WO2020161407A1 - Composition pour prévenir l'agglomération d'hydrates de gaz - Google Patents

Composition pour prévenir l'agglomération d'hydrates de gaz Download PDF

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WO2020161407A1
WO2020161407A1 PCT/FR2020/050110 FR2020050110W WO2020161407A1 WO 2020161407 A1 WO2020161407 A1 WO 2020161407A1 FR 2020050110 W FR2020050110 W FR 2020050110W WO 2020161407 A1 WO2020161407 A1 WO 2020161407A1
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WO
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Prior art keywords
carrier liquid
weight
caking agent
less
composition according
Prior art date
Application number
PCT/FR2020/050110
Other languages
English (en)
Inventor
Henry DELROISSE
Gilles Barreto
Original Assignee
Arkema France
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 Arkema France filed Critical Arkema France
Publication of WO2020161407A1 publication Critical patent/WO2020161407A1/fr

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Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/52—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
    • C09K2208/22—Hydrates inhibition by using well treatment fluids containing inhibitors of hydrate formers

Definitions

  • the present invention relates to the field of hydrocarbon extraction and more particularly to the field of additives used to facilitate the extraction and transport of said hydrocarbons to the surface.
  • the present invention relates to a composition as well as a method for limiting, or even preventing, the agglomeration and / or the formation of gas hydrates, which are commonly known to disturb the flow of hydrocarbons in pipes for extracting and transporting said hydrocarbons.
  • extracted fluids means fluids comprising petroleum, gases, condensates, water and their mixtures.
  • production fluids means fluids comprising petroleum, gases, condensates, water and their mixtures.
  • term “petroleum” is understood to mean crude oil, that is to say unrefined, originating from a deposit.
  • the term “gas” is understood to mean crude natural gas, that is to say untreated, directly extracted from a deposit, such as for example hydrocarbons, such as methane, ethane, propane, butane, hydrogen sulfide, carbon dioxide and other gaseous compounds under operating conditions, as well as their mixtures.
  • hydrocarbons such as methane, ethane, propane, butane, hydrogen sulfide, carbon dioxide and other gaseous compounds under operating conditions, as well as their mixtures.
  • the composition of the natural gas extracted varies considerably between wells.
  • the gas can include gaseous hydrocarbons, water and other gases.
  • condensate hydrocarbons of intermediate density. Condensates generally consist of mixtures of hydrocarbons which are liquid under operating conditions.
  • aqueous phase in a greater or lesser quantity.
  • the origin of this aqueous phase can be endogenous and / or exogenous to the underground reservoir containing the hydrocarbons, the phase exogenous aqueous generally resulting from an injection of water, also called injection water.
  • the pipes for transporting the fluids produced are often placed on the seabed, at increasingly great depths, where the temperature of the sea water is often less than 15 ° C, more often less than 10 ° C, or even close to or equal to 4 ° C.
  • clathrates are solid crystals (similar to those of water in the form of ice) formed by water molecules, also called “receiver”, around one or more gas molecules, also called “guests » Such as methane, ethane, propane, butane, carbon dioxide or hydrogen sulfide.
  • thermodynamic anti-hydrate or “thermodynamic hydrate inhibitor” or “THI” in English
  • methanol or glycol
  • THI thermodynamic hydrate inhibitor
  • Another solution consists in adding a low dosage additive, called LDHI ("Low Dosage Hydrate Inhibitor”) in the fluids produced comprising the water / guest gas mixture (s).
  • LDHI Low Dosage Hydrate Inhibitor
  • This additive is also called an anti-hydrate and is introduced at a low dosage, generally between 0.1% and 4% by weight, relative to the weight of the water, it being understood that higher or lower amounts are of course possible.
  • Two types of anti-hydrate additives are currently known, anti-caking agents and kinetic anti-hydrates also called kinetic hydrate inhibitors.
  • Anti-caking agents are not inhibitors of the formation of hydrate crystals, they are surfactants possessing the property of dispersing the crystals by adsorbing on them, which consequently prevents said hydrate crystals to clump together.
  • the adsorption of anti-caking agents on the crystals makes these last lipophiles, which allows them to be easily dispersed in the liquid hydrocarbon phase.
  • the hydrate crystals thus dispersed can no longer clog the pipelines for transporting oil and gas production fluids, thus increasing production, in particular oil and gas extraction.
  • additives used in oil and gas production such as, for example, corrosion inhibitors, kinetic anti-hydrates, anti-caking agents, anti-mineral deposits, demulsifiers, deoilers, anti-foam additives, paraffin inhibitors and dispersants, asphaltene inhibitors and dispersants, hydrogen sulphide scavengers.
  • Anti-caking agents are effective when a liquid phase of hydrocarbons is present in contact with an aqueous phase circulating in the pipelines for transporting oil and gas production fluids.
  • the water fraction should be less than 50%. Otherwise, the hydrate dispersion becomes too viscous to be transported.
  • Document US9988568 discloses a mixture of a refined hydrocarbon and an anti-caking agent. However, an instability of the mixture is observed, the anti-caking agent being poorly miscible / soluble in the refined hydrocarbon or in the produced hydrocarbon.
  • Another objective is to develop a composition respecting the recommendations of CEFAS, or at least, at least one (1), preferably at least two (2), more preferably three (3) of the environmental conditions mentioned above. -above.
  • the present invention relates to a composition
  • a composition comprising:
  • a carrier liquid comprising an alcohol or a mixture of alcohols having a water miscibility of less than 500 g L 1 , preferably less than 250 g L 1 , more preferably less than 150 g L 1 , advantageously less than 50 g L 1 , better still less than 10 g L 1 , limits included, and
  • the carrier liquid is preferably not very miscible with water, however a miscibility greater than 500 gL 1 could be considered, this being done however to the detriment of the quantity alcohol which would thus be eliminated with the aqueous phase.
  • the miscibility is measured at room temperature and at room pressure by measuring the concentration of the species concerned in water when the two phases are in contact at equilibrium, by means of assay methods various such as gravimetry, titrimetry, spectrophotometry, chromatography.
  • the carrier liquid comprises at least one alcohol comprising one (1) or more hydroxyl groups on a hydrocarbon chain, saturated or unsaturated, linear, branched or cyclic.
  • Chain hydrocarbon generally comprises from 1 to 30 carbon atoms, preferably from 3 to 26 carbon atoms, more preferably from 5 to 22 carbon atoms.
  • the hydroxyl group (s) can be in terminal position (s) and / or on all the other carbons of the hydrocarbon chain, that is to say that the hydroxyl functions can be independently one of the others primary, secondary or tertiary hydroxyl functions.
  • the carrier liquid comprises at least one alcohol comprising from 1 to 3 hydroxyl functions, preferably 1 or 2 hydroxyl functions, more preferably 1 hydroxyl function and from 6 to 12 carbon atoms.
  • the carrier liquid comprises at least one alcohol of the crude formula CsHieO.
  • the carrier liquid comprises at least one alcohol chosen from octan-1 -ol, octan-2-ol, octan-3-ol, octan-4-ol, 2-methylheptan- 1 -ol, 2-methylheptan-4-ol, 5-methylheptan-1 -ol, 5-methylhptan-2-ol, 4-methylheptan-2-ol, 4-methylheptan-4-ol, 2-methylheptan-4-ol, 2-methylheptan-4-ol, 2-ethylhexan-1 -ol, 4-ethylhexan-1 -ol, 3-ethylhexan-2-ol, 3-ethylhexan-3-ol, 4-ethylhexan-2-ol, 2-ethyl-2-methylpentan- 1 -ol, 2-ethyl-3-methylpentan-1 -ol, 2-ethyl-4-methylpentan-1 -ol,
  • the carrier liquid comprises at least one alcohol chosen from octan-1 -ol, octan-2-ol, octan-3-ol, octan-4-ol, 2-ethylhexan-1 -ol, 4 -ethylhexan-1 -ol,
  • the carrier liquid comprises at least an alcohol selected from octan-1 -ol, octan-2-ol and 2-ethylhexan-1 -ol, most preferably the carrier liquid comprises octan-2-ol.
  • the carrier liquid can be added to the production fluid in a proportion to make it possible to obtain a water fraction of 90% or less, better still 85% or less, more preferably 80% or less, more preferably 75% or less, better still 70% or less, better still 65% or less, better still 60% or less, better still 55% or less, better still 50% or less, better still 45% or less, more preferably 40% or less, more preferably 35% or less, more preferably 30% or less, more preferably 25% or less, more preferably 20% or less, expressed as volume of aqueous phase by relative to the total volume of liquid.
  • the carrier liquid is preferably added in a proportion making it possible to obtain a water fraction of 50% or less.
  • the carrier liquid represents the "oil” phase, that is to say the phase which is poorly miscible with water, which is presented as a “means of transport” for the hydrates.
  • the hydrates in the carrier liquid are in the form of sludge so that the overall viscosity of the medium remains low, said sludge being able to be easily transported in the various pipelines, without the hydrate crystals formed agglomerating in the form of aggregates. larger in size.
  • the composition according to the invention comprises at least one anti-caking agent b) which can be chosen from anti-caking agents well known to those skilled in the art and for example and in a nonlimiting manner from those mentioned for example in documents WO2017089723, WO2017089724, US9988568.
  • the anti-caking agents are chosen from polyesteramines and quaternized polyesteramines.
  • esters such as for example tetrapropylene-N, N-dibutylamino-N-ethyl succinate, as described for example in US7615102,
  • citric acid esters or citramide derivatives such as those described in WO2010101477,
  • alkylglycosides such as those described in EP0526929, alkylaryl sulfonic acids and their alkali metal or ammonium salts, such as those described in EP0457375, pyroglutamic acid esters, such as those described in US20120088942 and US20090043146,
  • the anti-caking agent b) comprises one or more polyesteramines and / or quaternized polyesteramines, and in particular comprises one or more polyesteramines and / or quaternized polyesteramines, which can be obtained.
