Композиция и способ снижения агломерации гидратов

Изобретение относится к антиагломерирующей композиции, предназначенной для ингибирования образования гидратов газа в жидкости, состоящей из соединений формулы (I) или (III) и полярного растворителя или смеси полярных растворителей. Где для соединений формул (I) или (III) R представляет собой по меньшей мере один насыщенный или ненасыщенный С8, С10, С12, C14, C16 и C18 алкил или алкенил, Hex представляет собой гексил, Bu представляет собой бутил, COCO представляет собой кокоамин и X- представляет собой противоион, обозначающий по меньшей мере один галогенид или карбоксилат. Также изобретение относится к способу ингибирования образования агломератов гидратов в жидкости, содержащей воду, газ и необязательно жидкие углеводороды. Технический результат заключается в разработке антиагломерирующих композиций, предназначенных для ингибирования образования агломератов гидратов в жидкости, содержащей воду, газ и, необязательно, жидкие углеводороды, где жидкость необязательно содержится в трубопроводе нефти или газа или на нефтеперерабатывающем заводе. 2 н. и 1 з.п. ф-лы, 2 табл., 3 пр.

 

Перекрестные ссылки на родственные заявки

Данная заявка является продолжением первоначальной заявки на патент US 61/426,029 "Composition and Method for Reducing Hydrate Agglomeration", поданной 22.12.2010 года, которая включена в настоящее описание полностью в качестве ссылки.

Область техники, к которой относится изобретение

Настоящее изобретение в целом относится к снижению или ингибированию образования и роста частиц гидратов в жидкостях, содержащих углеводородный газ и воду. Более конкретно, настоящее изобретение относится к снижению или ингибированию такого образования при производстве и транспортировке природного газа, нефтяного газа или других газов. Изобретение имеет особое значение для обработки таких систем бета-аминоамидными поверхностно-активными веществами в качестве антиагломерантов для снижения или ингибирования образования гидратов газа.

Предпосылки создания изобретения

Как только Хаммершмидт в 1934 году обнаружил, что гидраты газа блокируют газопроводы, важным вопросом стали научные исследования в области профилактики образования и агломерации гидратов. Гидрат газа может легко образовываться при транспортировке нефти и газа по трубопроводам, когда присутствуют соответствующие условия. Содержание воды, низкие температуры и повышенное давление необходимы для образования гидратов газа. Образование гидратов газа часто приводит к потере производства нефти, повреждению трубопровода и возникновению опасных ситуаций для работников. Современные нефтяные и газовые технологии обычно работают в жестких условиях в процессе добычи и производства нефти; например, высокая скорость откачки, высокое давление в трубопроводах, увеличенная длина трубопроводов и низкие температуры нефти и газа, протекающего через трубопроводы. Эти условия особенно благоприятны для образования гидратов газа, которые могут быть особенно опасны для производства нефти в море или в местах с холодным климатом.

Газовые гидраты представляют собой твердые вещества, напоминающие лед, которые образуются из небольших неполярных молекул и воды при более низких температурах и при повышенном давлении. В этих условиях молекулы воды могут образовывать ячеечные структуры вокруг этих небольших неполярных молекул (обычно растворенные газы, такие как диоксид углерода, сероводород, метан, этан, пропан, бутан и изобутан), создавая взаимодействие типа гость-хозяин, также известные как клатрат или клатрат-гидрат. Конкретное строение этих ячеечных структур может быть одним из нескольких типов (так называемый тип 1, тип 2, тип Н), в зависимости от идентичности молекул-гостей. Однако при формировании эти кристаллические ячеечные структуры имеют тенденцию осаждаться из раствора и аккумулироваться в большие твердые массы, которые могут перемещаться по нефтяным и газотранспортным трубопроводам, и потенциально блокировать или повреждать трубопроводы и/или связанное с ними оборудование. Ущерб в результате блокировки может быть очень дорогостоящим с точки зрения ремонта оборудования, а также от потери производства и, наконец, от конечного воздействия на окружающую среду.

В промышленности используют ряд методов для предотвращения таких блокирований, таких как термодинамические ингибиторы гидратов (ТН1), антиагломеранты (АА) и кинетические ингибиторы гидратов (КН1). Количество химических веществ, необходимых для предотвращения блокирования, варьируется в широких пределах в зависимости от типа используемого ингибитора. Термодинамические ингибиторы гидратов являются веществами, которые могут снижать температуру, при которой образуются гидраты при заданном давлении, и содержание воды, и обычно используются в очень высоких концентрациях (обычно в дозе до 30% в пересчете на содержание воды - гликоль часто используют в количестве до 100% от массы получаемой воды). Таким образом, возникают значительные затраты, связанные с транспортировкой и хранением больших количеств этих растворителей.

