RU2481375C1 - Hydrate growth inhibitor of kinetic action - Google Patents

Hydrate growth inhibitor of kinetic action Download PDF

Info

Publication number
RU2481375C1
RU2481375C1 RU2011150053/03A RU2011150053A RU2481375C1 RU 2481375 C1 RU2481375 C1 RU 2481375C1 RU 2011150053/03 A RU2011150053/03 A RU 2011150053/03A RU 2011150053 A RU2011150053 A RU 2011150053A RU 2481375 C1 RU2481375 C1 RU 2481375C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
molecular weight
containing solution
ethanol
hydrate
inhibitor
Prior art date
Application number
RU2011150053/03A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Владимир Анатольевич Волков
Валентина Георгиевна Беликова
Александр Алексеевич Волков
Валентина Дмитриевна Балашова
Иван Александрович Чернышев
Андрей Геннадьевич Филиппов
Вадим Равильевич Акчурин
Original Assignee
Открытое акционерное общество "Газпром"
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 Открытое акционерное общество "Газпром" filed Critical Открытое акционерное общество "Газпром"
Priority to RU2011150053/03A priority Critical patent/RU2481375C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2481375C1 publication Critical patent/RU2481375C1/en

Links

Images

Landscapes

  • Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)

Abstract

FIELD: oil and gas industry.
SUBSTANCE: hydrate growth inhibitor of kinetic action contains, wt %: a mixture of polyvinyl pirrolidone and polyvinyl kaprolaktam of different marks with molecular weight 6000-8000 g/mole at their molecular ratio 1 : (1 ±0.1) 10-20, hydrolysed polyacrylamide 0.1-1.0, ethanol containing solution - the rest.
EFFECT: increase of inhibiting ability in relation to hydrate formations at low inhibitor consumption.
5 ex, 1 tbl, 2 dwg

Description

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для обработки скважин и трубопроводов с целью предотвращения образования гидратов в них.The invention relates to the oil and gas industry and can be used for processing wells and pipelines in order to prevent the formation of hydrates in them.

Известно, что для предотвращения гидратообразования в скважинах и трубопроводах используют чистый метанол (см. ВРД 39-1.13-051-2001. Инструкция по нормированию расхода и расчету выбросов метанола для объектов ОАО «Газпром»).It is known that to prevent hydrate formation in wells and pipelines, pure methanol is used (see WFD 39-1.13-051-2001. Instructions for rationing the rate and calculation of methanol emissions for Gazprom facilities).

Однако такая обработка требует больших объемов являющегося ядом метанола, особенно для сильнообводненных скважин.However, this treatment requires large volumes of methanol poison, especially for heavily watered wells.

Наиболее близким к заявленному ингибитору и принятым за прототип является состав для ингибирования образования и роста газовых гидратов, содержащий, по меньшей мере, один кинетический ингибитор гидратообразований малой концентрации и, по меньшей мере, один термодинамический ингибитор гидратообразований. Кинетический ингибитор гидратообразований включает аминированные полиалкилены гликоли, представленные формулой R1R2N [(A)a-(B)b-(A)c-(CH2)d-CH(R)-NR1]nR2 (I), в которой:Closest to the claimed inhibitor and adopted as a prototype is a composition for inhibiting the formation and growth of gas hydrates, containing at least one kinetic inhibitor of hydrate formation of low concentration and at least one thermodynamic inhibitor of hydrate formation. A kinetic inhibitor of hydrate formation includes aminated polyalkylene glycols represented by the formula R 1 R 2 N [(A) a- (B) b- (A) c- (CH 2 ) d-CH (R) -NR 1 ] nR 2 (I) , wherein:

- каждый А независимо отобран из -СН2СН(СН3)O- или -СН(СН3)СН2О-;- each A is independently selected from —CH 2 CH (CH 3 ) O— or —CH (CH 3 ) CH 2 O—;

- В есть -CH2CH2O-;- B is -CH 2 CH 2 O-;

- а+b+с от 1 до приблизительно 100;- a + b + c from 1 to about 100;

- R есть -Н или -СН3;- R is —H or —CH 3 ;

