования гидратов клатрата в, по существу, неподвижных жидкостях.
В одном варианте изобретения концентрированный раствор или смесь одного или нескольких ингибиторов описанного ниже типа вводят в поток нефтяной текучей среды, имеющей водную фазу. Так как раствор ингибитора или смесь этого изобретения, по существу, растворяется в водной фазе или диспергируется в потоке текучей среды, они уменьшают скорость образования гидратов клатрата, и вследствие этого уменьшается тенденция к появлению ограничений для потока.
В предпочтительном варианте твердый полимер для получения концентрированного раствора или смеси сначала растворяют в соответствующем растворителе-носителе. Следует иметь в виду, что многие жидкости могут эффективно содействовать обработке потока текучей среды без растворения ингибитора. Многие жидкости, однако, будут преимущественно растворять ингибитор, и для удобства в дальнейшем они будут отнесены к растворителям независимо от того, что получают с их помощью - раствор, эмульсию ингибитора или другой тип смеси. Основным назначением растворителя является действие его в качестве носителя ингибитора, а также содействие поглощению ингибитора в водную фазу нефтяной текучей среды. Может быть использован любой растворитель, подходящий для подачи ингибитора в водную фазу текучей среды. Такие растворители-носители включают воду, рассол, морскую воду, технологическую воду, метанол, этанол, пропанол, изопропанол, гликоль или смеси таких растворителей, но не только их. Могут быть также применены другие растворители, известные специалистам в данной области.
Следует понимать, что применение растворителя-носителя не является необходимым для осуществления изобретения, но оно является подходящим способом введения ингибитора в текучую среду. Во многих применениях использование растворителя-носителя будет содействовать обработке потока текучей среды.
Может быть применена любая подходящая концентрация ингибитора в растворителе-носителе до тех пор, пока она обеспечивает желательную конечную концентрацию в водной фазе нефтяной текучей среды. Предпочтительными являются повышенные концентрации, поскольку они приводят к получению меньшего объема концентрированного раствора, который находится в обращении и который вводят в нефтяную текучую среду. Действительная концентрация, используемая в конкретном применении, будет зависеть от выбора растворителя-носителя, химического состава ингибитора, температуры системы и растворимости ингибитора в растворителе-носителе в условиях применения.
Ингибиторную смесь вводят в водную фазу нефтяной текучей среды с использованием механического оборудования, например насосов для впрыска, применяемых в химической промышленности, тройников, фасонных частей трубопровода и других приспособлений, которые известны специалистам в данной области. Для обеспечения действенной и эффективной обработки нефтяной текучей среды ингибиторной смесью следует учитывать два момента.
Во-первых, раствор ингибитора вводят в текучую среду в таком месте, где предпочтительно присутствует водная фаза. В некоторых системах нефтяных текучих сред (в частности, в системах природного газа) водная фаза не появляется до тех пор, пока газ не охладится в степени, достаточной для конденсирования воды. Альтернативно, в том случае, когда водная фаза не является доступной в том месте, в котором вводят раствор ингибитора, концентрацию раствора ингибитора следует выбрать таким образом, чтобы обеспечить вязкость раствора ингибитора, достаточно низкую для того, чтобы содействовать диспергированию его в текучей среде и достижению водной фазы.
Во-вторых, поскольку ингибитор скорее служит, главным образом, для ингибирования образования гидратов клатрата, чем для реверсирования такого образования, перед значительным образованием гидратов клатрата текучую среду целесообразно обработать. Когда обводненная нефтяная текучая среда охлаждается, она фактически достигает температуры диссоциации гидрата или Tравн., ниже которой является термодинамически благоприятным образование гидрата. Если к текучей среде приложить давление, Tравн. текучей среды будет смещаться и ее состав изменится. Специалистам в данной области хорошо известны различные способы определения Tравн. текучей среды при различных составах текучей среды и давлениях. Текучую среду следует предпочтительно обрабатывать ингибитором, когда она находится при температуре, которая выше, чем ее Tравн.. Можно, но это не является предпочтительным, ввести ингибитор, когда температура является Tравн. текучей среды или при температуре чуть ниже Tравн. текучей среды, предпочтительно перед началом образования гидратов клатрата.
Количество ингибитора, вводимого в нефтяную текучую среду с растворителем, будет обычно составлять между около 0,01 вес.% и около 5 вес.% в расчете на воду, присутствующую в текучей среде. Концентрация ингибитора будет предпочтительно составлять около 0,5 вес.%. Лабораторные исследования показали, например, что добавка 0,5 вес.% сополимера N-метил-N-винилацетамида и винилкапролактама (VIMA/VCap) к нефтяной текучей среде обеспечит охлаждение текучей среды до температуры, которая примерно на 16,7oC ниже, чем ее Tравн., без образования гидратных пробок. Для понижения температуры, при которой получают гидратные пробки, может быть использована более высокая концентрация ингибитора. Подходящая концентрация для конкретного применения может быть определена, однако, специалистами в данной области с принятием во внимание эксплуатационных качеств ингибитора при таком применении, степени ингибирования, необходимой для нефтяной текучей среды и стоимости ингибитора.
Описание ингибитора.
Описанные ниже соединения, принадлежащие к группе сополимеров VIMA/лактама, и их смеси являются эффективными ингибиторами образования активных центров, роста и/или агломерации (все в совокупности можно отнести к образованию гидратов). Общую структуру сополимеров VIMA/лактама изображают следующим образом:
Figure 00000003