Более экономичной альтернативой является использование LDHI, так как они обычно используются в дозе менее 2% для ингибирования роста частиц или роста газовых гидратов. Существует два основных типа LDHI: кинетические ингибиторы гидратов (KHI) и антиагломеранты (AA), которые обычно используются при гораздо более низких концентрациях (0,3-0,5% концентрации активного вещества). KHI работают путем задержки роста кристаллов гидрата газа и в качестве анти-нуклеаторов. АА позволяют гидратам формироваться, но они препятствуют их агломерации и последующему накоплению в более крупные массы, способные вызвать пробки. АА позволяет газовым гидратам формироваться, но в форме суспензии жидкости, диспергированной в жидкой углеводородной фазе. Обычно содержание воды должно быть ниже 50%, в противном случае суспензия становится слишком вязкой для транспортирования.

Существует, следовательно, постоянная потребность в новых и эффективных способах ингибирования образования агломератов гидратов, особенно тех, которые способны работать при более высоких водораспределениях.

Сущность изобретения

Соответственно, настоящее изобретение относится к композициям антиагломеранта, а также к способам ингибирования образования агломератов гидратов в водной среде, содержащей воду, газ и, необязательно, жидкий углеводород.

В приведенной выше формуле R1, R2 и R3 каждый независимо представляет собой CnH2n+1 или бензил. R4 представляет собой C420 алкил или алкенил. n обозначает целое число от 0 до 10. Х- представляет собой противоион.

В другом варианте осуществления настоящее изобретение относится к способу ингибирования образования агломератов гидратов в водной среде, содержащей воду, газ и, необязательно, жидкий углеводород, включающему добавление к водной среде эффективного количества антиагломерирующей композиции, включающей соединение приведенной выше формулы и, необязательно, его соли.

Преимуществом настоящего изобретения является обеспечение антиагломерантных композиций, пригодных для предотвращения гидратных пробок в трубопроводах добычи нефти.

Еще одним преимуществом настоящего изобретения является обеспечение антиагломерантных композиций, которые не оказывают отрицательного воздействия на качество сливной воды.

Еще одним преимуществом настоящего изобретения является обеспечение антиагломерантных композиций, которые могут доставляться в подводные составные трубопроводы.

Вышеизложенное раскрывает достаточно широко признаки и технические преимущества настоящего изобретения для того, чтобы лучше понять последующее подробное описание изобретения. Дополнительные особенности и преимущества настоящего изобретения описаны ниже, что составляет объект формулы изобретения. Специалистам в данной области техники очевидно, что концепции и конкретные раскрытые варианты осуществления могут легко использоваться в качестве основы для модификации или разработки других вариантов осуществления для достижения тех же целей настоящего изобретения. Специалистам в данной области техники также понятно, что такие эквивалентные варианты осуществления не отклоняются от сущности и объема изобретения, изложенного в прилагаемой формуле изобретения.

Подробное описание

Композиции по изобретению включают соединение общей формулы и, необязательно, его соли, как указано ниже.

В приведенных выше формулах R1, R2 и R3 каждый независимо представляет собой CnH2n+1 или бензил. R4 представляет собой С420 алкил или алкенил. n обозначает целое число от 0 до 10. X- представляет собой противоион.

"Алкенил" обозначает моновалентную группу, полученную из линейного, разветвленного или циклического углеводорода, содержащего по меньшей мере одну углерод-углеродную двойную связь, путем удаления одного атома водорода от каждого из двух соседних атомов углерода в алкильной группе. Представители алкенильных групп включают, например, этенил, пропенил, бутенил, 1-метил-2-бутен-1-ил и им подобные.

"Алкил" обозначает моновалентную группу, полученную путем удаления одного атома водорода из прямой или разветвленной цепи или циклического насыщенного или ненасыщенного углеводорода. Представители алкильных групп включают метил, этил, пропил, бутил, пентил, гексил, гептил, октил, нонил и децил.

"Противоион" обозначает галогенид, выбранный из фторида, хлорида, бромида, иодида или карбоксилата, полученного реакцией с минеральной кислотой, акриловой кислотой, уксусной кислотой, метакриловой кислотой, гликолевой кислотой, тиогликолевой кислотой, пропионовой кислотой, масляной кислотой, им подобными, и любой их комбинацией.

В одном варианте осуществления композиция включает соединение следующей формулы и, необязательно, его соли. R представляет собой по крайней мере один насыщенный илиненасыщенный С8, С10, С12, C14, C16 и С18 алкил или алкенил. В вариантах осуществления R получают из кокоамина.

В одном варианте осуществления композиция включает соединение следующей формулы и, необязательно, его соли. R представляет собой по крайней мере один насыщенный или ненасыщенный С8, С10, С12, С14, С16 и С18 алкил или алкенил. В вариантах осуществления R получают из кокоамина («сосо»).