  • alkoxylated amine chosen from:
  • the quaternized polyesteramine (s) and / or polyesteramine (s) included in the anti-caking agent b) correspond to formula (1):
  • - R 2 is chosen from the group consisting of:
  • s preferably an alkylene radical of formula - (CH2) Z -, in which z is an integer of 1 to 20, preferably 1 to 10, preferably 2 to 6, and most preferably 4, a substituted alkylene radical, said alkylene radical being substituted with 1 or 2 -OH groups, an alkenylene radical having 1 with 20, preferably from 1 to 10 carbon atoms
  • R 5 is a C1-C6 hydrocarbyl group, preferably chosen from C1-C4 alkyl, phenyl and phenylalkyl groups, such as benzyl,
  • - X is chosen from halides, sulphates, carbonates,
  • - t is chosen from 0 and 1
  • - p represents an integer in the range from 1 to 15, preferably from 1 to 10, more preferably from 1 to 5, limits included,
  • - QO represents an alkylenoxy group containing from 2 to 4 carbon atoms, preferably 2 or 3 carbon atoms, more preferably 2 carbon atoms, knowing that all the QO groups present in the compound of formula (1) may be identical or different,
  • qi, q2, q3, and q 4 identical or different from each other, each represent an integer between 1 and 20, preferably between 1 and 10, more preferably between 1 and 6, and even more preferably between 1 and 4, limits included,
  • each R 10 group independently of each other, represents R 7 or a group R 1 - (G) y -,
  • R 7 is chosen from a hydrocarbyl group having 1 to 7, preferably 1 to 6 carbon atoms, more preferably 1 to 4 carbon atoms, an aryl or arylalkyl group (for example, a phenyl or naphthyl group), a group of formula H- (OA ") v (in which v represents an integer between 1 and 20, preferably between 1 and 10, more preferably between 1 and 6, and even more preferably between 1 and 4, limits included, and OA "is an alkylenoxy group containing 2 to 4 carbon atoms, preferably 2 or 3 carbon atoms, more preferably 2 carbon atoms), HO (CH2) q - and a group of formula (2):
  • R 8 and R 9 are chosen from a hydrocarbyl group having 1 to 6 carbon atoms, preferably 1 to 4 carbon atoms and q is an integer from 1 to 10, preferably from 2 to 6, limits inclusive, and most preferably q is 2 or 3,
  • R 8 and R 9 together with the nitrogen atom to which they are attached, form a ring with 5, 6 or 7 vertices, optionally comprising one or more heteroatom (s) chosen from oxygen, nitrogen and sulfur,
  • R 1 is chosen from a hydrocarbyl group having 8 to 24 carbon atoms, preferably 10 to 24, more preferably 12 to 24 carbon atoms, and a group of formula R 4 -0- (A'0) w -T -, wherein R 4 is a hydrocarbyl group having 8 to 24 carbon atoms, preferably 12 to 24 carbon atoms, w represents an integer in the range of 0 to 20, preferably 0 to 10, more preferably 0 to 6, and even more preferably 0 to 4, A ⁇ is an alkyleneoxy group containing 2 to 4 carbon atoms, preferably 2 or 3 carbon atoms, more preferably 2 carbon atoms; and T represents an alkylene group comprising from 1 to 6 carbon atoms, limits included, preferably from 1 to 4 carbon atoms, most preferably between all 2 or 3 carbon atoms,
  • - y is an integer of 0 to 5, preferably 0 to 3, more preferably y is 0 or 1, even more preferably y is 0, and
  • G represents a group of formula (3): in which :
  • - B is chosen from a C 1 -C 4 alkyl, aryl and arylalkyl group (for example phenyl, phenylalkyl, such as benzyl), and
  • - s is 1, 2 or 3, preferably 2 or 3,
  • R 2 represents a hydrocarbon chain having from 1 to 10, preferably from 2 to 6, and most preferably 4 carbon atoms, limits included,
  • R 7 represents a hydrocarbyl group having 1 to 4 carbon atoms, preferably 1 to 2 carbon atoms and most preferably R 7 is methyl,
  • t is equal to 0 or 1, preferably t is equal to 0.
  • hydrocarbyl denotes a linear or branched, saturated or unsaturated hydrocarbyl chain.
  • the composition according to the present invention generally comprises between 0.01% and 90%, preferably between 0.01% and 75%, more preferably between 0.01% and 50%, more preferably between 0.01% and 40% by weight, more preferably still between 0.01% and 20% by weight, better still between 0.01% and 10% by weight, better still between 0.01% and 5% by weight and typically between 0.01 % and 4% of anti-caking agent b) by weight relative to the total weight of the composition (total of components a) + b)), all the ranges of values above being understood as limits included.
  • the alcohol (s) can be present (s) in an amount ranging from 1% to 100% by volume, limits included, preferably from 20% to 100%, of more preferably from 50% to 100%, better still from 75% to 100%, advantageously from 90% to 100%, limits included.
  • composition according to the present invention can also comprise one or more other additives commonly used in oil and gas productions, such as, for example, those chosen from corrosion inhibitors, kinetic anti-hydrates, anti-mineral deposits, demulsifiers, deoilers, anti-foam additives, paraffin inhibitors and dispersants, asphaltene inhibitors and dispersants, hydrogen sulphide and mercaptan scavengers, drag or drag inhibitors friction ("drag reducer" in English) and other colors, flavors, preservatives, if necessary or if desired.
  • additives commonly used in oil and gas productions, such as, for example, those chosen from corrosion inhibitors, kinetic anti-hydrates, anti-mineral deposits, demulsifiers, deoilers, anti-foam additives, paraffin inhibitors and dispersants, asphaltene inhibitors and dispersants, hydrogen sulphide and mercaptan scavengers, drag or drag inhibitors friction ("drag reducer" in English) and other colors
  • the composition according to the present invention may optionally further comprise one or more organic solvents.
  • the organic solvent (s) present in the composition according to the invention are chosen in a nonlimiting manner from C 1 to C 4 alcohols, glycols, glycol ethers, ketones and their mixtures, more preferably from methanol, ethanol, l '/ so-propanol, n-butanol, iso-butanol, ethylene glycol (or mono-ethylene glycol), 1, 2-propylene glycol, 1, 3-propylene glycol, hexylene glycol, butyl glycol, ethylene glycol dibutyl ether, methyl ethyl ketone, methyl isobutyl ketone, diisobutyl ketone, N-methylpyrrolidone, cyclohexanone, xylenes, toluene, and mixtures of several ethylene glycols, for example , butylglycol and others.
  • compositions can also include other means of inhibiting gas hydrates such as thermodynamic inhibitors and kinetic hydrate inhibitors. If mixtures of gas hydrate inhibitors are used, these mixtures can be added concomitantly and / or before and / or after the injection of the composition according to the present invention.
  • the kinetic hydrate inhibitor is for example chosen, in a nonlimiting manner, from polymers whose repeating unit comprises at least one amide function, for example polymers obtained by polymerization of one or more monomers chosen from vinylpyrrolidone ( VP), vinylcaprolactam (VCap), acrylamide, methacrylamide, N-alkylacrylamide, N-alkylmethacrylamide, N, N-dialkylacrylamide, N, N-dialkylmethacrylamide, N, N-dialkylaminoalkylacrylamide, N, N-dialkylaminoalkylmethacrylamide, as well as their salts (halides, sulphonates, sulphates, carbonates and others) of quaternary alkylammonium, as well as their mixtures with at least one polyetheramine having a molecular weight (Mw) greater than 100 g mol 1 , preferably greater than 200 g mol 1 and having at least two functions secondary and / or tertiary amines and
  • the present invention relates to a composition
  • a composition comprising:
  • a carrier liquid comprising an alcohol or a mixture of alcohols having a water miscibility of less than 500 g L 1 , preferably less than 250 g L 1 , more preferably less than 150 g L 1 , advantageously less than 50 g L 1 , better still less than 10 g L 1 , limits included,
  • components a), b) and c) are as defined above.
  • the amount of kinetic inhibitor is generally between 0.01% and 40% by weight, preferably between 0.01% and 20% by weight, preferably between 0.01% and 10% by weight, more preferably between 0 , 01% and 5% by weight and better still between 0.01% and 4% by weight relative to the total weight of the composition, limits included.
  • the carrier liquid a) and the anti-caking agent b) must not preferentially interfere or react with the other additive (s) present in the composition according to the invention, and in particular with the possible corrosion inhibitors, deposit inhibitors or other chemical production additives which may be used.
  • the anti-caking agent does not form an emulsion or foam when it is stored or during its use.
  • the present invention relates to a method making it possible to limit, or even prevent, the agglomeration and / or the formation of gas hydrates by using a composition of the invention, comprising a carrier liquid and an anti - agglomerating, as defined above.
  • the method of the present invention involves contacting a mixture of water and carrier liquid with a suitable anti-caking compound.
  • a suitable anti-caking compound When a sufficient amount of anti-caking agent is used, the formation of gas hydrate plugging is inhibited. In the absence of such an amount, the formation of a gas hydrate plug is not inhibited.
  • the anti-caking agent can be injected into the production field by being first mixed with the carrier liquid or else independently of the carrier liquid.
  • the carrier liquid can be injected into the production field by being previously mixed with the anti-caking agent or else independently of the anti-caking agent.
  • the appropriate amount of anti-caking agent necessary for inhibiting the formation of a hydrate plug is determined for each particular system as a function of the temperature, pressure, composition of the water in salt (s). , the proportion of water and oil and the composition of the gas.
