где сумма n, m, x и p представляет собой число, достаточное для получения средней молекулярной массы 4 кДа. Данные ингибиторы могут найти применение в нефтегазовой отрасли в процессах добычи, подготовки и транспортировки углеводородного сырья для предотвращения образования газовых гидратов и коррозии. 2 ил., 3 пр.

Изобретение относится к химии полимерных соединений, а именно - к ингибиторам гидратообразования и коррозии на основе полиуретанов общей формулы I (включая изомеры).

где сумма n, m, x и p представляет собой число, достаточное для получения средней молекулярной массы 4 кДа (килодальтон).

Данные соединения могут найти применение в нефтегазовой отрасли в процессах добычи, переработки и транспортировки углеводородного сырья для предотвращения коррозии и образования газовых гидратов - соединений, которые в процессе агломерации способны формировать гидратные пробки, препятствующие свободному потоку флюидов.

В природном газе, газовом конденсате и нефти присутствуют такие соединения, как углеводороды алканового ряда С1-С4, диоксид углерода, сероводород, азот, которые при определенной температуре и давлении могут образовывать с водой соединения включения - газовые гидраты (клатраты). Газовые гидраты в процессе добычи и транспортировки углеводородов образуются при надлежащих термобарических условиях, например, в стволе скважин, трубопроводах и оборудовании при внедрении низкомолекулярных соединений в полости кристаллической решетки, формируемой молекулами воды посредством водородных связей. Данные образования в процессе агломерации формируют гидратные пробки, препятствующие свободному потоку флюидов, тем самым способствуя различного рода техногенным авариям. Помимо этого, сероводород и диоксид углерода в присутствии воды способны вызывать коррозию трубопровода или других контактных стальных элементов, используемых при добыче, транспортировке, хранении и переработке углеводородов, что снижает срок их (трубопроводов и др.) эксплуатации и также может приводить к авариям.

Среди доступных методов предотвращения закупорки трубопроводов, таких как снижение давления, повышение температуры и дегидратация, химическая обработка ингибиторами является наиболее экономически эффективным методом [Farhadian, A., Kudbanov, A., Varfolomeev, M. A., Dalmazzone, D. (2019). Waterborne polyurethanes as a new and promising class of kinetic inhibitors for methane hydrate formation. Scientific Reports, 9, 9797; Kelland, M. A. (2014). Production chemicals for the oil and gas industry. Boca Raton, FL: CRC.]. Однако одновременное введение различных реагентов (например, ингибиторов гидратообразования, коррозии, солеотложения и др.) в поток флюидов зачастую способствует снижению их целевых свойств или возникновению побочных явлений, обусловленных в том числе взаимодействием данных реагентов между собой или с другими компонентами потока. Так, ингибиторы образования газогидратов увеличивают скорость коррозии, в то время как ингибиторы коррозии обычно способствуют зарождению гидратов, особенно в глубоководных условиях, что в конечном счете снижает эффективность их действия. Кроме того, наличие ионов электролита в пластовой воде может усугубить ситуацию, вызвав эксплуатационные проблемы, такие как появление отложений или снижение эффективности ингибиторов гидратообразования.

Введение в поток большого количества нефтепромысловых реагентов требует более мощной инфраструктуры (дополнительные резервуары для хранения, инжекционные насосы и распределительные трубопроводы) и сложного процесса последующей регенерации введенных добавок [Qasim, А., Khan, M.S., Lal, B., Shariff A.M. (2019). A perspective on dual purpose gas hydrate and corrosion inhibitors for flow assurance. Journal of Petroleum Science and Engineering 183, 106418].

Следует также отметить, что снижение количества используемых в области нефтехимии реагентов и их номенклатуры может благоприятно сказаться на окружающей среде и здоровье человека. Данный аспект на дату представления заявочных материалов также является актуальным.