где n находится в диапазоне от 1 до 3 и сумма x и y является средним числом, достаточным для получения средней молекулярной массы между около 1000 и около 6000000.
Когда n= 1, получающийся в результате полимер представляет собой сополимер N-метил-N-винилацетамида и винилпирролидона, VIMA/VP.
Figure 00000004

Когда n= 3, получающийся в результате полимер представляет собой сополимер N-метил-N-винилацетамида и винилкапролактама, VIMA/VCap.
Figure 00000005

Такие сополимеры VIMA могут быть использованы в смеси с другими, по существу, водорастворимыми полимерами, включающими поли(винилпирролидон) (PVP), поли(винилкапролактам) (PVCap), полиакриламиды или сополимеры винилпирролидона, винилкапролактама или различных акриламидов.
Без ограничения сущности изобретения и с целью иллюстрации изобретения подвергли оценке сополимеры VIMA/VCap, имеющие три различных соотношения: 75:25, 50:50, 25:75.
Синтез ингибитора.
Общая методика.
N-метил-N-винилацетамид (VIMA) является коммерчески доступным от различных поставщиков химических продуктов тонкого органического синтеза, например Олдрич Кемикал (Milwaukee, Wisconsin). Инициатор свободно-радикальной полимеризации, 2,2'-азобис(2-метилпропионитрил)(AIBN), применяемый для синтеза этих сополимеров, является также коммерчески доступным от Пфальц и Бауэр, Инк (Waterbury, CT), N-винилпирролидон (VP) и N-винилкапролактам (VCap) могут быть получены от Олдрич. N-винилпирролидон может быть синтезирован в соответствии с методиками, хорошо известными специалистам в данной области.
Полимеры синтезировали в соответствии с использованием стандартных лабораторных методик. В качестве растворителей использовали бензол или спирты с низкой молекулярной массой. В качестве инициатора свободно-радикальной полимеризации применяли AIBN. Полимеры отделили и охарактеризовали для подтверждения их структур с использованием хорошо известных методик (13C и 1H ЯМР и хроматографии на проницаемом геле). Для удобства ниже представлены некоторые примеры методик синтеза.
Методики синтеза.
Синтез сополимера VIMA/VCap.
Этанол сушили всю ночь над активированными молекулярными ситами и затем в течение около 4 часов продули потоком сухого газа азота. 500-миллилитровую колбу, снабженную мешалкой, конденсатором со стеклянной трубкой с высушивающим веществом, термометром и впускным отверстием для азота, продули азотом. В колбу с ≈ 250 мл этанола загрузили 19,8 г (0,2 моля) N-метил-N-винилацетамида (Олдрич) и 27,8 г (0,2 моля) винилкапролактама (Олдрич). Добавили 0,4 г (0,002 моля) AIBN (Пфальц и Бауэр), и реакционную смесь в течение 8 часов нагревали при 78oC. Реакционную смесь охладили и посредством вакуумного выпаривания растворителя выделили продукт. Продукт охарактеризовали с использованием метода 13C ядерного магнитного резонанса (ЯМР) и хроматографии на проницаемом геле (ГПХ).
Синтез сополимеров VIMA/VP и VIMA/VPip.
N-винилпирролидон (VP) и N-винилпиперидон (VPip) могут быть сополимеризованы с VIMA с использованием методики синтеза, по существу, подобной той, которая была описана выше для синтеза VIMA/VCap.
Оценка ингибитора.
Методика испытания обводного мини-трубопровода
В одном из способов оценки эффективности ингибитора используют аппаратуру высокого давления лабораторного масштаба, которую можно отнести к аппаратуре обводного мини-трубопровода. Аппаратура обводного мини-трубопровода состоит из обводного трубопровода из нержавеющей стали, имеющего внутренний диаметр около 1/2 дюйма (1,27 см) и длину около 10 фут (3,0480 м). Обводной трубопровод также содержит прозрачную секцию, предназначенную для наблюдения за потоком текучей среды в обводном трубопроводе и началом образования в нем гидрата. В обводном трубопроводе при постоянном давлении циркулирует текучая среда, содержащая около 40% по объему SSW (искусственной морской воды), имеющей в целом около 3,5% ионизированных солей, 40% по объему углеводородного конденсата (т.е. C6+) и 20% по объему углеводородной газовой смеси. Углеводородная газовая смесь состоит из около 76 мол.% метана, 9 мол.% этана, 7 мол. % пропана, 5 мол.% н-бутана, 2 мол.% изобутана и 1 мол.% C5+. Для получения желательной весовой процентной концентрации ингибитора в водном растворе морской соли и газа ингибитор обычно инжектируют в обводной мини-трубопровод в виде водного раствора. Обычно большинство ингибиторов гидрата оценивают при концентрации примерно 0,5 вес.% в расчете на водный раствор морской соли и газа.