  • the anti-caking compound is used in an amount preferably ranging from 0.01% to 15% by weight, more preferably from 0.01% to 8% by weight, more preferably still from 0.01% to 5% , typically from 0.01% to 4% by weight, relative to the total weight of the aqueous phase in the production fluid, the ranges of values above being understood limits included.
  • the process of the present invention makes it possible to inhibit the formation of hydrates regardless of the nature of the hydrocarbon or of the mixture of hydrocarbons.
  • the process is particularly effective for gases that are light or with a low boiling point, such as hydrocarbon gases of 1 to 5 carbon atoms and mixtures of these gases, at ambient conditions.
  • gases include methane, ethane, propane, n-butane, isobutane, isopentane and mixtures thereof.
  • Hydrocarbons can also include, for example, other compounds, such as carbon dioxide (CO2), hydrogen sulfide (H2S), dinitrogen (N2) and other compounds commonly encountered in oil and gas production.
  • the composition can be introduced into the production fluid continuously, discontinuously, regularly or not, or temporarily, in one or more times.
  • the introduction of the composition is generally carried out upstream of the zone at risk of the presence of hydrates, whether at the surface, at the wellhead or at the bottom of the well.
  • injection aids well known to those skilled in the art, and by example, and without limitation, those chosen from hydrocarbons, refined or not, such as gasoline, diesel, gas oil, kerosene and others.
  • composition of the present invention lies in the fact that the carrier liquid can be easily separated from the other gaseous and aqueous phases.
  • the gas phase is separated from the carrier liquid phase which may include dispersed hydrates and an aqueous phase. Hydrates are separated from the carrier liquid by dissociating them by heating and / or lowering the pressure and the water present in the carrier liquid is separated by breaking up the water-in-oil emulsion and / or the oil-in-water emulsion. that may have formed.
  • the carrier liquid containing the anti-caking agent is recovered and recycled, in whole or at least in part, to be reinjected into production facilities to limit, or even prevent, agglomeration and / or formation. of gas hydrates.
  • Gas-liquid separation and hydrate / liquid separations can be performed in any order. It is also possible to add the non-recycled carrier liquid, the anti-caking agent as well as the other additives mentioned above, and in particular the hydrate inhibitor (component c) cited above) in the recycled carrier liquid to maintain the inhibition in the event of loss of these products by transfer to water.
  • the compounds of the composition used in the context of the present invention comply with at least one (1), preferably at least two (2), or even all three (3) environmental conditions. cited above and in particular a biodegradability greater than 60% (OECD 306), an ecotoxicity (LC50 or EC50) greater than or equal to 10 mg.L 1 , as well as a bioaccumulation (logPow) less than or equal to 3 according to OECD 1 17.
  • 2-octanol is an alcohol of the composition in accordance with the present invention and is supplied by the company Arkema. Kerdane is a refined hydrocarbon, used here as a comparative carrier liquid, marketed by the company Total.
  • composition according to the present invention exhibits better stability.
  • the composition according to the invention exhibits improved stability compared to a composition containing the same anti-caking agent but in a carrier liquid different from that used in the composition of the present invention.
  • a carrier liquid different from that used in the composition of the present invention thus the risk of loss of anti-caking agent and clogging is reduced.
  • Example 2 Anti-agglomeration test of the composition according to the invention
  • THF tetrahydrofuran
  • the model fluid comprises:
  • aqueous phase consisting of a mixture of demineralized water and tetrahydrofuran (THF) in a 1: 1 ratio
  • thermodynamic equilibrium hydrate formation temperature of this model fluid is 2 ° C at atmospheric pressure.
  • THF hydrates are formed at temperatures of 2 ° C or less.
  • the anti-caking efficiency of the anti-hydrate composition is measured at -10 ° C for a dosage of 1% by weight of anti-caking agent relative to the total weight of the composition (anti-caking agent + 2-octanol ).
  • the experimental device in particular described by ML Zanota et al. (“Hydrate Plug Prevention by Quaternary Ammonium Salts”, Energy & Fuel, 19 (2), (2005), 584-590), is composed of a motor which imposes an oscillating movement on a rack.
  • the rack contains 12 borosilicate glass tubes, having a diameter of 17 mm and a height of 60 mm. Each tube is closed and contains the mixture described above as well as a 316L stainless steel ball with a diameter of 0.8 cm. The ball makes it possible to stir the mixture, to visually observe the agglomeration of the hydrate crystals and constitutes an initiation of crystallization.
  • the rack is immersed in a thermostated bath, comprising a water / ethylene glycol mixture (1/1), the temperature of which varies between -30 ° C and + 30 ° C using a Huber brand variostat.
  • the various samples are subjected to cooling and heating cycles managed by the programmable variostat.
  • the temperature reduction speeds are defined and programmed.
  • the variostat is equipped with two temperature probes, internal and external, connected to a computer to monitor and record the temperature.
  • the tubes thus prepared are placed in a thermostated bath at a temperature of + 20 ° C and with stirring. The temperature is then lowered to -10 ° C. At this temperature, the oscillation is maintained for 20 hours (the movement of the balls in the tubes is visually observed) before being stopped. After two hours of stopping at -10 ° C, stirring is restarted, and the movement of the beads in the tubes is observed again.
  • composition according to the present invention is effective as an anti-caking agent.

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Abstract

La présente invention concerne une composition comprenant : a) un liquide porteur comprenant un alcool ou un mélange d'alcools présentant une miscibilité à l'eau inférieure à 500 g L-1, de préférence inférieure à 250 g L-1, de préférence encore inférieure à 150 g L-1, avantageusement inférieure à 50 g L-1, mieux encore inférieure à 10 g L-1, bornes incluses, et b) au moins un anti-agglomérant d'hydrates de gaz. L'invention concerne également un procédé permettant de limiter, voire empêcher, l'agglomération et/ou la formation d'hydrates de gaz en utilisant une composition comprenant au moins un liquide porteur (composant a) et au moins un anti-agglomérant d'hydrates de gaz (composant b).

Description

COMPOSITION POUR PRÉVENIR L’AGGLOMÉRATION D’HYDRATES DE GAZ
[0001] La présente invention concerne le domaine de l’extraction d’hydrocarbures et plus particulièrement le domaine des additifs utilisés pour faciliter l’extraction et le transport desdits hydrocarbures vers la surface.
[0002] Plus spécifiquement, la présente invention concerne une composition ainsi qu’un procédé pour limiter, voire empêcher, l’agglomération et/ou la formation d’hydrates de gaz, lesquels sont couramment connus pour perturber l’écoulement des hydrocarbures dans les conduites d’extraction et de transport desdits hydrocarbures.
[0003] L’extraction d’hydrocarbures, principalement pétrole, gaz, condensais et autres, est aujourd’hui réalisée dans des environnements très divers, et notamment dans des sites off-shores, sous-marins, ou encore dans des sites connaissant des périodes météorologiques froides. Ces divers environnements peuvent souvent conduire à un refroidissement important des fluides extraits au contact des parois froides des conduites de transport.
[0004] On entend par fluides extraits (ou fluides produits, ou fluides de production), les fluides comprenant le pétrole, les gaz, les condensais, l’eau et leurs mélanges. Par pétrole, on entend au sens de la présente invention du pétrole brut, c’est-à-dire non raffiné, provenant d’un gisement.
[0005] Par gaz, on entend au sens de la présente invention des gaz naturels bruts, c’est- à-dire non traités, directement extraits d’un gisement, tels que par exemple des hydrocarbures, comme du méthane, de l’éthane, du propane, du butane, du sulfure d’hydrogène, du dioxyde de carbone et d’autres composés gazeux dans les conditions d’exploitation, ainsi que leurs mélanges. La composition du gaz naturel extrait varie considérablement selon les puits. Ainsi, le gaz peut comprendre des hydrocarbures gazeux, de l'eau et d'autres gaz.
[0006] Par condensais, on entend au sens de la présente invention des hydrocarbures de densité intermédiaire. Les condensais comprennent généralement des mélanges d’hydrocarbures qui sont liquides dans les conditions d’exploitation.
[0007] Il est connu que ces fluides de production comportent le plus souvent une phase aqueuse, en quantité plus ou moins importante. L’origine de cette phase aqueuse peut être endogène et/ou exogène au réservoir souterrain contenant les hydrocarbures, la phase aqueuse exogène provenant généralement d’une injection d’eau, dite encore eau d’injection.
[0008] L’épuisement des sites anciennement découverts conduit souvent aujourd’hui l’industrie pétrolière et gazière à extraire, notamment sur de nouveaux sites, depuis des profondeurs de plus en plus importantes, sur des sites off-shores et avec des conditions météorologiques toujours plus extrêmes.
[0009] En particulier sur les sites off-shores, les conduites de transport des fluides produits sont souvent disposées sur les fonds marins, à des profondeurs de plus en plus importantes, où la température de l’eau de mer est souvent inférieure à 15°C, plus souvent inférieure à 10°C, voire proche de ou égale à 4°C.
[0010] De manière similaire, il n’est pas rare de trouver des sites d’extraction situés dans des zones géographiques où l’air et/ou l’eau de surface peuvent être à des températures relativement froides, typiquement en dessous de 15°C, voire en-dessous de 10°C. Or, à de telles températures, les fluides produits subissent un refroidissement important lors de leur transport. Ce refroidissement peut être encore amplifié dans le cas d’un arrêt ou d’un ralentissement de production, cas dans lesquels le temps de contact entre les fluides produits et les parois froides de la conduite peut augmenter, souvent considérablement.
[0011] Un des inconvénients directement lié à un abaissement plus ou moins brutal des températures des fluides produits, est la formation de clathrates, également appelés cristaux d’hydrates, hydrates de gaz ou plus simplement hydrates. Le risque de formation de tels hydrates dans les fluides de production, et notamment lors de l’extraction pétrolière, gazière et de condensais, est d’autant plus grand que la température des fluides de production est basse et que la pression de ces fluides est élevée.