В одном варианте осуществления композиция включает соединение следующей формулы и, необязательно, его соли.

Hex представляет собой гексил, Bu представляет собой бутил, COCO представляет собой кокоамин и X- представляет собой противоион, обозначающий по меньшей мере один галогенид или карбоксилат.

В одном варианте осуществления композиция включает соединение следующей формулы и, необязательно, его соли.

В одном варианте осуществления композиция включает соединение следующей формулы и, необязательно, его соли.

В одном варианте осуществления композиция включает соединение следующей формулы и, необязательно, его соли.

В одном варианте осуществления композиция включает соединение следующей формулы и, необязательно, его соли.

В одном варианте осуществления композиция включает соединение следующей формулы и, необязательно, его соли.

В одном варианте осуществления композиция включает соединение следующей формулы и, необязательно, его соли.

В одном варианте осуществления композиция включает соединение следующей формулы и, необязательно, его соли.

Различные методики синтеза, которые ясны специалисту в данной области техники, могут использоваться для получения заявленных композиций. Подробные иллюстрирующие схемы синтеза приведены в примерах.

Композиции настоящего изобретения могут содержать одно или несколько дополнительных химических веществ. Различные составы ясны специалисту в данной области и могут быть получены без проведения дополнительных экспериментов.

В одном варианте осуществления композиция дополнительно содержит по меньшей мере один дополнительный ингибитор гидратов. Примеры ингибиторов гидратов описаны в заявках на патент US 12/253,504, "Method of Controlling Gas Hydrates in Fluid Systems", поданной 17.10.2008, US 12/253,529, "Method of Controlling, Gas Hydrates in Fluid Systems", поданной 17.10.2008, US 12/400,428, «Compositions and Methods for Inhibiting the Agglomeration of Hydrates in a Process", поданной 09.03.2009, US 12/967,811, "Composition and Method for Reducing Hydrate Agglomeration", поданной 16.12.2008, все в настоящее время ожидают решения и приведены здесь в качестве ссылки.

В одном варианте осуществления настоящее изобретение включает соединение следующей формулы и, необязательно, его соли (включая по меньшей мере реакцию монобутиламина с 2 эквивалентами акриловой кислоты).

В другом варианте осуществления композиция дополнительно включает один или несколько термодинамических ингибиторов гидратов, один или несколько кинетических ингибиторов гидратов, один или несколько антиагломерантов или их комбинации.

В другом варианте осуществления композиция дополнительно включает один или несколько асфальтеновых ингибиторов, парафиновых ингибиторов, ингибиторов коррозии, ингибиторов образования отложений, эмульгаторов, осветлителей воды, диспергаторов, деэмульгаторов или их комбинации.

В другом варианте осуществления композиция дополнительно включает один или несколько полярных и неполярных растворителей или их смесей.

В другом варианте осуществления композиция дополнительно включает один или несколько растворителей, выбранных из изопропанола, метанола, этанола, 2-этилгексанола, тяжелой ароматической нафты, толуола, этиленгликоля, монобутилового эфира этиленгликоля (EGMBE), моноэтилового эфира диэтиленгликоля, ксилола или их комбинаций.

Композицию вводят в жидкость любыми средствами, подходящими для обеспечения диспергирования ингибитора в обрабатываемой жидкости. Обычно ингибитор вводят с помощью механического оборудования, такого как химические топливные насосы, Т-образные трубопроводы, инъекционные фитинги и им подобные. Смесь ингибитора может вводиться в том виде, как она получена или сформулирована, в одном или нескольких дополнительных полярных или неполярных растворителях, в зависимости от применения и необходимости.

Представители полярных растворителей, пригодных для образования смеси с композицией ингибитора, включают воду, насыщенный раствор хлорида натрия, морскую воду, спирты (включая линейные или разветвленные алифатические спирты, такие как метанол, этанол, пропанол, изопропанол, бутанол, 2-этилгексанол, гексанол, октанол, деканол, 2-бутоксиэтанол и т.д.), гликоли и их производные (этиленгликоль, 1,2-пропиленгликоль, 1,3-пропиленгликоль, монобутиловый эфир этиленгликоля и т.д.), кетоны (циклогексанон, диизобутилкетон), N-метилпирролидинон (NMP), N,N-диметилформамид и им подобные.

Представители неполярных растворителей, пригодных для образования смеси с композицией ингибитора, включают алифатические углеводороды, такие как пентан, гексан, циклогексан/ метилциклогексан, гептан, декан, додекан, дизельное топливо и им подобные; ароматические углеводороды, такие как толуол, ксилол, тяжелая ароматическая нафта, производные жирных кислот (кислоты, сложные эфиры, амиды) и им подобные.

