RU2481375C1 - Hydrate growth inhibitor of kinetic action - Google Patents
Hydrate growth inhibitor of kinetic action Download PDFInfo
- 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
Links
Images
Landscapes
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
Abstract
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.%:
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.
типProto
type of
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)
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)
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)
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 |
-
2011
- 2011-12-08 RU RU2011150053/03A patent/RU2481375C1/en active
Patent Citations (8)
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)
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 |