[0012] Ces clathrates sont des cristaux solides (semblables à ceux de l’eau sous forme de glace) formés par des molécules d’eau, également nommées « receveur », autour d’une ou plusieurs molécules de gaz, également nommées « invitées », tel que le méthane, l’éthane, le propane, le butane, le gaz carbonique ou l’hydrogène sulfuré.
[0013] La formation et la croissance de ces cristaux sont le plus souvent induites par un abaissement de la température des fluides de production qui sortent chauds des réservoirs géologiques qui les contiennent et qui entrent dans une zone froide. Ces cristaux peuvent croître plus ou moins rapidement et s’agglomérer et peuvent provoquer colmatages ou bouchages des conduites de production, des conduites de transport des hydrocarbures (pétrole, condensais, gaz), des vannes, clapets et autres éléments susceptibles d’être bouchés totalement ou au moins partiellement. [0014] Ces colmatages/bouchages peuvent conduire à des pertes de production de pétrole, de condensais et/ou de gaz, entraînant des pertes économiques non négligeables, voire très importantes. En effet, ces colmatages et/ou bouchages auront pour conséquence une diminution du débit de production, voire un arrêt de l’unité de production. En cas, de bouchage la recherche de la zone du bouchon et son élimination auront pour conséquence une perte de temps et de profit pour cette unité. Ces colmatages et/ou bouchages peuvent également entraîner des dysfonctionnements sur des éléments de sécurité (vannes de sécurité par exemple).
[0015] Ces problèmes de formation et/ou d’agglomération d’hydrates peuvent également être rencontrés dans de nombreuses autres situations, telles que par exemple au sein des fluides injectés comme l’eau, les boues de forage ou les fluides de complétion, lors d’une opération de maintien de la pression, d’une opération de forage ou d’une opération de complétion.
[0016] Pour diminuer, retarder ou inhiber la formation et/ou l’agglomération d’hydrates, un additif peut être ajouté au fluide de production. Cet additif dénommé « anti-hydrate thermodynamique » (ou « thermodynamic hydrate inhibitor » ou encore « THI » en langue anglaise), est généralement un alcool ou dérivé d’alcool, par exemple du méthanol, ou du glycol, dans les fluides produits contenant le mélange eau/gaz invité(s). Il est aujourd’hui couramment reconnu que l’ajout d’un tel additif permet de déplacer la température d’équilibre de formation des hydrates. Afin d’obtenir une efficacité acceptable, environ 30% en poids d’alcool, par rapport à la quantité d’eau, sont généralement introduits. Cependant, la toxicité des alcools ou dérivés d’alcools et la grande quantité d’additif utilisé conduisent de plus en plus les industriels à adopter une quatrième approche
[0017] Une autre solution consiste à ajouter un additif à faible dosage, appelé LDHI (« Low Dosage Hydrate Inhibitor » en langue anglaise) dans les fluides produits comprenant le mélange eau/gaz invité(s). Cet additif est également appelé anti-hydrate et est introduit à un faible dosage, généralement compris entre 0,1 % et 4% en poids, par rapport au poids de l’eau, étant entendu que des quantités supérieures ou inférieures sont bien entendu possibles. Deux types d’additifs anti-hydrates sont actuellement connus, les anti-agglomérants et les anti-hydrates cinétiques également appelés inhibiteurs cinétiques d’hydrate.
[0018] Les anti-agglomérants ne sont pas des inhibiteurs de la formation des cristaux d’hydrates, ceux sont des agents de surfaces possédant la propriété de disperser les cristaux en s’adsorbant dessus, ce qui par conséquent empêche lesdits cristaux d’hydrates de s’agglomérer entre eux. L’adsorption des anti-agglomérants sur les cristaux rend ces derniers lipophiles, ce qui permet de les disperser facilement dans la phase liquide hydrocarbonée. Les cristaux d’hydrates ainsi dispersés ne peuvent plus colmater les canalisations de transport des fluides de production pétrolière et gazière, augmentant ainsi la production, en particulier l’extraction de pétrole et de gaz.
[0019] Compte-tenu du milieu d’exploitation (océans, mers), il est de plus en plus fréquent que les anti-agglomérants doivent également présenter une faible écotoxicité, une biodégradabilité satisfaisante et une bioaccumulation faible. Selon les recommandations de CEFAS (Centre for Environment, Fisheries and Aquaculture Science) en accord avec l’OSPAR (Oslo-Paris Commision), pour qu’un additif soir vert, c’est-à-dire compatible avec l’environnement, il faut qu’il remplisse deux des trois conditions suivantes :
1 ) Présenter une écotoxicité (LC50 (effets létaux) et EC 50 (effets toxiques) supérieure à 10 mg L·1 ;
2) Présenter une biodégradabilité (OCDE 306) en milieu marin supérieure à 60% ; et
3) Présenter une bioaccumulation (Log Pow) (OCDE 1 17) inférieure ou égale à 3 ou sa masse molaire supérieure à 700 g mol 1.
[0020] D’autres pays imposent également 2 de ces conditions sur 3 pour les additifs employés dans la production pétrolière et gazière comme par exemple les inhibiteurs de corrosion, les anti-hydrates cinétiques, les anti-agglomérants, les anti-dépôts minéraux, les désémulsionnants, les déshuilants, les additifs anti-mousse, les inhibiteurs et dispersants de paraffine, les inhibiteurs et dispersants d’asphaltènes, les piégeurs (« scavengers » en langue anglaise) d’hydrogène sulfuré.
[0021] Les anti-agglomérants sont efficaces lorsqu’une phase liquide d’hydrocarbures est présente en contact avec une phase aqueuse circulant dans les canalisations de transport de fluides de production pétrolière et gazière. Généralement, la fraction en eau doit être inférieure à 50%. Dans le cas contraire, la dispersion d’hydrate devient trop visqueuse pour pouvoir être transportée.
[0022] Pour la production de gaz et d’hydrocarbures liquides ayant un ratio eau / hydrocarbures liquides élevé, la faible proportion d’hydrocarbures liquides rend très difficile l’utilisation d’anti-agglomérants pour prévenir l’agglomération des hydrates de gaz.
[0023] Pour permettre l’utilisation d’additifs anti-agglomérants pour des champs de gaz, des champs avec des fractions en eaux élevées et avec de faibles proportions en hydrocarbures liquides, une méthode de prévention de l’agglomération des hydrates de gaz a été développée. Elle consiste à ajouter à l’ensemble de fluides à traiter présents dans les canalisations un hydrocarbure raffiné ou un hydrocarbure produit, recyclé et conditionné, avec un anti-agglomérant ou un dispersant pour augmenter la fraction en condensât et ainsi diminuer la fraction en eau. Une telle méthode est bien connue de l’homme du métier et est par exemple décrite dans les brevets US5816280, US5877361 et US9988568.
[0024] Le document US9988568 divulgue un mélange d’un hydrocarbure raffiné et d’un anti-agglomérant. On observe cependant une instabilité du mélange, l’antiagglomérant étant peu miscible/soluble dans l’hydrocarbure raffiné ou dans l’hydrocarbure produit.
[0025] Il subsiste par conséquent, un réel besoin de développer une composition permettant de prévenir et/ou retarder et/ou empêcher l’agglomération des hydrates de gaz plus particulièrement lorsque la fraction d’eau (« water eut » en langue anglaise) est supérieure à environ 40%, de préférence supérieurs à 50%, en volume par rapport au volume total de phase liquide.
[0026] Un autre objectif est de développer une composition respectant les recommandations de CEFAS, ou tout au moins, au moins une (1 ), de préférence au moins deux (2), de préférence encore trois (3) des conditions environnementales citées ci-dessus.
[0027] Il a maintenant été découvert que les objectifs précités sont atteints en totalité ou au moins en partie grâce à la présente invention dont la description suit. D’autres objectifs encore apparaîtront à la lumière de ladite description.
[0028] Ainsi, et selon un premier aspect, la présente invention a pour objet une composition comprenant :
a) un liquide porteur comprenant un alcool ou un mélange d’alcools présentant une miscibilité à l’eau inférieure à 500 g L 1, de préférence inférieure à 250 g L 1, de préférence encore inférieure à 150 g L 1, avantageusement inférieure à 50 g L 1, mieux encore inférieure à 10 g L 1, bornes incluses, et
b) au moins un anti-agglomérant d’hydrates de gaz.
[0029] Dans la composition selon la présente invention, il doit être compris que le liquide porteur est de préférence peu miscible à l’eau, toutefois une miscibilité supérieure à 500 g.L 1 pourrait être envisagée, ceci se faisant cependant au détriment de la quantité d’alcool qui serait ainsi éliminée avec la phase aqueuse.
[0030] Dans la présente invention la miscibilité est mesurée à température ambiante et à pression ambiante par mesure de la concentration de l'espèce concernée dans l’eau lorsque les deux phases sont en contact à l'équilibre, au moyen de méthodes de dosages diverses comme par exemple la gravimétrie, titrimétrie, spectrophotométrie, chromatographie.
[0031] Selon un mode de réalisation préféré de la présente invention, le liquide porteur comprend au moins un alcool comportant un (1 ) ou plusieurs groupes hydroxyles sur une chaîne hydrocarbonée, saturée ou insaturée, linéaire, ramifiée ou cyclique. La chaîne hydrocarbonée comporte généralement de 1 à 30 atomes de carbone, de préférence de 3 à 26 atomes de carbone, de préférence encore de 5 à 22 atomes de carbone. Le(s) groupe(s) hydroxyle peuvent être en position(s) terminale(s) et/ou sur tous les autres carbones de la chaîne hydrocarbonée, c’est-à-dire que les fonctions hydroxyle peuvent être indépendamment les unes des autres des fonctions hydroxyle primaires, secondaires ou tertiaires.