В вариантах осуществления изобретения описанную композицию используют в способе ингибирования образования агломератов гидратов в водной среде, содержащей воду, газ и, необязательно, жидкий углеводород. Способ включает добавление к водной среде эффективного антиагломерирующего количества описанной композиции.

Композиция и способ настоящего изобретения являются эффективными для контроля образования газовых гидратов и торможения добычи углеводородов и систем транспортировки. Для обеспечения эффективного ингибирования гидратов, композиции ингибитора следует вводить до существенного образования гидратов. Предпочтительной точкой впрыска для операций добычи нефти является скважина вблизи поверхности контролируемого подводного клапана безопасности. Это гарантирует, что во время работы скважины продукт будет диспергироваться во всей области, где встречаются гидраты. Обработка может также происходить в других областях трубопровода, принимая во внимание плотность вводимой жидкости. Если точка введения расположена намного выше глубины образования гидрата, то ингибитор гидрата должны быть введен в смеси с растворителем с достаточно высокой плотностью, чтобы ингибитор опустился в трубопровод для сбора на поверхности вода/нефть. Кроме того, обработка может также использоваться в трубопроводах или в любой точке системы, где существует возможность образования гидратов.

В вариантах осуществления композицию применяют в водной среде, содержащей различные уровни минерализации. В одном варианте жидкость имеет минерализацию от 0% до 25%, от около 1% до 24% или от около 10% до 25% массовых (вес/вес) общего количества растворенных твердых веществ (TDS). Водная среда, в которой применяются описанные композиции и/или составы, может содержаться во многих различных типах устройств, особенно тех, которые транспортируют водную среду из одной точки в другую.

В вариантах осуществления водная среда содержится в трубопроводе нефти и газа. В других вариантах осуществления водная среда содержится на нефтеперерабатывающих заводах, например, в разделительных сосудах, дегидратирующих единицах, газовых линиях и трубопроводах.

В вариантах осуществления композицию используют в водной среде, которая содержит различные уровни обводненности. Специалисту в данной области ясно, что обводненность обозначает % воды в композиции, содержащей смесь нефти и воды. В одном варианте осуществления обводненность составляет от 1 до 80 масс.% общего количества растворенных твердых веществ.

Композиции настоящего изобретения и/или их составы могут использоваться в водной среде различными способами, которые ясны специалисту в данной области техники. Специалисту в данной области известны эти методики и различные точки, в которых композиции или химические составы могут использоваться.

В одном варианте осуществления композиции и/или составы подают в трубопровод нефти/газа с помощью составной линии. В другом варианте осуществления капиллярные системы впрыска топлива могут использоваться для доставки композиций и/или составов настоящего изобретения, в данном случае антиагломерантов. В патенте US 7,311,144 приведено описание устройства и способов, связанных с капиллярным впрыском.

Различные дозы композиции и/или составов могут использоваться для водной среды для ингибирования образования гидратных агломератов. Специалист в этой области техники сможет рассчитать количество антиагломеранта для данной ситуации без проведения дополнительных экспериментов. Факторы, которые имеют значение в таких расчетах, включают, например, содержание водной среды, процент обводненности, степень API углеводорода и композицию тестируемого газа.

В одном варианте осуществления диапазон доз для ингибитора гидрата, который применяется в водной среде, составляет от около 0,1 об.% до примерно 3 об.% обводненности. В другом варианте осуществления интервал доз составляет от около 0,25 об.% до около 1,5 об.% обводненности.

Методики, описанные в настоящем изобретении, могут использоваться с другими композициями, которые соответствуют объему настоящего описания. Другие химические вещества, используемые для ингибирования образования агломератов в жидкости, которые находятся за пределами конкретной общей формулы, описанной выше, но соответствуют объему заявленных композиций общей формулы, могут использоваться, если условия системы позволяют композициям ингибировать образование агломератов (агломераты гидрата). Этот методики могут осуществляться без проведения дополнительных экспериментов, в частности, например, описанный ниже тест с раскачиванием может использоваться для определения эффективности данного химического вещества.

Вышеизложенное можно лучше понять, обратившись к следующим примерам, которые предназначены для иллюстративных целей и не предназначены для ограничения объема настоящего изобретения.

Пример 1

Иллюстрирующая схема синтеза приведена ниже для синтеза ацетата N-бутил-N-(3-(кокоамино)-3-оксопропил)бутан-1-аминия.