- каждый R1 и R2 независимо отобраны из группы, состоящей из -Н, -СН3, -H2CH2OH и -СН(СН3)CH2O;- each R 1 and R 2 are independently selected from the group consisting of —H, —CH 3 , —H 2 CH 2 OH, and —CH (CH 3 ) CH 2 O;

- d от 1 до приблизительно 6;d from 1 to about 6;

- n от 1 до приблизительно 4 (см. патент СА №2506925, МПК Е21В 43/12, Е21В 43/22, опубл. 05.10.2006).- n from 1 to about 4 (see patent CA No. 2506925, IPC ЕВВ 43/12, ЕВВ 43/22, publ. 05.10.2006).

Недостатками этого состава являются сложность его синтеза, неустойчивость кинетических параметров для разных партий, что требует дополнительных лабораторных исследований, относительно малая максимальная температура переохлаждения и высокая необходимая концентрация. В качестве термодинамического ингибитора используется ядовитый метанол.The disadvantages of this composition are the complexity of its synthesis, the instability of the kinetic parameters for different batches, which requires additional laboratory studies, a relatively low maximum supercooling temperature and a high required concentration. As a thermodynamic inhibitor, toxic methanol is used.

Задачей изобретения является создание ингибитора гидратообразования кинетического действия (далее - ИГКД), обладающего повышенной ингибирующей способностью в отношении гидратообразований при его небольшом расходе.The objective of the invention is the creation of an inhibitor of hydrate formation of kinetic action (hereinafter - IHD), which has an increased inhibitory ability against hydrate formation at its low consumption.

Поставленная задача в ИГКД, включающем низкомолекулярный полимер и растворитель, решается тем, что он дополнительно содержит гидролизованный полиакриламид (ПАА), в качестве низкомолекулярного полимера используют смесь поливинилпирролидона (ПВП) и поливинилкапролактама (ПВКап) разных марок с молекулярной массой 6000-8000 г/моль при их молярном соотношении 1:(1±0,1), в качестве растворителя используют этанолсодержащий раствор при следующем соотношении компонентов, мас.%:The problem in IGKD, which includes a low molecular weight polymer and a solvent, is solved by the fact that it additionally contains hydrolyzed polyacrylamide (PAA), a mixture of polyvinylpyrrolidone (PVP) and polyvinylcaprolactam (PVAcap) of various grades with a molecular weight of 6000-8000 is used as a low molecular weight polymer when their molar ratio is 1: (1 ± 0.1), an ethanol-containing solution is used as a solvent in the following ratio of components, wt.%:

- смесь ПВП и ПВКап разных марок с молекулярной массой 6000-8000 г/моль при их молярном соотношении 1:(1±0,1)- a mixture of PVP and PVKap of different grades with a molecular weight of 6000-8000 g / mol with a molar ratio of 1: (1 ± 0.1) - 10-20;- 10-20; - гидролизованный ПАА- hydrolyzed PAA - 0,1-1,0;- 0.1-1.0; - этанолсодержащий раствор- ethanol-containing solution - остальное- the rest

С целью реализации назначения заявленного ингибитора в качестве этанолсодержащего раствора используют головную фракцию колонны ректификации этанола (эфироальдегидная фракция).In order to realize the purpose of the claimed inhibitor as the ethanol-containing solution, the head fraction of the ethanol rectification column (ether-aldehyde fraction) is used.

Смесь ПВП и ПВКап разных марок с молекулярной массой 6000-8000 г/моль при их молярном соотношении 1:(1±0,1) обеспечивает увеличение индукционного периода гидратообразования до необходимого времени, составляющего 10-15 мин.A mixture of PVP and PVKap of different grades with a molecular weight of 6000-8000 g / mol with their molar ratio of 1: (1 ± 0.1) provides an increase in the hydration induction period to the required time of 10-15 minutes.