[0032] Selon un mode de réalisation préféré, le liquide porteur comprend au moins un alcool comportant de 1 à 3 fonctions hydroxyle, de préférence 1 ou 2 fonctions hydroxyle, de préférence encore 1 fonction hydroxyle et de 6 à 12 atomes de carbone. Selon un autre mode de réalisation préféré, le liquide porteur comprend au moins un alcool de formule brute CsHieO.
[0033] Selon un mode de réalisation tout particulièrement préféré, le liquide porteur comprend au moins un alcool choisi parmi octan-1 -ol, octan-2-ol, octan-3-ol, octan-4-ol, 2-méthylheptan-1 -ol, 2-méthylheptan-4-ol, 5-méthylheptan-1 -ol, 5-méthylehptan-2-ol, 4-méthylheptan-2-ol, 4-méthylheptan-4-ol, 2-méthylheptan-4-ol, 2-éthylhexan-1 -ol, 4-éthylhexan-1 -ol, 3-éthylhexan-2-ol,3-éthylhexan-3-ol, 4-éthylhexan-2-ol, 2-éthyl-2- méthylpentan-1 -ol, 2-éthyl-3-méthylpentan-1 -ol, 2-éthyl-4-méthylpentan-1 -ol, 2-éthyl-3- méthylpentan-1 -ol, 3-éthyl-2-méthylpantan-1 -ol, 3-éthyl-2-méthylpentan-2-ol, 3-éthyl-4- méthylpentan-2-ol, 3-éthyl-2-méthylpentan-3-ol, 2-propylpentan-1 -ol, 2,2-diméthylhexan-1 - ol, 2,4-diméthylhexan-2-ol, 2,5-diméthylhexan-1 -ol, 3,4-diméthylhexan-2-ol, 3,5-diméthyl- hexan-2-ol, 4,4-diméthylhexan-2-ol, 4,5-diméthylhexan-2-ol, 4,5-diméthylhexan-3-ol, 5,5-diméthylhexan-1 -ol, 5,5-diméthylhexan-3-ol, 6-méthylheptan-2-ol, 2-méthylheptan-3-ol, 2,3-dimethylheptan-2-ol, 2,3-diméthylhexan-3-ol, 5,5-diméthylhexan-2-ol, 3-méthylheptan-
2-ol, 4-méthylheptan-3-ol, 2,4-diméthylhexan-3-ol, 2,5-diméthylhexan-2-ol, 3,4-diméthyl- hexan-3-ol, 3,5-diméthylhexan-3-ol, 4-méthylheptan-1 -ol, 2-méthylheptan-2-ol, 3-méthyl- heptan-4-ol, 5-méthylheptan-3-ol, 2,2-diméthylhexan-3-ol, 2,5-diméthylhexan-3-ol, 4-éthyl- hexan-3-ol, 2-éthyl-2,3-diméthylbutan-1 -ol, 2,2,3-triméthylpentan-1 -ol, 2,2,3-triméthyl- pentan-3-ol, 2,3,4-triméthylpentan-3-ol, 2,2,4-triméthylpentan-1 -ol, 2,4,4-triméthylpentan-1 - ol, 3,4,4-triméthylpentan-1 -ol, et 3,4,4-triméthylpentan-2-ol.
[0034] De préférence encore, le liquide porteur comprend au moins un alcool choisi parmi octan-1 -ol, octan-2-ol, octan-3-ol, octan-4-ol, 2-éthylhexan-1 -ol, 4-éthylhexan-1 -ol,
3-éthylhexan-2-ol, 3-éthylhexan-3-ol, 4-éthylhexan-2-ol, et 2-éthyl-2-méthylpentan-1 -ol, et de manière tout particulièrement préférée, le liquide porteur comprend au moins un alcool choisi parmi octan-1 -ol, octan-2-ol et 2-éthylhexan-1 -ol, de préférence entre toutes le liquide porteur comprend de l’octan-2-ol. [0035] Le liquide porteur peut être ajouté au fluide de production dans une proportion pour permettre d’obtenir une fraction d’eau de 90% ou moins, mieux de 85% ou moins, mieux encore de 80% ou moins, mieux encore de 75% ou moins, mieux encore de 70% ou moins, mieux encore de 65% ou moins, mieux encore de 60% ou moins, mieux encore de 55% ou moins, mieux encore de 50% ou moins, mieux encore de 45% ou moins, mieux encore de 40% ou moins, mieux encore de 35% ou moins, mieux encore de 30% ou moins, mieux encore de 25% ou moins, mieux encore de 20% ou moins, exprimée en volume de phase aqueuse par rapport au volume total de liquide. Le liquide porteur est préférentiellement ajouté dans une proportion permettant d’obtenir une fraction d’eau de 50% ou moins.
[0036] Au sens de la présente invention, le liquide porteur représente la phase « huile », c’est-à-dire la phase peu miscible à l’eau, qui se présente comme un « moyen de transport » pour les hydrates. Les hydrates dans le liquide porteur sont sous forme de boues de sorte que la viscosité globale du milieu reste faible, lesdites boues pouvant être aisément transportées dans les diverses canalisations, sans que les cristaux d’hydrates formés ne s’agglomèrent sous forme d’agrégats de taille plus importante.
[0037] Comme indiqué précédemment, la composition selon l’invention comprend au moins un anti-agglomérant b) qui peut être choisi parmi les anti-agglomérants bien connus de l’homme du métier et par exemple et de manière non limitative parmi ceux cités par exemple dans les documents WO2017089723, WO2017089724, US9988568. Selon un mode de réalisation préféré, les anti-agglomérants sont choisis parmi les polyesteramines et les polyesteramines quaternisées.
[0038] D’autres exemples de composés qui peuvent être utilisés comme composant b) dans le cadre de la présente invention comprennent, de manière non limitative, un ou plusieurs composés, y compris leurs mélanges, choisis parmi :
* les composés oxazolidinium, tels que ceux décrits dans US8134011 ,
* les carboxy-alkylesters, tels que ceux décrits dans (US201900382360, et US201000087338,
* les composés porteurs de groupement ammonium quaternaire avec des groupes alkyles, alkyles éthoxylés et des groupes esters gras, tels que ceux décrits dans US8034748, ou avec des groupes alkyle ayant des substitutions alcoxyle, amide et ester, tels que ceux décrits dans US7323609,
* les composés alkylammonium quaternaires, tels que ceux décrits par exemple dans US20040167040, US20080293597, US20120161070, US20120157351 , US6379294, US7183240, et les composés zwitterioniques, tels que ceux décrits dans US6015929, * les composés phosphonium quaternaires, bétaïne, amide, amino-alcool, sulphonium, oxide d’amine, tels que ceux décrits dans US7264653, US 200200038063, US6102986, US5879561 , US5648575, US6214091 et US6436877,
* les composés aminés à liaisons éther, tels que ceux décrits dans US6444852,
* les esters, comme par exemple le succinate de tétrapropylène-N,N-dibutylamino-N- éthyle, comme décrit par exemple dans US7615102,
* les diamines alcoxylées, tels que celles décrites dans US6331508,
* les polymères ou copolymères solubles dans l’eau à base alcoxyle, tels que ceux décrits dans US5426258,
* les amino-acides, tels que ceux décrits dans US5331105,
* les composés amphiphiles non-ioniques ou anioniques ou à paires d’ions, tels que ceux décrits dans US5244878, US4973775, US20080064611 ,
* les amines organiques et leurs sels, comme décrit dans US20120078021 ,
* les dérivés de pipérazine, tels que ceux décrits dans US20100222239,
* les rhamnolipides, tels que ceux décrits dans WO20101 1 1226,
* les esters d’acide citrique ou dérivés de citramide, tels que ceux décrits dans W02010101477,
* les produits de réaction d’huile polymérisée insaturée et d’amino-alcool, tels que ceux décrits dans US5958844,
* les alkylglycosides, tels que ceux décrits dans EP0526929, les alkylaryl-acides sulfoniques et leurs sels de métal alcalin ou d’ammonium, tels que ceux décrits dans EP0457375, les acides esters pyroglutamiques, tels que ceux décrits dans US20120088942 et US20090043146,
* les sels d’amine tertiaire, tels que ceux décrits dans US20120190893, et
* les produits de réaction entre acide organique et amine organique, comme décrit par exemple dans WO2013048365.
[0039] Selon encore un autre mode de réalisation préféré de la présente invention, l’anti- agglomérant b) comprend une ou plusieurs polyesteramines et/ou polyesteramines quaternisées, et notamment comprend une ou plusieurs polyesteramines et/ou polyesteramines quaternisées, pouvant être obtenues par la condensation par estérification :
- d’un acide dicarboxylique, ou dérivé de celui-ci, et
- d’au moins une amine alcoxylée choisie parmi :
• un dérivé de (alkyl)alcanolamine ou du produit de quaternarisation partielle ou totale dudit dérivé de (alkyl)alcanolamine, et
• une amine grasse alcoxylée ou du produit de quaternarisation partielle ou totale de ladite amine grasse alcoxylée,
suivie d’une étape éventuelle de quaternisation.