Текучая среда циркулирует при постоянной скорости около 2,5 фут/с (0,7620 м/с). Для регулирования температуры текучей среды, циркулирующей в обводном трубопроводе, обводной трубопровод и насос находятся в водяной бане с регулируемой температурой. Для обеспечения однородной температуры в бане и быстрой теплопередачи между водяной баней и обводным трубопроводом циркулирует вода из бани. Когда температура обводного мини-трубопровода изменяется или когда образуются гидраты, объем газа в обводном трубопроводе будет также соответственно изменяться. Поэтому для поддержания в обводном трубопроводе постоянного давления необходимо устройство, компенсирующее давление. Такое устройство может состоять из газового элемента и гидравлического маслобака, которые отделены друг от друга с помощью плавающего подвижного поршня. Для изменения объема газа в обводном мини-трубопроводе и обеспечения соответствующего добавления или удаления газа из обводного трубопровода можно добавить или удалить масло из маслобака. Испытания обводного мини-трубопровода осуществляют обычно при давлении около 1000 фунтов/дюйм2 (70,310 кг/см2). Однако для оценки свойств ингибитора можно также выбрать любое давление между 0 и 3000 фунтов/дюйм2 (и 210,930 кг/см2).
Температуру водяной бани уменьшают с постоянной скоростью, предпочтительно со скоростью около 6oF или 3,3oC/час, начиная от исходной температуры около 70oF или 21oC. При некоторых температурах начинают быстро образовываться гидраты клатрата. Так как для образования гидратов клатрата применяется растворенный газ, в водном растворе морской соли и газа происходит внезапное и резкое соответственное уменьшение объема растворенного газа. Температура, при которой наблюдается внезапное и резкое уменьшение объема растворенного газа, известна как температура начала образования гидрата (Tos) (Toc). Исходя из вышеприведенных рассуждений равновесная температура диссоциации гидрата или Tравн. представляет собой температуру, ниже которой является термодинамически благоприятным образование в водном растворе морской соли и газа гидрата без присутствия ингибитора. Поэтому другой мерой эффективности ингибитора является разность между Tравн. и Toc, которая известна как температура переохлаждения Tпереохл. Следовательно, для данного давления чем больше переохлаждение, тем эффективней ингибитор. Обычно в водном растворе морской соли и газа в отсутствие ингибитора Tпереохл. составляет около 6-7oF или 3,3-3,9oC.
Результаты испытаний обводного мини-трубопровода.
Без ограничения области изобретения и с целью иллюстрации изобретения с применением описанной выше методики испытаний обводного мини-трубопровода оценили три сополимера VIMA/VCap при различных соотношениях. Результаты этих оценок представлены в таблице.
Как правило, сополимеризация VIMA с VCap давала неожиданное усовершенствование ингибирующей способности лактамного гомополимера. Как указывалось выше, переохлаждение VIMA гомополимера примерно на 10oF или 5.6oC ниже переохлаждения VCap гомополимера. Поэтому было неожиданным, что сополимеризация VIMA с VCap будет скорее усиливать, чем ослаблять ингибирующую активность сополимера в отношении гидрата по сравнению с VCap гомополимером.
Чертеж иллюстрирует наилучшую годную кривую, полученную из данных таблицы. Эта кривая показывает синергический эффект ингибирования, который оказывает VIMA при сополимеризации с VCap. Пунктирная линия, связывающая точки переохлаждения, полученные для VCap и VIMA гомополимеров, почти соответствует переохлаждению, которое ожидалось для сополимеров VIMA/VCap с различными мольными долями VIMA. Пунктирная линия представляет среднее арифметическое переохлаждение, которое ожидается при сополимеризации VIMA с VCap. Как показывает пунктирная линия, ожидается, что переохлаждающие свойства будут ослабляться пропорционально увеличению мольных долей VIMA.
Полагается, что сополимеризация VIMA с другими лактамными мономерами, например N-винилпирролидоном (VP) и N-винилпиперидоном (VPip), будет также показывать такой синергический эффект. Однако степень синергизма, наблюдаемая для таких других сополимеров VIMA/лактама, VIMA/VP и VIMA/VPip, может отличаться от степени синергизма, наблюдаемой для VIMA/VCap. В любом случае ожидается, что сополимеры VIMA/VP и VIMA/VPip также дают синергический эффект. Поэтому ожидается, что они будут иметь по меньшей мере слегка улучшенные переохлаждающие свойства по сравнению со среднеарифметическим переохлаждением, полученным при использовании переохлаждающих свойств каждого сомономерного гомополимера и соответственных соотношений сомономеров в сополимерах VIMA/VP и VIMA/VPip.
Описаны средства и способ изобретения и наилучший рассмотренный вариант осуществления. Следует понимать, что приведенное выше описание служит только для иллюстрации и что без отклонения от истинной сущности заявленного здесь изобретения могут быть применены другие средства и способы.
Промышленная применимость.
Способ настоящего изобретения является полезным для ингибирования образования гидратов клатрата в текучей среде, главным образом в трубе или трубопроводе, применяемом для получения и/или транспортирования природного газа или другой нефтяной текучей среды.