В 3-горлую круглодонную колбу объемом 250 мл добавляли 40,00 г (0,31 моль) дибутиламина и магнитную мешалку. Колбу оснащали термопарой, обратным холодильником и капельной воронкой, содержащей 22,30 г (0,31 моль) акриловой кислоты. К перемешиваемому амину медленно добавляли акрилат. После окончания добавления капельную воронку заменяли на стеклянную пробку и реакционную смесь нагревали при 120°C в течение 2 часов. После охлаждения до температуры окружающей среды получали оранжевое твердое вещество. Полное превращение подтверждали исчезновением исходного материала дибутиламина с помощью ТСХ (1/5 CHCl3/МеОН с 0,5 об.% NH4OH). К оранжевому твердому веществу добавляли 60,58 г (0,31 моль) кокоамина. Изолированную ловушку Дина-Старка присоединяли к аппарату между колбой и обратным холодильником для удаления воды. Реакционную смесь нагревали при 165°C в течение 6 часов, после чего анализ ТСХ (8/1 CHCl3/МеОН 0,5 об.% NH4OH) подтвердил исчезновение промежуточной карбоновой кислоты. После охлаждения до температуры окружающей среды получали светло-оранжевую жидкость. К полученному амиду при температуре окружающей среды медленно добавляли 18,59 г (0,31 ммоль) уксусной кислоты и реакционную смесь перемешивали при комнатной температуре в течение 2 часов.

Пример 2

Иллюстрирующая схема синтеза приведена ниже для синтеза бромида N,N-дибутил-N-(3-(кокоамино)-3-оксопропил)гексан-1-аминия.

В 3-горлую круглодонную колбу объемом 230 мл добавляли 40,00 г (0,31 моль) дибутиламина и магнитную мешалку. Колбу оснащали термопарой, обратным холодильником и капельной воронкой, содержащей 22,30 г (0,31 моль) акриловой кислоты. К перемешиваемому амину медленно добавляли акрилат. После окончания добавления капельную воронку заменяли на стеклянную пробку и реакционную смесь нагревали при 120°C в течение 2 часов. После охлаждения до температуры окружающей среды получали оранжевое твердое вещество. Полное превращение подтверждали исчезновением исходного материала дибутиламина с помощью ТСХ (1/5 CHCl3/МеОН с 0,5 об.% NH4OH). К оранжевому твердому веществу добавляли 60,58 г (0,31 моль) кокоамина. Изолированную ловушку Дина-Старка присоединяли к аппарату между колбой и обратным холодильником для удаления воды. Реакционную смесь нагревали при 165°C в течение 6 часов, после чего анализ ТСХ (8/1 CHCl3/МеОН 0,5 об.% NH4OH) подтвердил исчезновение промежуточной карбоновой кислоты. После охлаждения до температуры окружающей среды получали светло-оранжевую жидкость. К полученному амиду при комнатной температуре добавляли 51,09 г (0,31 моль) 1-бромгексана и 42,07 г 2-пропанола. Реакционную смесь нагревали при температуре 97,5°C в течение 6 часов.

Пример 3

Образцы 1-4 таблицы 1 являются катионными продуктами аммония реакции акриловой или уксусной кислоты с аддуктом, полученным в результате добавления коммерчески доступной акриловой кислоты к дибутиламину с последующим амидированием кокоамином. Образцы 5-10 являются продуктами кватернизации реакции 1-хлорбутана, 1-бромбутана или 1-бромгексана с аддуктом, полученным в результате добавления коммерчески доступной акриловой кислоты к дибутиламину с последующим амидированием кокоамином. Все виды аммония растворимы в 2-пропаноле (IPA), метаноле, этиленгликоле (MEG), монобутиловом эфире этиленгликоля (EGMBE), глицерине, тяжелой ароматической нафте (HAN) и их комбинациях. Образцы 1-10 растворяли в концентрации 40 масс.% для теста на антиагломерацию.

Таблица 1
Новые антиагломерирующие химические вещества
Образец R1 R2 R3 R4 X Растворитель
1 С4Н9 С4Н9 Н coco акрилат MeOH
2 С4Н9 С4Н9 Н coco ацетат MeOH
3 С4Н9 С4Н9 Н coco акрилат I PA
4 С4Н9 С4Н9 Н coco ацетат I PA
5 С4Н9 С4Н9 С4Н9 coco Cl IPA/MeOH
6 С4Н9 С4Н9 С4Н9 coco Br IPA/MeOH
7 С4Н9 С4Н9 С6Н13 coco Br IPA/MeOH
8 С4Н9 С4Н9 С4Н9 coco Cl IPA/MeG
9 С4Н9 С4Н9 С4Н9 coco Br IPA/MeG
10 С4Н9 С4Н9 С6Н13 coco Br IPA/MeG

Тест с раскачивающейся камерой является основным тестом для оценки эффективности антиагломерирующего химического вещества. Химические вещества оцениваются на основе их способности эффективно минимизировать размер частиц гидрата агломерата, а затем диспергировать эти частицы в углеводородной фазе. Химическую эффективность оценивают путем определения максимальной обрабатываемой обводненности (соотношение воды к нефти) и минимальной дозировки химического вещества для регистрации прохождения теста с раскачивающейся камерой.