[0040] En particulier la ou les polyesteramines et/ou polyesteramines quaternisées comprises dans l’anti-agglomérant b) répondent à la formule (1 ) :
Figure imgf000010_0001
dans laquelle :
- R2 est choisi dans le groupe constitué de :
• une liaison directe,
• une chaîne hydrocarbonée linéaire ou ramifiée, saturée ou insaturée en C1-C20 facultativement substituée par un ou plusieurs groupe(s) -OH, de préférence un radical alkylène de formule -(CH2)Z-, dans laquelle z est un entier de 1 à 20, de préférence de 1 à 10, de préférence de 2 à 6, et de manière préférée entre toutes de 4, un radical alkylène substitué, ledit radical alkylène étant substitué par 1 ou 2 groupes -OH, un radical alcénylène ayant de 1 à 20, de préférence de 1 à 10 atomes de carbone, un radical alcénylène substitué, ledit radical alcénylène étant substitué par 1 ou 2 groupes méthyle et/ou méthylène,
• un groupe cycloalkylène,
• un groupe cycloalcénylène, et
• un groupe arylène.
- R5 est un groupe hydrocarbyle en C1-C6, de préférence choisi parmi les groupes alkyle en C1-C4, phényle et phénylalkyles, tel que benzyle,
- X est choisi parmi halogénures, sulfates, carbonates,
- t est choisi parmi 0 et 1 ,
- p représente un entier compris dans la plage de 1 à 15, de préférence de 1 à 10, plus préférablement de 1 à 5, bornes incluses,
- QO représente un groupe alkylénoxy contenant de 2 à 4 atomes de carbone, de préférence 2 ou 3 atomes de carbone, plus préférablement 2 atomes de carbone, sachant que tous les groupes QO présents dans le composé de formule (1 ) peuvent être identiques ou différents,
- qi, q2, q3, et q4, identiques ou différents les uns des autres, représentent chacun un entier compris entre 1 et 20, de préférence entre 1 et 10, plus préférablement entre 1 et 6, et encore plus préférablement entre 1 et 4, bornes incluses,
- chaque groupe R10, indépendamment les uns des autres, représente R7 ou un groupe R1-(G)y-,
- R7 est choisi parmi un groupe hydrocarbyle ayant 1 à 7, de préférence 1 à 6 atomes de carbone, plus préférablement 1 à 4 atomes de carbone, un groupe aryle ou arylalkyle (par exemple, un groupe phényle ou naphtyle), un groupe de formule H-(OA")v (dans laquelle v représente un entier compris entre 1 et 20, de préférence entre 1 et 10, plus préférablement entre 1 et 6, et encore plus préférablement entre 1 et 4, limites incluses, et OA" est un groupe alkylénoxy contenant 2 à 4 atomes de carbone, de préférence 2 ou 3 atomes de carbone, plus préférablement 2 atomes de carbone), HO(CH2)q- et un groupe de formule (2) :
Figure imgf000011_0001
dans laquelle
- R5, X et t sont tels que définis ci-dessus,
- R8 et R9, identiques ou différents, sont choisis parmi un groupe hydrocarbyle ayant 1 à 6 atomes de carbone, de préférence 1 à 4 atomes de carbone et q est un entier de 1 à 10, de préférence de 2 à 6, limites incluses, et de manière préférée entre toutes q est 2 ou 3,
- ou bien R8 et R9, conjointement avec l’atome d’azote auquel ils sont liés, forment un cycle à 5, 6 ou 7 sommets, comportant facultativement un ou plusieurs hétéroatome(s) choisi(s) parmi oxygène, azote et soufre,
- R1 est choisi parmi un groupe hydrocarbyle ayant 8 à 24 atomes de carbone, de préférence 10 à 24, plus préférablement 12 à 24 atomes de carbone, et un groupe de formule R4-0-(A'0)w-T-, dans laquelle R4 est un groupe hydrocarbyle ayant 8 à 24 atomes de carbone, de préférence 12 à 24 atomes de carbone, w représente un entier dans la plage de 0 à 20, de préférence de 0 à 10, plus préférablement de 0 à 6, et encore plus préférablement de 0 à 4, AΌ est un groupe alkylénoxy contenant 2 à 4 atomes de carbone, de préférence 2 ou 3 atomes de carbone, plus préférablement 2 atomes de carbone ; et T représente un groupe alkylène comportant de 1 à 6 atomes de carbone, bornes incluses, de préférence de 1 à 4 atomes de carbone, de manière préférée entre toutes 2 ou 3 atomes de carbone,
- y est un entier de 0 à 5, de préférence de 0 à 3, plus préférablement y est 0 ou 1 , encore plus préférablement y est 0, et
G représente un groupe de formule (3) : dans laquelle :
- R5, X et t sont tels que définis ci-dessus,
- B est choisi parmi un groupe alkyle en C1-C4, aryle et arylalkyle (par exemple phényle, phénylalkyle, tel que benzyle), et
- s est 1 , 2 ou 3, de préférence 2 ou 3,
étant entendu que si plus d’une variable de même dénomination est présente dans le composé de formule (1 ), celles-ci peuvent être identiques ou différentes, indépendamment les unes des autres.
[0041] Selon encore un autre mode de réalisation, parmi le ou les anti-agglomérants b) de formule (1 ) ci-dessus, on préfère ceux pour lesquels :
R2 représente une chaîne hydrocarbonée ayant de 1 à 10, de préférence de 2 à 6, et de manière préférée entre toutes, 4 atomes de carbone, limites incluses,
lorsque R10 est R7, R7 représente un groupe hydrocarbyle ayant 1 à 4 atomes de carbone, de préférence 1 à 2 atomes de carbone et de manière préférée entre toutes R7 est méthyle,
lorsque R10 est R1-(G)y-, y = 0 et R1 représente un groupe hydrocarbyle ayant 8 à 24 atomes de carbone, de préférence 12 à 24 atomes de carbone,
QO représente le radical éthoxy,
p, qi, q2, q3, q4, R5 et X sont tels que définis précédemment et
t est égal à 0 ou 1 , de préférence t est égal à 0.
[0042] Dans la présente description, et sauf indication contraire, « hydrocarbyle » désigne une chaîne hydrocarbyle linéaire ou ramifié, saturé ou insaturé.
[0043] La composition selon la présente invention comprend généralement entre 0,01 % et 90%, de préférence entre 0,01 % et 75%, de préférence encore entre 0,01 % et 50%, plus préférentiellement entre 0,01 % et 40% en poids, plus préférentiellement encore entre 0,01 % et 20% en poids, mieux entre 0,01 % et 10% en poids, mieux encore entre 0,01 % et 5% en poids et typiquement entre 0,01 % et 4% d’anti-agglomérant b) en poids par rapport au poids total de la composition (total des composants a) + b)), toutes les plages de valeurs ci-dessus s’entendant bornes incluses.
[0044] Dans le liquide porteur a), le ou les alcools peu(ven)t être présent(s) en quantité allant de 1 % à 100% en volume, bornes incluses, de préférence de 20% à 100%, de préférence encore de 50% à 100%, mieux encore de 75% à 100%, avantageusement de 90% à 100%, bornes incluses.
[0045] La composition selon la présente invention peut aussi comprendre un ou plusieurs autres additifs communément employés dans les productions pétrolières et gazières, comme par exemple ceux choisis parmi les inhibiteurs de corrosion, les anti-hydrates cinétiques, les anti-dépôts minéraux, les désémulsionnants, les déshuilants, les additifs anti-mousse, les inhibiteurs et dispersants de paraffine, les inhibiteurs et dispersants d’asphaltènes, les piégeurs (« scavengers » en langue anglaise) d’hydrogène sulfuré et de mercaptans, les inhibiteurs de traînée ou de friction («drag reducer » en langue anglaise) et autres colorants, arômes, conservateurs, si nécessaire ou si souhaité.
[0046] En particulier, la composition selon la présente invention peut éventuellement comprendre en outre un ou plusieurs solvants organiques. De préférence, le ou les solvants organiques, présents dans la composition selon l’invention, sont choisis de manière non limitative parmi les alcools en Ci à C4, les glycols, les éthers de glycol, les cétones et leurs mélanges, plus préférentiellement parmi le méthanol, l’éthanol, l’/so-propanol, le n-butanol, l’iso-butanol, l’éthylène glycol (ou mono-éthylèneglycol), le 1 ,2-propylène glycol, le 1 ,3-propylène glycol, l’hexylène glycol, le butylglycol, l’éthylène glycol dibutyl éther, la méthyléthylcétone, la méthylisobutylcétone, la diisobutylcétone, la N-méthylpyrrolidone, la cyclohexanone, les xylènes, le toluène, et les mélanges de plusieurs glycols, par exemple éthylèneglycol, butylglycol et autres.
[0047] Les compositions peuvent aussi inclure d’autres moyens d’inhiber les hydrates de gaz comme des inhibiteurs thermodynamiques et des inhibiteurs cinétiques d’hydrates. Si des mélanges d’inhibiteurs d’hydrates de gaz sont utilisés, ces mélanges peuvent être ajoutés concomitamment et/ou avant et/ou après l’injection de la composition selon la présente invention. L’inhibiteur cinétique d’hydrates est par exemple choisi, de manière non limitative, parmi les polymères dont le motif de répétitif comprend au moins une fonction amide, par exemple les polymères obtenus par polymérisation d’un ou plusieurs monomères choisi parmi la vinylpyrrolidone (VP), le vinylcaprolactame (VCap), l’acrylamide, le méthacrylamide, le N-alkylacrylamide, le N-alkylméthacrylamide, le N,N-dialkylacrylamide, le N,N-dialkylméthacrylamide, le N,N-dialkylaminoalkylacrylamide, le N,N-dialkylaminoalkylméthacrylamide, ainsi que leurs sels (halogénures, sulfonates, sulfates, carbonates et autres) d’alkylammonium quaternaires, ainsi que leurs mélanges avec au moins une polyétheramine de poids moléculaire en poids (Mw) supérieur à 100 g mol 1, de préférence supérieur à 200 g mol 1 et présentant au moins deux fonctions amines secondaires et/ou tertiaires et/ou au moins un polyéther de poids moléculaire en poids (Mw) supérieur à 60 g mol 1, de préférence supérieur à 100 g mol 1, bornes incluses.