Гидролизованный ПАА обеспечивает увеличение температуры переохлаждения до величины 10-12°С, поскольку является полиэлектролитом, то есть полимером, в состав молекул которого входят группы, способные к ионизации в растворе. Полиэлектролиты применяются в технике в качестве коагулянтов для очистки сточных вод, в качестве диспергаторов для снижения вязкости высококонцентрированных дисперсных систем на водной основе (суспензии и пасты в производстве керамики). Эффективность полиэлектролитов в этих приложениях объясняется адсорбцией полиионов на поверхность частиц с формированием двойного электрического слоя, эффективно снижающего трение между частицами (см., например, А.Р.Хохлов. Восприимчивые гели. - Соросовский образовательный журнал, 1998, №11, с.138-142).Hydrolyzed PAA provides an increase in supercooling temperature to 10-12 ° C, since it is a polyelectrolyte, that is, a polymer whose molecules include groups capable of ionization in solution. Polyelectrolytes are used in technology as coagulants for wastewater treatment, as dispersants to reduce the viscosity of highly concentrated dispersed water-based systems (suspensions and pastes in the manufacture of ceramics). The effectiveness of polyelectrolytes in these applications is explained by the adsorption of polyions on the surface of particles with the formation of a double electric layer that effectively reduces friction between particles (see, for example, A.R. Khokhlov. Susceptible gels. - Soros Educational Journal, 1998, No. 11, p.138 -142).

Этанолсодержащий раствор обеспечивает стабильность работы ингибитора при низких температурах окружающей среды и его доставку в точку образования гидратов.The ethanol-containing solution ensures the stability of the inhibitor at low ambient temperatures and its delivery to the point of hydrate formation.

Эффективность ИГКД оценивали по времени индукционного периода повышения давления на лабораторной установке образования гидрата пропана. Данные этой оценки сведены в таблицу и подтверждаются фиг.1 и 2.The effectiveness of IGKD was evaluated by the time of the induction period of increasing pressure in a laboratory setup for the formation of propane hydrate. The data of this assessment are tabulated and confirmed by figures 1 and 2.

Таблица Table Результаты лабораторных исследований заявляемого состава и прототипа по ингибирующей способностиThe results of laboratory studies of the claimed composition and prototype for inhibitory ability РастворSolution Концентрация в воде, %Concentration in water,% Максимальное переохлаждение, °СMaximum subcooling, ° С Среднее время индукционного периода, минThe average time of the induction period, min 1one 0,050.05 1010 10-1510-15 22 0,10.1 10,510.5 10-1510-15 33 0,20.2 11eleven 15-1715-17 4four 0,50.5 7,57.5 10-1210-12 55 0,50.5 66 10-1510-15 Прото
тип
Proto
type of
1one 66 5-155-15
АналогAnalogue 15fifteen 10*10* Не замерзаетDoes not freeze * Понижение температуры замерзания* Lowering freezing temperature

Зависимость температуры образования гидратов при различных содержаниях гидролизованного ПАА (полиэлектролита) приведена на фиг.1. Как видно из графика на фиг.1, уже при концентрации 0,1% полиэлектролит снижает температуру гидратообразования на 10°С. При этом его концентрацию выше 1% создавать не следует из-за отсутствия значимого изменения температуры.The dependence of the temperature of hydrate formation at various contents of hydrolyzed PAA (polyelectrolyte) is shown in figure 1. As can be seen from the graph in figure 1, already at a concentration of 0.1% polyelectrolyte reduces the temperature of hydrate formation by 10 ° C. However, its concentration above 1% should not be created due to the absence of a significant temperature change.

На фиг.2 показана зависимость индукционного периода от концентрации раствора. Как видно из указанной зависимости, ингибитор эффективен при концентрациях от 0,01 до 5% по воде.Figure 2 shows the dependence of the induction period on the concentration of the solution. As can be seen from the indicated dependence, the inhibitor is effective at concentrations from 0.01 to 5% in water.

ИГКД готовят путем простого смешивания расчетных количеств компонентов в отдельной емкости. Сначала смешивают растворы ПВП и ПВКап с молекулярной массой 6000-8000 г/моль при их молярном соотношении 1:(1±0,1), далее добавляют гидролизованный ПАА и доводят этанолсодержащим раствором до необходимой массы. Все тщательно перемешивают в течение 15 мин.IGKD is prepared by simply mixing the calculated amounts of the components in a separate container. First, solutions of PVP and PVKap are mixed with a molecular weight of 6000-8000 g / mol at a molar ratio of 1: (1 ± 0.1), then hydrolyzed PAA is added and the ethanol-containing solution is adjusted to the required mass. All mix thoroughly for 15 minutes.