Claims (15)

1. Способ ингибирования образования гидратов клатрата в жидкости, содержащей гидратообразующие компоненты, по которому проводят обработку упомянутой жидкости ингибитором, содержащим в основном водорастворимый сополимер, отличающийся тем, что в качестве сополимера используют сополимер N-метил-N-винилацетамид/виниллактам общей формулы
Figure 00000006

где n = 1 - 3;
сумма x и y представляет собой среднее число, достаточное для получения средней мол.м. около 1000 - 6000000.
2. Способ ингибирования образования гидратов клатрата в жидкости, содержащей гидратообразующие компоненты, по которому проводят обработку упомянутой жидкости составом ингибитора, включающим ингибитор, содержащий в основном водорастворимый сополимер и жидкость, используемую для введения упомянутого ингибитора в упомянутую жидкость, отличающийся тем, что в качестве сополимера используют сополимер N-метил-N-винилацетамид/виниллактам общей формулы
Figure 00000007

где n = 1 - 3;
сумма x и y представляет собой среднее число, достаточное для получения средней мол.м. около 1000 - 6000000.
3. Способ ингибирования образования гидратов клатрата в трубопроводе, содержащем поток нефтяной жидкости, с гидратообразующими компонентами, по которому получают состав ингибитора, включающий в себя ингибитор, содержащий в основном водорастворимый сополимер и жидкость, используемую для введения упомянутого ингибитора в упомянутую жидкость, и затем вводят упомянутую ингибиторную смесь в упомянутый поток нефтяной жидкости, вследствие чего ингибируется образование гидратных пробок в упомянутом трубопроводе, отличающийся тем, что в качестве сополимера используют сополимер N-метил-N-винилацетамид/виниллактам общей формулы
Figure 00000008