[0048] Ainsi, et selon un autre aspect préféré, la présente invention a pour objet une composition comprenant :
a) un liquide porteur comprenant un alcool ou un mélange d’alcools présentant une miscibilité à l’eau inférieure à 500 g L 1, de préférence inférieure à 250 g L 1, de préférence encore inférieure à 150 g L 1, avantageusement inférieure à 50 g L 1, mieux encore inférieure à 10 g L 1, bornes incluses,
b) au moins un anti-agglomérant d’hydrates de gaz, et
c) au moins un inhibiteur cinétique.
[0049] Dans une telle composition, les composants a), b) et c) sont tels que définis précédemment. La quantité d’inhibiteur cinétique est généralement comprise entre 0,01% et 40% en poids, de préférence entre 0,01% et 20% en poids, de préférence entre 0,01% et 10% en poids, plus préférentiellement entre 0,01 % et 5% en poids et mieux encore entre 0,01 % et 4% en poids par rapport au poids total de la composition, bornes incluses.
[0050] Selon un mode de réalisation, le liquide porteur a) et l’anti-agglomérant b) ne doivent pas préférentiellement interférer ou réagir avec le ou les autres additifs présents dans la composition selon l’invention, et en particulier avec les éventuels inhibiteurs de corrosion, inhibiteurs de dépôts ou autres additifs chimiques de production pouvant être utilisés.
[0051] Selon encore un mode de réalisation avantageux de l’invention, l’anti-agglomérant ne forme pas d’émulsion ou de mousse lorsqu’il est stocké ou lors de son utilisation.
[0052] Selon un deuxième aspect, la présente invention concerne un procédé permettant de limiter, voire empêcher, l’agglomération et/ou la formation d’hydrates de gaz en utilisant une composition de l’invention, comprenant un liquide porteur et un anti-agglomérant, comme définie précédemment.
[0053] Le procédé de la présente invention implique de mettre en contact un mélange d’eau et de liquide porteur avec un composé anti-agglomérant approprié. Lorsqu’une quantité suffisante d’anti-agglomérant est utilisée, la formation de bouchon d’hydrates de gaz est inhibée. En absence d’une telle quantité, la formation d’un bouchon d’hydrates de gaz n’est pas inhibée.
[0054] L’anti-agglomérant peut être injecté dans le champ de production en étant au préalable mélangé avec le liquide porteur ou bien indépendamment du liquide porteur. De même, le liquide porteur peut être injecté dans le champ de production en étant au préalable mélangé avec l’anti-agglomérant ou bien indépendamment de l’anti-agglomérant. [0055] La quantité appropriée d’anti-agglomérant nécessaire à l’inhibition de la formation d’un bouchon d’hydrate est déterminée pour chaque système particulier en fonction de la température, pression, composition de l’eau en sel(s), la proportion d’eau et d’huile et la composition du gaz. Ainsi, le composé anti-agglomérant, est utilisé en quantité allant de préférence de 0,01 % à 15% en poids, plus préférentiellement de 0,01 % à 8% en poids, plus préférentiellement encore de 0,01 % à 5%, typiquement de 0,01% à 4% en poids, par rapport au poids total de la phase aqueuse dans le fluide de production, les plages de valeurs ci-dessus s’entendant bornes incluses.
[0056] Le procédé de la présente invention permet d’inhiber la formation d”hydrates quel que soit la nature de l’hydrocarbure ou du mélange d’hydrocarbures. Le procédé est particulièrement efficace pour les gaz légers ou avec un point d’ébullition bas, comme les gaz hydrocarbonés de 1 à 5 carbones et les mélanges de ces gaz, à conditions ambiantes. Des exemples non-limitatifs de ces gaz sont le méthane, éthane, propane, n-butane, iso- butane, iso- pentane et leurs mélanges. Les hydrocarbures peuvent aussi inclure par exemple d’autres composés pouvant par exemple être le dioxyde de carbone (CO2), le sulfure d’hydrogène (H2S) le diazote (N2) et les autres composés couramment rencontrés lors de la production pétrolière et gazière.
[0057] La composition peut être introduite dans le fluide de production de manière continue, discontinue, régulièrement ou non, ou de manière temporaire, en une ou plusieurs fois. L’introduction de la composition est généralement effectuée en amont de la zone à risque de présence d’hydrates, que ce soit en surface, en tête de puits ou en fond de puits.
[0058] Il peut être utile ou avantageux d’introduire également, avant, après et/ou pendant l’injection de la composition selon l’invention un ou plusieurs auxiliaires d’injection, bien connus de l’homme du métier, et par exemple, et de manière non limitative, ceux choisis parmi les hydrocarbures, raffinés ou non, tels qu’essence, diesel, gas-oil, kérosène et autres.
[0059] Un autre avantage de la composition de la présente invention réside dans le fait que le liquide porteur peut être facilement séparé des autres phases gazeuses et aqueuses. La phase gazeuse est séparée de la phase liquide porteur pouvant comprendre des hydrates dispersés et une phase aqueuse. Les hydrates sont séparés du liquide porteur en les dissociant par chauffage et/ou abaissement de la pression et l’eau présente dans le liquide porteur est séparée en rompant l’émulsion eau-dans-huile et ou l’émulsion huile- dans-eau pouvant s’être formée. Le liquide porteur contenant l’anti-agglomérant est récupéré et recyclé, en totalité ou au moins en partie, pour être réinjecté dans les installations de production pour limiter, voire empêcher, l’agglomération et/ou la formation d’hydrates de gaz. La séparation gaz-liquide et les séparations hydrates/liquide peuvent être effectuées dans n’importe quel ordre. Il est également possible d’ajouter le liquide porteur non recyclé, l’anti-agglomérant ainsi que les autres additifs cités précédemment, et notamment l’inhibiteur d’hydrates (composant c) cité précédemment) dans le liquide porteur recyclé pour maintenir l’inhibition en cas de perte de ces produits par transfert dans l’eau.
[0060] Selon encore un autre avantage, les composés de la composition mis en oeuvre dans le cadre de la présente invention respectent au moins une (1 ), de préférence au moins deux (2), voire toutes les trois (3) conditions environnementales citées précédemment et notamment une biodégradabilité supérieure à 60% (OCDE 306), une écotoxicité (LC50 ou EC50) supérieure ou égale à 10 mg.L 1, ainsi qu’une bioaccumulation (logPow) inférieure ou égale à 3 selon OCDE 1 17.
[0061] L’invention apparaîtra plus clairement au moyen des exemples suivants, qui sont présentées à titre d’illustration uniquement, sans aucune intention de limiter la portée de la protection recherchée définie par les revendications annexées. Dans l’ensemble de la description, des exemples et des revendications, toutes les plages de valeurs doivent être entendues comme étant « limites incluses » (c’est-à-dire que les limites sont incluses dans lesdites plages), sauf indication contraire spécifique.
EXEMPLES
[0062] Dans l’exemple qui suit, toutes les quantités sont indiquées en pourcentage en poids par rapport au poids total de la composition, à moins d’une autre indication.
[0063] La stabilité du mélange liquide porteur et anti-agglomérant a été testée avec l’anti- agglomérant Inipol® AH 81 , disponible auprès de la société ARKEMA France, dans deux liquides porteurs différents : un liquide porteur selon l’invention et un liquide porteur comparatif qui est un hydrocarbure raffiné conforme à l’enseignement du brevet US9988568.
[0064] Pour chacun des essais, 1 gramme d’Inipol® AH 81 sont ajoutés à 19 grammes de liquide porteur, sous agitation à température ambiante. Les systèmes sont agités pendant 30 minutes puis l’agitation est arrêtée. La stabilité des systèmes est alors suivie pendant 24 heures à température ambiante. Les critères sont basés sur le temps de sédimentation de l’anti-agglomérant dans le liquide porteur. On observe visuellement la séparation des phases : si l’anti-agglomérant se sépare en moins d’une heure, la stabilité du mélange est notée « - - ». Si l’anti-agglomérant se sépare entre 1 h et 24h, elle est notée « - » et, si l’anti- agglomérant se sépare après plus de 24h elle est notée « + ». Les résultats sont présentés dans le Tableau 1 ci-dessous : -- Tableau 1 --
Figure imgf000017_0001
[0065] Le 2-octanol est un alcool de la composition conforme à la présente invention et est fourni par la société Arkema. Le Kerdane est un hydrocarbure raffiné, utilisé ici à titre de liquide porteur comparatif, commercialisé par la société Total.
[0066] Il est ainsi clairement établi un avantage par rapport à l’art antérieur, en ce que la composition selon la présente invention présente une meilleure stabilité. La composition selon l’invention présente une stabilité améliorée par rapport à une composition renfermant le même anti-agglomérant mais dans un liquide porteur différent de celui utilisé dans la composition de la présente invention. Ainsi le risque de perte d’anti-agglomérant et de bouchage est réduit.
Exemple 2 : Test d’anti-agglomération de la composition selon l’invention
[0067] L’efficacité de la composition précédente d’Inipol® AH 81 dans le 2-octanol a été déterminée sur un fluide modèle représentant un fluide de production comprenant du tétrahydrofurane (THF). Les hydrates de THF se forment à pression atmosphérique et sont régulièrement utilisés pour détecter l’efficacité de composés candidats comme anti- agglomérant d’hydrates de gaz.
[0068] Le fluide modèle comprend :
- 60% en poids de phase aqueuse constituée d’un mélange d’eau déminéralisée et de tétrahydrofurane (THF) dans un ratio 1 :1 , et
40% en poids de 2-octanol.
[0069] La température d’équilibre thermodynamique de formation d’hydrate de ce fluide modèle est de 2°C à pression atmosphérique. En d’autres termes, les hydrates de THF se forment à des températures inférieures ou égales à 2°C.