Раскачивающаяся камера состоит из двух частей, коллектора и основы камеры. Коллектор изготовлен из фитингов из нержавеющей стали, сваренных вместе. Он состоит из трех стержней. Впускной стержень используется для загрузки газа в камеру. Выходной стержень используется для выпуска газа из камеры. Третий стержень соединяется с преобразователем, который измеряет давление внутри камеры. Основа камеры состоит из трех слоев. Наружный слой представляет собой поликарбонатную трубку толщиной 0,7 см. Средний слой выполнен из нержавеющей стали и соединен с коллектором. Внутренний слой является сапфировой трубкой высокого давления, наружный диаметр которой составляет 2,8 см, внутренний диаметр 1,8 5 см, а длина 5 см. Эта сапфировая трубка может выдерживать до 3000 фунтов на квадратный дюйм. Шарики из нержавеющей стали диаметром 1,6 см расположены внутри сапфировой трубки, чтобы вызывать турбулентность и смешивать жидкости во время процесса раскачивания.

Тестируемые жидкости обычно содержат три компонента. Для этого теста на антиагломерацию необходимое количество теплой сырой нефти магнолии вводят в первую камеру. Затем вводят 7 масс. % раствор NaCl и деионизированной (DI) воды в точном количестве в зависимости от процентного содержания водной фазы. Химическое вещество, ингибитор гидратов низких доз, является последним компонентом, вводимым в камеру. Дозировка химического вещества основана на объеме водной фазы. Тест проводят при температуре 21°C в качестве начального состояния. В каждую камеру заряжают газ Green Canyon и давление повышают до 2100 фунтов на квадратный дюйм. Все камеры раскачивают по крайней мере в течение от 1,5 до 2 часов, пока жидкость насыщается и давление стабилизируется. Затем температуру понижают до заданного значения 4°C. Камеры раскачивают в течение 16 часов, закрепляют в статическом состоянии в течение 6 часов и раскачивают снова течение 2 часов. В это время записывают данные давления. Наблюдения проводят каждые два-три часа до прекращения раскачивания, а также сразу после повторного раскачивания.

5 55%
6 55%
7 55%
8 55%
9 55%
10 55%

Новые химические вещества обеспечивают не только повышение химической эффективности в раскачивающейся камере, но также значительно повышают качество сливной воды. Поверхностно-активное вещество имеет тенденцию стабилизировать эмульсию на поверхности масло/вода. Как показали эксперименты с лабораторным стаканом, химические вещества приводят к повышению качества воды и большей реакционноспособности с различными водными осветлителями.

Все описанные и заявленные здесь композиции и способы могут быть выполнены и осуществлены без проведения дополнительных экспериментов в свете настоящего описания. Хотя настоящее изобретение может быть воплощено во многих различных формах, здесь подробно описаны конкретные предпочтительные варианты осуществления настоящего изобретения. Настоящее изобретение является иллюстрацией принципов изобретения и не предназначено для ограничения изобретения конкретными проиллюстрированными вариантами осуществления. Кроме того, если специально не указано иное, использование термина единственного числа предназначено для включения "по крайней мере одного" или "одного или нескольких". Например, "устройство" предназначено для включения "по меньшей мере одного устройства" или "одного или нескольких устройств".

Любые диапазоны, приведенные в абсолютных значениях или в приблизительных значениях, предназначены для обозначения обоих, и любые используемые здесь определения предназначены для разъяснения, а не для ограничения. Несмотря на то, что числовые диапазоны и параметры, представляющие широкий объем изобретения, являются приблизительными, числовые значения, приведенные в конкретных примерах, приведены настолько точно, насколько это возможно. Любое числовое значение, однако, по сути, содержит некоторые ошибки, неизбежно приводя к стандартным отклонениям, обнаруживаемым при их соответствующих измерениях.

Более того, следует понимать, что все описанные здесь диапазоны охватывают любые и все входящие в него поддиапазоны (включая все дробные и целые значения).

Кроме того, изобретение охватывает любые и все возможные комбинации некоторых или всех различных описанных здесь вариантов осуществления. Любые и все патенты, заявки на патенты, научные публикации и другие ссылки, приведенные в данной заявке, а также любые ссылки, приведенные в них, включены в данное описание полностью в качестве ссылки. Следует также понимать, что различные изменения и модификации описанных здесь предпочтительных вариантов осуществления будут очевидны специалисту в данной области техники. Такие изменения и модификации могут быть сделаны без отступления от сущности и объема изобретения, а также не уменьшая присущих ему преимуществ. Следовательно, предполагается, что такие изменения и модификации охватываются прилагаемой формулой изобретения.