Пример 1. К 10 мас.% этанолсодержащего раствора добавляют 10 мас.% N-винил-2-пирролидона, 9,9 мас.% N-винил-2-капролактама (М.м.=6000), 1 мас.% гидролизованного ПАА (М.м.=6000), доводят этанолсодержащим раствором до 100 мас.%. Все тщательно перемешивают в течение 15 мин.Example 1. To 10 wt.% Ethanol-containing solution add 10 wt.% N-vinyl-2-pyrrolidone, 9.9 wt.% N-vinyl-2-caprolactam (M.m. = 6000), 1 wt.% Hydrolyzed PAA (M.m. = 6000), bring the ethanol-containing solution to 100 wt.%. All mix thoroughly for 15 minutes.

Пример 2. К 5 мас.% этанолсодержащего раствора добавляют 5 мас.% N-винил-2-пирролидона (М.м.=8000), 5,05 мас.% N-винил-2-капролактама (М.м.=8000), 0,1 мас.% гидролизованного ПАА, доводят этанолсодержащим раствором до 100 мас.%. Все тщательно перемешивают в течение 15 мин.Example 2. To 5 wt.% Ethanol-containing solution add 5 wt.% N-vinyl-2-pyrrolidone (M.M. = 8000), 5.05 wt.% N-vinyl-2-caprolactam (M.M. = 8000), 0.1 wt.% Hydrolyzed PAA, adjusted with ethanol-containing solution to 100 wt.%. All mix thoroughly for 15 minutes.

Пример 3. К 8 мас.% этанолсодержащего раствора добавляют 7 мас.% N-винил-2-пирролидона (М.м.=6000), 7 мас.% N-винил-2-капролактама (М.м.=6000), 0,5 мас.% гидролизованного ПАА, доводят этанолсодержащим раствором до 100 мас.%. Все тщательно перемешивают в течение 15 мин.Example 3. To 8 wt.% Ethanol-containing solution add 7 wt.% N-vinyl-2-pyrrolidone (M.M. = 6000), 7 wt.% N-vinyl-2-caprolactam (M.M. = 6000) , 0.5 wt.% Hydrolyzed PAA, bring ethanol-containing solution to 100 wt.%. All mix thoroughly for 15 minutes.

Пример 4. К 8 мас.% этанолсодержащего раствора добавляют 7 мас.% N-винил-2-пирролидона (М.м.=2000), 7 мас.% N-винил-2-капролактама (М.м.=2000), 0,5 мас.% гидролизованного ПАА доводят этанолсодержащим раствором до 100 мас.%. Все тщательно перемешивают в течение 15 мин.Example 4. To 8 wt.% Ethanol-containing solution add 7 wt.% N-vinyl-2-pyrrolidone (M.M. = 2000), 7 wt.% N-vinyl-2-caprolactam (M.M. = 2000) , 0.5 wt.% Hydrolyzed PAA is adjusted with an ethanol-containing solution to 100 wt.%. All mix thoroughly for 15 minutes.

Пример 5. К 8 мас.% этанолсодержащего раствора добавляют 7 мас.% N-винил-2-пирролидона (М.м.=10000), 7 мас.% N-винил-2-капролактама (М.м.=10000), 0,5 мас.% гидролизованного ПАА, доводят этанолсодержащим раствором до 100 мас.%. Все тщательно перемешивают в течение 15 мин.Example 5. To 8 wt.% Ethanol-containing solution add 7 wt.% N-vinyl-2-pyrrolidone (M.M. = 10000), 7 wt.% N-vinyl-2-caprolactam (M.M. = 10000) , 0.5 wt.% Hydrolyzed PAA, bring ethanol-containing solution to 100 wt.%. All mix thoroughly for 15 minutes.

Результаты лабораторных исследований показали, что заявленный ИГКД по сравнению с прототипом обладает лучшей ингибирующей способностью и эффективно работает при более низких содержаниях.The results of laboratory studies showed that the claimed IGKD in comparison with the prototype has a better inhibitory ability and works effectively at lower contents.