[0070] L’efficacité anti-agglomérante de la composition anti-hydrates est mesurée à -10°C pour un dosage à 1 % en poids d’anti-agglomérant par rapport au poids total de composition (anti-agglomérant + 2-octanol).
[0071] Le dispositif expérimental, notamment décrit par M.L. Zanota et coll. (« Hydrate Plug Prévention by Quaternary Ammonium Salts », Energy & Fuel, 19(2), (2005), 584-590), est composé d’un moteur qui impose un mouvement d’oscillation à un rack. Le rack contient 12 tubes en verre borosilicaté, ayant un diamètre de 17 mm et une hauteur de 60 mm. [0072] Chaque tube est fermé et contient le mélange décrit ci-dessus ainsi qu’une bille en acier inox 316L de diamètre 0,8 cm. La bille permet d’agiter le mélange, d’observer visuellement l’agglomération des cristaux d’hydrates et constitue une amorce de cristallisation.
[0073] Le rack est immergé dans un bain thermostaté, comprenant un mélange eau/éthylèneglycol (1/1 ), dont la température varie entre -30°C et +30°C grâce à un variostat de marque Huber.
[0074] Les différents échantillons sont soumis à des cycles de refroidissement et réchauffement gérés par le variostat programmable. Les vitesses de descente en température sont définies et programmées. Le variostat est muni de deux sondes de température, interne et externe, reliées à un ordinateur permettant de suivre et d’enregistrer la température.
[0075] Les tubes ainsi préparés sont placés dans un bain thermostaté à une température de +20°C et sous agitation. La température est ensuite abaissée à -10°C. À cette température, l’oscillation est maintenue pendant 20 heures (on observe visuellement le mouvement des billes dans les tubes) avant d’être arrêtée. Après deux heures d’arrêt à -10°C, l’agitation est redémarrée, et on observe de nouveau le mouvement des billes dans les tubes.
[0076] L’efficacité de la composition est ensuite évaluée visuellement en observant le mouvement des billes dans les tubes. Si les billes circulent, le produit testé est efficace. À l’inverse, si les billes restent bloquées, ou si des cristaux d’hydrates sont collés sur la paroi du tube, le produit testé n’est pas un bon anti-agglomérant. Plus le nombre de billes bloquées est important, moins le produit est efficace. Les résultats sont présentés dans le Tableau 2 suivant :
-- Tableau 2 --
Figure imgf000018_0001
[0077] Les résultats ci-dessus montrent que la composition selon la présente invention est efficace en tant qu’agent anti-agglomérant.

Claims

REVENDICATIONS
1. Composition comprenant :
a) un liquide porteur comprenant un alcool ou un mélange d’alcools présentant une miscibilité à l’eau inférieure à 500 g L 1, de préférence inférieure à 250 g L 1, de préférence encore inférieure à 150 g L 1, avantageusement inférieure à 50 g L 1, mieux encore inférieure à 10 g L 1, bornes incluses, et
b) au moins un anti-agglomérant d’hydrates de gaz.
2. Composition selon la revendication 1 , dans laquelle le liquide porteur comprend au moins un alcool comportant un (1 ) ou plusieurs groupes hydroxyles sur une chaîne hydrocarbonée, saturée ou insaturée, linéaire, ramifiée ou cyclique, ladite chaîne hydrocarbonée comportant de 1 à 30 atomes de carbone, de préférence de 3 à 26 atomes de carbone, de préférence encore de 5 à 22 atomes de carbone.
3. Composition selon la revendication 1 ou la revendication 2, dans laquelle le liquide porteur comprend au moins un alcool comportant de 1 à 3 fonctions hydroxyle, de préférence 1 ou 2 fonctions hydroxyle, de préférence encore 1 fonction hydroxyle et de 6 à 12 atomes de carbone.
4. Composition selon l’une quelconque des revendications précédentes, dans laquelle le liquide porteur comprend au moins un alcool de formule brute CsHieO.
5. Composition selon l’une quelconque des revendications précédentes, dans laquelle le liquide porteur comprend au moins un alcool choisi parmi octan-1 -ol, octan-2-ol, octan-3-ol, octan-4-ol, 2-éthylhexan-1 -ol, 4-éthylhexan-1 -ol, 3-éthylhexan-2-ol, 3-éthyl- hexan-3-ol, 4-éthylhexan-2-ol, et 2-éthyl-2-méthylpentan-1 -ol, et de manière tout particulièrement préférée, le liquide porteur comprend au moins un alcool choisi parmi octan-1 -ol, octan-2-ol et 2-éthylhexan-1 -ol, de préférence entre toutes le liquide porteur comprend de l’octan-2-ol.
6. Composition selon l’une quelconque des revendications précédentes, dans laquelle ledit au moins un anti-agglomérant b) comprend une ou plusieurs polyesteramines et/ou polyesteramines quaternisées.
7. Composition selon l’une quelconque des revendications précédentes, dans laquelle ledit au moins un anti-agglomérant b) comprend une ou plusieurs polyesteramines et/ou polyesteramines quaternisées obtenues par condensation par estérification :
- d’un acide dicarboxylique, ou dérivé de celui-ci, et
- d’au moins une amine alcoxylée choisie parmi :
• un dérivé de (alkyl)alcanolamine ou du produit de quaternarisation partielle ou totale dudit dérivé de (alkyl)alcanolamine, et
• une amine grasse alcoxylée ou du produit de quaternarisation partielle ou totale de ladite amine grasse alcoxylée,
suivie d’une étape éventuelle de quaternisation.
8. Composition selon l’une quelconque des revendications précédentes, comprenant entre 0,01 % et 90%, de préférence entre 0,01 % et 75%, de préférence encore entre 0,01 % et 50%, plus préférentiellement entre 0,01 % et 40% en poids, plus préférentiellement encore entre 0,01 % et 20% en poids, mieux entre 0,01 % et 10% en poids, mieux encore entre 0,01 % et 5% en poids et typiquement entre 0,01 % et 4% d’anti-agglomérant b) en poids, par rapport au poids total de la composition (total des composants a) + b)), bornes incluses.
9. Composition selon l’une quelconque des revendications précédentes, comprenant en outre un ou plusieurs autres additifs choisis parmi les inhibiteurs de corrosion, les anti hydrates cinétiques, les anti-dépôts minéraux, les désémulsionnants, les déshuilants, les additifs anti-mousse, les inhibiteurs et dispersants de paraffine, les inhibiteurs et dispersants d’asphaltènes, les piégeurs d’hydrogène sulfuré et de mercaptans, les inhibiteurs de traînée ou de friction et autres colorants, arômes, et conservateurs.
10. Composition selon l’une quelconque des revendications précédentes, comprenant :
a) un liquide porteur comprenant un alcool ou un mélange d’alcools présentant une miscibilité à l’eau inférieure à 500 g L 1, de préférence inférieure à 250 g L 1, de préférence encore inférieure à 150 g L 1, avantageusement inférieure à 50 g L 1, mieux encore inférieure à 10 g L 1, bornes incluses,
b) au moins un anti-agglomérant d’hydrates de gaz, et
c) au moins un inhibiteur cinétique.
11. Composition selon la revendication 10, dans laquelle l’inhibiteur cinétique est choisi parmi les polymères obtenus par polymérisation d’un ou plusieurs monomères choisi parmi la vinylpyrrolidone (VP), le vinylcaprolactame (VCap), l’acrylamide, le méthacrylamide, le N-alkylacrylamide, le N-alkylméthacrylamide, le N,N-dialkylacrylamide, le N,N-dialkylméthacrylamide, le N,N-dialkylaminoalkylacrylamide, le N,N-dialkylamino- alkylméthacrylamide, ainsi que leurs sels d’alkylammonium quaternaires, ainsi que leurs mélanges avec au moins une polyétheramine de poids moléculaire en poids (Mw) supérieur à 100 g mol 1, de préférence supérieur à 200 g mol 1 et présentant au moins deux fonctions amines secondaires et/ou tertiaires et/ou au moins un polyéther de poids moléculaire en poids (Mw) supérieur à 60 g mol 1, de préférence supérieur à 100 g mol 1, bornes incluses.
12. Procédé permettant de limiter, voire empêcher, l’agglomération et/ou la formation d’hydrates de gaz en utilisant une composition selon l’une quelconque des revendications 1 à 1 1 , comprenant au moins un liquide porteur (composant a) et au moins un anti- agglomérant d’hydrates de gaz (composant b).
13. Procédé selon la revendication 12, dans lequel l’anti-agglomérant est injecté dans le champ de production en étant au préalable mélangé avec le liquide porteur ou bien indépendamment du liquide porteur.
14. Procédé selon la revendication 12, dans lequel le liquide porteur est injecté dans le champ de production en étant au préalable mélangé avec l’anti-agglomérant ou bien indépendamment de l’anti-agglomérant.
15. Procédé selon l’une quelconque des revendications 12 à 14, dans lequel le composé anti-agglomérant est utilisé en quantité allant de 0,01 % à 15% en poids, plus préférentiellement de 0,01 % à 8% en poids, plus préférentiellement encore de 0,01 % à 5%, typiquement de 0,01 % à 4% en poids, par rapport au poids total de la phase aqueuse dans le fluide de production, les plages de valeurs ci-dessus s’entendant bornes incluses.
16. Procédé selon l’une quelconque des revendications 12 à 15, dans lequel le liquide porteur est séparé en rompant l’émulsion eau-dans-huile et ou huile-dans-eau formée, ainsi qu’en dissociant les hydrates et dans lequel le liquide porteur contenant l’anti-agglomérant est récupéré et recyclé, en totalité ou au moins en partie, pour être réinjecté dans les installations de production.
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