1. Антиагломерирующая композиция, предназначенная для ингибирования образования гидратов газа в жидкости, состоящая из соединений формулы (I) или (III) и полярного растворителя или смеси полярных растворителей:

где R представляет собой по меньшей мере один насыщенный или ненасыщенный С8, С10, С12, C14, C16 и C18 алкил или алкенил, Hex представляет собой гексил, Bu представляет собой бутил, COCO представляет собой кокоамин и X- представляет собой противоион, обозначающий по меньшей мере один галогенид или карбоксилат.

2. Антиагломерирующая композиция по п. 1, в которой R получают из кокоамина.

3. Способ ингибирования образования агломератов гидратов в жидкости, содержащей воду, газ и, необязательно, жидкие углеводороды, включающий добавление к жидкости эффективного антиагломерирующего количества композиции по п. 1, где жидкость необязательно содержится в трубопроводе нефти или газа или на нефтеперерабатывающем заводе.



 

Похожие патенты:

Изобретение описывает установку для получения топливного газа из низкопотенциальных углеводородных газов нефте- и газопереработки и отдувочного ВСГ процесса риформинга, которая включает абсорбционную колонну для очистки углеводородных газов, с подведенной к ней линией подачи водного раствора моноэтаноламина (МЭА), снабженной насосом и теплообменником для охлаждения водного раствора МЭА, сепаратор для осушки очищенных углеводородных газов, два параллельно расположенных газоструйных эжектора с подведенными к ним линиями подачи очищенных и осушенных углеводородных газов и ВСГ, сепаратор для осушки и теплообменник для нагрева полученного топливного газа.

Изобретение относится к газовой и нефтяной промышленности. Способ дополнительной осушки и очистки попутного нефтяного газа с содержанием сероводорода для дальнейшего использования в качестве топлива в газогенераторных установках включает подачу заранее отсепарированного газа под давлением 0,05 МПа в блочную компрессорную станцию (5) для сжатия и охлаждения газа.

Изобретение относится к способу обработки потока жидких углеводородов, содержащего воду, в котором поток жидких углеводородов вводится в первый сепаратор, отделяющий по меньшей мере свободную воду из указанного потока жидких углеводородов.

Изобретение относится к способу и установке очистки природного газа от диоксида углерода и сероводорода и может быть использовано в газоперерабатывающей промышленности.
Группа изобретений относится к десульфуризации углеводородов. Способ включает стадии: (i) пропускание смеси углеводорода и водорода через катализатор десульфуризации с превращением сероорганических соединений, присутствующих в указанном углеводороде, в сульфид водорода, (ii) пропускание полученной смеси через сорбент сульфида водорода, содержащий оксид цинка, со снижением содержания сульфида водорода в смеси, и (iii) пропускание газовой смеси, обедненной сульфидом водорода, через дополнительный десульфуризующий материал.

Изобретение относится к системе обогащения горючего газа, способной улучшить показатели экономии электроэнергии с учетом срока службы средства всасывания, где система обогащения горючего газа включает адсорбционную установку, наполненную адсорбентом, для селективной адсорбции горючего газа; средство подачи исходного газа, способное подавать исходный газ, содержащий горючий газ, в адсорбционную установку из наружной области; средство всасывания, способное всасывать газ из внутренней части адсорбционной установки, и средство управления для выполнения процесса адсорбции и процесса десорбции, при этом средство управления обеспечивает работу средства всасывания так, что сила всасывания средства всасывания, когда не протекает процесс десорбции, меньше, чем сила всасывания средства всасывания, когда процесс десорбции протекает.

Изобретение относится к способу сжижения обогащенной углеводородами, содержащей азот исходной фракции, предпочтительно природного газа. Способ содержит стадии: a) сырьевую фракцию (1) сжижают (E1, E2), b) разделяют ректификацией (T1) на обогащенную азотом фракцию (9), содержание метана в которой составляет макс.

Изобретение относится к способу осушки газов. Способ включает пропускание газа через две или более камеры охлаждения, соединенные последовательно, причем в каждую из камер подают поток растворителя, который удаляет воду из газа, далее подают смешанный поток, состоящий из газа и растворителя, в каждую из этих камер охлаждения и после совместного охлаждения, его разделяют с помощью газожидкостного сепаратора на поток газа с пониженным содержанием воды и поток обогащенного водой растворителя, постепенно снижают содержание воды в газе от первой в направлении потока камеры охлаждения к последней, причем каждый поток растворителя, отделенный и обогащенный водой, либо используют в качестве питающего потока для камеры охлаждения выше по потоку, или возвращают непосредственно в блок регенерации для освобождения от воды.

Изобретение относится к способу сушки природного газа или промышленного газа, содержащего кислые газообразные компоненты, в котором после сушки газа осуществляют удаление кислых газообразных компонентов из осушенного газа.

Изобретение относится к нефтегазовой отрасли и может быть использовано при технологических операциях в процессе добычи и транспортирования природного и нефтяного газов.