где n = 1 - 3;
сумма x и y представляет собой среднее число, достаточное для получения средней мол.м. около 1000 - 6000000.
4. Способ по п.2 или 3, отличающийся тем, что упомянутую жидкость выбирают из группы, состоящей из воды, рассола, морской воды, технологической воды, метанола, этанола, пропанола, изопропанола, гликоля и их смесей.
5. Способ по любому из предшествующих пунктов, отличающийся тем, что упомянутый ингибитор содержит дополнительно добавку, выбранную из группы, состоящей из поли(винилпирролидона), поли(винилкапролактама), полиакриламидов и сополимеров винилпирролидона, винилкапролактама, и/или акриламидов.
6. Способ по п.4 или 5, отличающийся тем, что ингибитор вводят в водном растворе.
7. Способ по любому из предшествующих пунктов, отличающийся тем, что жидкость представляет собой нефтяную жидкость.
8. Способ по любому из предшествующих пунктов, отличающийся тем, что сополимер N-виниламид/лактам содержит от 75 до 25% N-виниламидных звеньев и от 25 до 75% лактамных звеньев.
9. Способ по п.8, отличающийся тем, что сополимер N-виниламид/лактам содержит от 50 до 25% N-виниламидных звеньев и от 50 до 75% лактамных звеньев.
10. Способ по любому из предшествующих пунктов, отличающийся тем, что сополимер находится в жидкости в концентрации от 0,01 до 5 мас.% по отношению к водной фазе.
11. Способ по любому из предшествующих пунктов, отличающийся тем, что сополимер представляет собой сополимер N-метил-N-винилацетамид/N-винилкапролактама.
12. Способ по любому из пп.1 - 10, отличающийся тем, что сополимер представляет собой сополимер N-метил-N-винилацетамид/N-винилпирролидон.
13. Способ по любому из пп.1 - 10, отличающийся тем, что сополимер представляет собой сополимер N-метил-N-винилацетамид/N-винилпиперидон.
14. Способ по любому из предшествующих пунктов, отличающийся тем, что транспортируется нефтяная жидкость.
15. Способ по п.14, отличающийся тем, что нефтяная жидкость транспортируется по трубопроводу.
RU98100196A 1995-06-08 1996-06-06 Способ ингибирования образования гидратов RU2134678C1 (ru)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US5395P 1995-06-08 1995-06-08
US60/000053 1995-06-08
PCT/US1996/009484 WO1996041785A1 (en) 1995-06-08 1996-06-06 Method for inhibiting hydrate formation

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2134678C1 true RU2134678C1 (ru) 1999-08-20

Family

ID=21689694

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU98100196A RU2134678C1 (ru) 1995-06-08 1996-06-06 Способ ингибирования образования гидратов

Country Status (9)

Country Link
EP (1) EP0809619B1 (ru)
JP (1) JP3902655B2 (ru)
CN (1) CN1063416C (ru)
AU (1) AU684689B2 (ru)
DE (2) DE69601493T2 (ru)
DK (1) DK0809619T3 (ru)
NO (1) NO324139B1 (ru)
RU (1) RU2134678C1 (ru)
WO (1) WO1996041785A1 (ru)

Cited By (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2601355C1 (ru) * 2015-10-19 2016-11-10 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина" Состав для ингибирования образования гидратов в углеводородсодержащем сырье
RU2601649C1 (ru) * 2015-10-19 2016-11-10 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина" Способ ингибирования образования гидратов в углеводородсодержащем сырье
RU2677494C1 (ru) * 2017-12-04 2019-01-17 федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина" Кинетический ингибитор гидратообразования
RU2706276C1 (ru) * 2018-11-14 2019-11-15 федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина" Способ ингибирования гидратообразования
RU2723801C1 (ru) * 2019-02-28 2020-06-17 Публичное акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" (ПАО "НК "Роснефть") Состав для ингибирования образования газовых гидратов
RU2735819C1 (ru) * 2019-12-31 2020-11-09 Андрей Сергеевич Торгашин Ингибитор гидратообразования - антиагломерант
RU2751893C1 (ru) * 2020-12-24 2021-07-19 федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Казанский (Приволжский) федеральный университет" (ФГАОУ ВО КФУ) Ингибитор роста гидратов метана на основе сульфированного хитозана