Claims (1)

Ингибитор гидратообразования кинетического действия, включающий низкомолекулярный полимер и растворитель, отличающийся тем, что он дополнительно содержит гидролизованный полиакриламид - ПАА, в качестве низкомолекулярного полимера используют смесь поливинилпирролидона - ПВП и поливинилкапролактама - ПВКап разных марок с молекулярной массой 6000-8000 г/моль при их молярном соотношении 1:(1±0,1), в качестве растворителя используют этанолсодержащий раствор при следующем соотношении компонентов, мас.%:
смесь ПВП и ПВКап разных марок с молекулярной массой 6000-8000 г/моль при их молярном соотношении 1:(1±0,1) 10-20 гидролизованный ПАА 0,1-1,0 этанолсодержащий раствор остальное
A kinetic action hydrate inhibitor, including a low molecular weight polymer and a solvent, characterized in that it additionally contains hydrolyzed polyacrylamide - PAA, a mixture of polyvinylpyrrolidone - PVP and polyvinylcaprolactam - PVCKap of different grades with a molecular weight of 6000–8000 with a molecular weight of 6000–8000 is used as a low molecular weight polymer. 1: (1 ± 0.1) ratio, an ethanol-containing solution is used as a solvent in the following ratio of components, wt.%:
a mixture of PVP and PVKap of different grades with molecular weight 6000-8000 g / mol at their molar ratio 1: (1 ± 0.1) 10-20 hydrolyzed PAA 0.1-1.0 ethanol-containing solution rest
RU2011150053/03A 2011-12-08 2011-12-08 Hydrate growth inhibitor of kinetic action RU2481375C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2011150053/03A RU2481375C1 (en) 2011-12-08 2011-12-08 Hydrate growth inhibitor of kinetic action

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2011150053/03A RU2481375C1 (en) 2011-12-08 2011-12-08 Hydrate growth inhibitor of kinetic action

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2481375C1 true RU2481375C1 (en) 2013-05-10

Family

ID=48789489

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2011150053/03A RU2481375C1 (en) 2011-12-08 2011-12-08 Hydrate growth inhibitor of kinetic action

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2481375C1 (en)

Cited By (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2677494C1 (en) * 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" Kinetic inhibitor of hydrate formation
RU2689754C1 (en) * 2016-01-08 2019-05-28 ЭКОЛАБ ЮЭсЭй ИНК. Multifunctional product able to remove hydrogen sulphide impurities and inhibit a formation of hydrates
RU2705645C1 (en) * 2018-11-14 2019-11-11 федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина" Hydrate inhibitor
RU2706276C1 (en) * 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" Method of hydration inhibiting
RU2723801C1 (en) * 2019-02-28 2020-06-17 Публичное акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" (ПАО "НК "Роснефть") Composition for inhibiting formation of gas hydrates

Citations (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO1993025798A1 (en) * 1992-06-11 1993-12-23 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. A method for inhibiting gas hydrate formation
US5432292A (en) * 1992-11-20 1995-07-11 Colorado School Of Mines Method for controlling clathrate hydrates in fluid systems
RU2135742C1 (en) * 1997-12-11 1999-08-27 Ооо "Олдтаймер" Composition for preventing hydrate-paraffin deposits
RU2137740C1 (en) * 1995-06-08 1999-09-20 Эксон продакшн рисерч компани Method of inhibition of formation of clathrate-hydrates in liquid
RU2146787C1 (en) * 1994-09-15 2000-03-20 Эксон продакшн рисерч компани Method of inhibiting of forming clathrate hydrates
RU2167846C2 (en) * 1996-05-15 2001-05-27 Энститю Франсэ Дю Петроль Method of inhibiting or retarding formation, growth, and/or agglomeration of gas hydrates
RU2237052C1 (en) * 2003-05-13 2004-09-27 Кардаш Сергей Александрович Method of inhibiting clathrate-hydrates
CA2506925A1 (en) * 2005-04-05 2006-10-05 Bj Services Company Method of completing a well with hydrate inhibitors