Изобретение относится к области нефтедобычи и может быть использовано при разработке нефтяных месторождений с высокой пластовой температурой, в том числе на поздних стадиях разработки.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к обработке добывающих и нагнетательных скважин с трудноизвлекаемыми запасами нефти. В способе увеличения нефтеотдачи пласта, включающем последовательную закачку в пласт циклами не менее двух, разбитых на равные порции оторочек полимера в воде и солевого сшивающего агента в воде с буфером воды между ними, в качестве солевого сшивающего агента используют реагент АМГ и дополнительно осуществляют закачку оторочек глинистого агента в воде и оторочек реагента многофункционального действия и спирта алифатического и/или ароматического, или отхода производства, их содержащего, с обеспечением снижения межфазного натяжения в системе «нефть-вода» до 0,005 мН/м, в следующей последовательности оторочек и при следующих их составах, мас.%: 1) 0,001-3 полимера в воде, 2) 0,0001-0,5 АМГ в воде, 3) 0,0001-20 глинистого агента в воде, 4) реагент многофункционального действия 0,1-99,9 и указанные спирт или отход остальное, при соотношении объемов состава 1) и реагента многофункционального действия равном 1: (0,06-0,25) или 1) 0,001-3 полимера в воде, 2) 0,0001-0,5 АМГ и 0,0001-20 глинистого агента в воде, 3) реагент многофункционального действия 0,1-99,9 и указанные спирт или отход остальное, при соотношении объемов состава 1) и реагента многофункционального действия равном 1:0,06-0,25.
Настоящее изобретение относится к способу цементирования, включающему введение в ствол скважины способной к схватыванию композиции, содержащей невспученный перлит, цементную печную пыль, пумицит и воду, и предоставление возможности композиции схватиться.

Изобретение относится к биополимерным буровым растворам, используемым при бурении скважин, в том числе горизонтальных, наклонно-направленных, а также для восстановления скважин бурением вторых стволов.

Изобретение относится к безглинистым биополимерным буровым растворам, которые используются для бурения в сложных горно-геологических условиях. Технический результат изобретения - повышение структурно-реологических свойств и термостойкости, обеспечение солестойкости, снижение вредного влияния на окружающую среду, уменьшение количества и концентрации компонентов, необходимых для приготовления бурового раствора, при сохранении ингибирующих, смазочных, фильтрационных и противоприхватных свойств.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к технологии создания забойных фильтров в глубоких скважинах, вскрывших неустойчивые слабосцементированные породы коллектора.

Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к составам для удаления асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО), и может быть использовано для растворения и удаления АСПО из нефтепромыслового оборудования, призабойной зоны пласта, насосно-компрессорных труб, выкидных линий, трубопроводов, резервуаров и оборудования нефтеперерабатывающих предприятий.

Изобретение относится к области крепления нефтяных и газовых скважин, а именно к утяжеленным буферным жидкостям, применяемым при цементировании обсадных колонн. Техническим результатом является снижение водоотдачи, повышение плотности, повышение седиментационной устойчивости, образование структуры, способной нести утяжелитель, и исключение коагуляции контактных зон между буровыми и тампонажными растворами в зоне аномально высоких пластовых давлений и температур.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности. Технический результат - повышение скорости растворения и удаления солевых отложений, предотвращение образования труднорастворимых эмульсий в пласте, уменьшение коррозии подземного оборудования.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к растеплению ствола в процессе эксплуатации или ремонта газовых и газоконденсатных скважин, расположенных в зоне многолетнемерзлых высокольдистых горных пород.

Изобретение относится к производным фенилциклобутиламида формулы (I), его стереоизомеру или фармацевтически приемлемой соли. .

Изобретение относится к антиагломерирующей композиции, предназначенной для ингибирования образования гидратов газа в жидкости, состоящей из соединений формулы или и полярного растворителя или смеси полярных растворителей. Где для соединений формул или R представляет собой по меньшей мере один насыщенный или ненасыщенный С8, С10, С12, C14, C16 и C18 алкил или алкенил, Hex представляет собой гексил, Bu представляет собой бутил, COCO представляет собой кокоамин и X- представляет собой противоион, обозначающий по меньшей мере один галогенид или карбоксилат. Также изобретение относится к способу ингибирования образования агломератов гидратов в жидкости, содержащей воду, газ и необязательно жидкие углеводороды. Технический результат заключается в разработке антиагломерирующих композиций, предназначенных для ингибирования образования агломератов гидратов в жидкости, содержащей воду, газ и, необязательно, жидкие углеводороды, где жидкость необязательно содержится в трубопроводе нефти или газа или на нефтеперерабатывающем заводе. 2 н. и 1 з.п. ф-лы, 2 табл., 3 пр.

Наверх