Families Citing this family (18)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
ATE257138T1 (de) * 1996-11-06 2004-01-15 Isp Investments Inc Ein verfahren zur vermeidung oder hemmung von gashydraten
NO972355D0 (no) 1997-05-22 1997-05-22 Rf Procom As Blanding for regulering av clathrathydrater og en fremgangsmåte for regulering av clathrathydrat-dannelse
DE19920152C1 (de) * 1999-05-03 2000-10-12 Clariant Gmbh Additive zur Inhibierung der Gashydratbildung und deren Verwendung
WO2001088334A2 (en) * 2000-05-15 2001-11-22 Bj Services Company Well service composition and method
DE10114638C1 (de) 2001-03-24 2002-05-23 Clariant Gmbh Additive zur Inhibierung der Gashydratbildung und deren Verwendung
DE10307730B3 (de) 2003-02-24 2004-11-11 Clariant Gmbh Verwendung von Verbindungen als Korrosions- und Gashydratinhibitoren mit verbesserter Wasserlöslichkeit und erhöhter biologischer Abbaubarkeit und diese Verbindungen
DE10307729B8 (de) * 2003-02-24 2004-12-09 Clariant Gmbh Additive zur Inhibierung der Gashydratbildung
DE10307727B3 (de) 2003-02-24 2004-11-11 Clariant Gmbh Verwendung von Verbindungen als Korrosions- und Gashydratinhibitoren mit verbesserter Wasserlöslichkeit und erhöhter biologischer Abbaubarkeit und diese Verbindungen
US7879767B2 (en) 2004-06-03 2011-02-01 Baker Hughes Incorporated Additives for hydrate inhibition in fluids gelled with viscoelastic surfactants
DE102004048778B3 (de) 2004-10-07 2006-06-22 Clariant Gmbh Korrosions-und Gashydratinhibitoren mit erhöhter biologischer Abbaubarkeit und verminderter Toxizität
CN100453591C (zh) * 2007-07-09 2009-01-21 中国科学院广州能源研究所 一种水合物形成抑制剂
CN101544817B (zh) * 2009-04-28 2011-04-13 中国石油大学(北京) 增强水合物抑制效果的组合物及抑制水合物形成的方法
EP3303510A4 (en) * 2015-05-27 2018-12-05 Commonwealth Scientific and Industrial Research Organisation Hydrate inhibitor carrying hydrogel
CN105440191A (zh) * 2015-12-21 2016-03-30 甘肃省化工研究院 用于动力学水合物抑制剂的n-聚乙烯基己内酰胺溶液的制备方法
EP3452525A1 (en) 2016-05-06 2019-03-13 Saudi Arabian Oil Company Acrylamide-based copolymers, terpolymers, and use as hydrate inhibitors
EP3452526B1 (en) 2016-05-06 2023-05-03 Saudi Arabian Oil Company Acryloyl-based copolymers, terpolymers, and use as hydrate inhibitors
KR102342913B1 (ko) 2016-05-06 2021-12-28 사우디 아라비안 오일 컴퍼니 숙신이미드계 공중합체 및 수화물 억제제로서의 용도
CN116535571A (zh) * 2023-05-29 2023-08-04 中国石油大学(北京) 一种水合物动力学抑制剂及其制备方法和应用