Patent Citations (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO1993025798A1 (en) * 1992-06-11 1993-12-23 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. A method for inhibiting gas hydrate formation
US5432292A (en) * 1992-11-20 1995-07-11 Colorado School Of Mines Method for controlling clathrate hydrates in fluid systems
RU2146787C1 (en) * 1994-09-15 2000-03-20 Эксон продакшн рисерч компани Method of inhibiting of forming clathrate hydrates
RU2137740C1 (en) * 1995-06-08 1999-09-20 Эксон продакшн рисерч компани Method of inhibition of formation of clathrate-hydrates in liquid
RU2167846C2 (en) * 1996-05-15 2001-05-27 Энститю Франсэ Дю Петроль Method of inhibiting or retarding formation, growth, and/or agglomeration of gas hydrates
RU2135742C1 (en) * 1997-12-11 1999-08-27 Ооо "Олдтаймер" Composition for preventing hydrate-paraffin deposits
RU2237052C1 (en) * 2003-05-13 2004-09-27 Кардаш Сергей Александрович Method of inhibiting clathrate-hydrates
CA2506925A1 (en) * 2005-04-05 2006-10-05 Bj Services Company Method of completing a well with hydrate inhibitors

Cited By (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2689754C1 (en) * 2016-01-08 2019-05-28 ЭКОЛАБ ЮЭсЭй ИНК. Multifunctional product able to remove hydrogen sulphide impurities and inhibit a formation of hydrates
RU2677494C1 (en) * 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" Kinetic inhibitor of hydrate formation
RU2705645C1 (en) * 2018-11-14 2019-11-11 федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина" Hydrate inhibitor
RU2706276C1 (en) * 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" Method of hydration inhibiting
RU2723801C1 (en) * 2019-02-28 2020-06-17 Публичное акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" (ПАО "НК "Роснефть") Composition for inhibiting formation of gas hydrates

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2481375C1 (en) Hydrate growth inhibitor of kinetic action
US20160175769A1 (en) Gas scavengers
KR101035148B1 (en) Absorbents for separation of acidic gas
WO2008073790A3 (en) Gaseous dielectrics with low global warming potentials
WO2011008492A3 (en) Silica-based particle composition
Liu et al. Effective absorption of SO2 by imidazole‐based protic ionic liquids with multiple active sites: thermodynamic and mechanical studies
MY148244A (en) Premixture for preparing an absorbent for removing acidic gases from fluid streams
Dong et al. Highly permselective MIL‐68 (Al)/matrimid mixed matrix membranes for CO2/CH4 separation
KR101741899B1 (en) Deep Eutectic Solvent for absorbing carbon dioxide, Method for manufacturing the same and Carbon dioxide absorbent comprising the same
EP3365091B1 (en) Composition and process for natural gas dehydration
EP2959956B1 (en) Liquid for absorbing and recovering carbon dioxide in gas, and method for recovering carbon dioxide with use of same
CN105062237A (en) Functional ecological paint with formaldehyde scavenging function and preparation method of paint
CN102294105A (en) Preparation method of novel anti-solvent aqueous film forming foam extinguishing agent
CA2927780A1 (en) Boron sequestration in fracturing fluids
US20190375979A1 (en) Hydroxyalkylurethane Kinetic Hydrate Inhibitors
RU2009106457A (en) ANTIOXIDANTS AND METHODS OF PRODUCING ANTIOXIDANTS
CN104479660A (en) Composite hydrate inhibitor
RU2705645C1 (en) Hydrate inhibitor
CN104610492B (en) Fracturing fluid friction reducer and preparation method thereof, the fracturing fluid suitable for shale gas pressure break
CN107126827B (en) A kind of high-efficiency broad spectrum long-acting type formaldehyde VOC cleansers
Han et al. Absorption of SO 2 by renewable ionic liquid/polyethylene glycol binary mixture and thermodynamic analysis
WO2023085042A1 (en) Method for recovering carbon dioxide from carbon dioxide-containing gas and aqueous amine solution for recovering carbon dioxide
CN103432883B (en) A kind of flue gas laminated desulfurizer
Hong et al. Separation of carbon dioxide using pelletized zeolite adsorbent with amine impregration
WO2011028496A3 (en) Calcium based carrier particles