Family Cites Families (10)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4132535A (en) * 1976-11-17 1979-01-02 Western Chemical Company Process for injecting liquid in moving natural gas streams
US4856593A (en) * 1987-09-21 1989-08-15 Conoco Inc. Inhibition of hydrate formation
FR2625548B1 (fr) * 1987-12-30 1990-06-22 Inst Francais Du Petrole Procede pour retarder la formation et/ou reduire la tendance a l'agglomeration des hydrates
US5244878A (en) * 1987-12-30 1993-09-14 Institut Francais Du Petrole Process for delaying the formation and/or reducing the agglomeration tendency of hydrates
GB9121508D0 (en) * 1991-10-10 1991-11-27 British Petroleum Co Plc Method of inhibiting hydrate formation
FR2694213B1 (fr) * 1992-08-03 1994-10-14 Inst Francais Du Petrole Méthode pour réduire la tendance à l'agglomération des hydrates dans des effluents de production.
FR2697264B1 (fr) * 1992-10-23 1994-12-30 Inst Francais Du Petrole Procédé pour réduire la tendance à l'agglomération des hydrates dans les effluents de production.
US5432292A (en) * 1992-11-20 1995-07-11 Colorado School Of Mines Method for controlling clathrate hydrates in fluid systems
US5420370A (en) * 1992-11-20 1995-05-30 Colorado School Of Mines Method for controlling clathrate hydrates in fluid systems
US5491269A (en) * 1994-09-15 1996-02-13 Exxon Production Research Company Method for inhibiting hydrate formation

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
Гуревич И.Л. Технология переработки нефти и газа. Общие свойства и первичные методы переработки нефти и газа. - М.: Химия, 1972, с. 156 - 168. *

Cited By (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2601355C1 (ru) * 2015-10-19 2016-11-10 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина" Состав для ингибирования образования гидратов в углеводородсодержащем сырье
RU2601649C1 (ru) * 2015-10-19 2016-11-10 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина" Способ ингибирования образования гидратов в углеводородсодержащем сырье
RU2677494C1 (ru) * 2017-12-04 2019-01-17 федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина" Кинетический ингибитор гидратообразования
RU2706276C1 (ru) * 2018-11-14 2019-11-15 федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина" Способ ингибирования гидратообразования
RU2723801C1 (ru) * 2019-02-28 2020-06-17 Публичное акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" (ПАО "НК "Роснефть") Состав для ингибирования образования газовых гидратов
RU2735819C1 (ru) * 2019-12-31 2020-11-09 Андрей Сергеевич Торгашин Ингибитор гидратообразования - антиагломерант
RU2751893C1 (ru) * 2020-12-24 2021-07-19 федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Казанский (Приволжский) федеральный университет" (ФГАОУ ВО КФУ) Ингибитор роста гидратов метана на основе сульфированного хитозана

Also Published As

Publication number Publication date
WO1996041785A1 (en) 1996-12-27
AU684689B2 (en) 1997-12-18
NO975761D0 (no) 1997-12-08
EP0809619B1 (en) 1999-02-03
AU6101396A (en) 1997-01-09
DE69601493T2 (de) 1999-08-26
DK0809619T3 (da) 1999-09-20
NO975761L (no) 1998-01-20
CN1187182A (zh) 1998-07-08
NO324139B1 (no) 2007-09-03
EP0809619A1 (en) 1997-12-03
JPH11509184A (ja) 1999-08-17
DE809619T1 (de) 1998-04-30
EP0809619A4 (ru) 1997-12-03
JP3902655B2 (ja) 2007-04-11
DE69601493D1 (de) 1999-03-18
CN1063416C (zh) 2001-03-21

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2134678C1 (ru) Способ ингибирования образования гидратов
US5874660A (en) Method for inhibiting hydrate formation
RU2126513C1 (ru) Способ замедления образования гидратов
RU2160409C2 (ru) Способ ингибирования образования гидратов
US6028233A (en) Method for inhibiting hydrate formation
US5744665A (en) Maleimide copolymers and method for inhibiting hydrate formation
RU2137740C1 (ru) Способ ингибирования образования клатрат-гидратов в жидкости
RU2146787C1 (ru) Способ ингибирования образования клатратных гидратов
WO1999064718A1 (en) A method for inhibiting hydrate formation
US7585816B2 (en) Method for inhibiting hydrate formation
US6222083B1 (en) Method for inhibiting hydrate formation
GB2301825A (en) A polymer for inhibiting hydrate formation
CA2178367C (en) Method for inhibiting hydrate formation
CA2178364C (en) Maleimide copolymers and method for inhibiting hydrate formation
CA2178371A1 (en) Method for inhibiting hydrate formation

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20140607