Таким образом, разработка эффективных нефтепромысловых реагентов двойного назначения - ингибиторов газовых гидратов и ингибиторов коррозии - представляется на сегодняшний день актуальным направлением развития нефтепромысловой химии.

Получение соединений, обладающих комплексным действием, должно обеспечить возможность существенного снижения экономических затрат, направленных на обеспечение стабильности потока углеводородов, при этом такие соединения значительно расширяют арсенал средств указанного назначения.

Следует иметь в виду, что ингибиторы гидратообразования применяют в концентрациях от 0.25% до 2% по массе от водной фазы, в то время как ингибиторы коррозии используются в меньших концентрациях.

Однако принимая во внимание задачу заявленного технического решения - создание реагента именно бифункционального действия - необходимо понимать, что определяющим критерием будет являться способность ингибировать гидратообразование, т.е. тот эффект, который достигается более высокими концентрациями. Таким образом, при исследовании уровня техники по двум данным направлениям, по мнению заявителя, нужно ориентироваться, прежде всего, на ингибиторы газовых гидратов.

Из исследованного заявителем уровня техники выявлены термодинамические ингибиторы гидратообразования (далее THI), такие как метанол, гликоли [RU 2049957], и ингибиторы гидратообразования низкой дозировки (далее LDHI), которые представляют собой две основные категории ингибиторов, широко применяющиеся для предотвращения гидратообразования. LDHI делятся на кинетические ингибиторы гидратообразования (далее KHI) [RU 2137740, RU 2436806, RU 2504642, RU 2481375] и антиагломеранты (далее AA) [US 6444852, US 7958939, СА 2983402]. Они отличаются друг от друга механизмом действия. При этом KHI пролонгируют время нуклеации (образования зародышей кристаллов гидрата) и снижают скорость роста кристаллов гидрата, в то время как АА противодействуют слипанию (агломерации, агрегации) частиц гидрата с образованием гидратной суспензии, не способной формировать гидратные пробки [Haghi, R. K., Yang, J., & Tohidi, B. (2018). Integrated near infrared and ultraviolet spectroscopy techniques for determination of hydrate inhibitors in the presence of NaCl. Industrial & Engineering Chemistry Research, 57(34), 11728-11737.; Kelland, M. A. (2006). History of the development of low dosage hydrate inhibitors. Energy Fuels, 20(3), 825-847.; Perrin, A., Musa, O. M., & Steed, J. W. (2013). The chemistry of low dosage clathrate hydrate inhibitors. Chemical Society Reviews, 42(5), 1996-2015.].

Главными недостатками THI является их высокая действующая концентрация (20 - 40% по массе), таким образом, на долю ингибитора приходится в среднем около 30% объема перекачиваемого продукта, и, как следствие, это приводит к низкой безопасности как для человека, так и для окружающей среды за счет горючести и токсичности указанных выше спиртов.

Помимо этих факторов, в качестве отрицательной стороны использования THI можно обозначить высокие материально-технические затраты (большие резервуары, рециркуляция этих растворителей) [Petroleum Engineer’s Guide to Oil Field Chemicals and Fluids. http://dx.doi.org/10.1016/B978-0-12-803734-8.00013-8 © 2015 Elsevier Inc.].

Известен смесевой термодинамический ингибитор для борьбы с гидратообразованием при добыче и транспорте газа, включающий мочевину (50-60% мас.), глицерин (30-40% мас.) и воду (10-20% мас.) [SU 976035, 1982].

Недостатками известного ингибитора является высокая вязкость, а также недостаточная ингибирующая способность, обусловленная низкой антигидратной активностью компонентов состава.

Большинство AA представляют из себя заряженные молекулы, состоящие из длинноцепочечного алкильного заместителя (липофильный фрагмент) и фрагмента ониевой соли (аммониевой или фосфониевой), и по своей природе являются поверхностно-активными веществами, например, тетрабутиламмония хлорид, трибутилдециламмония бромид и т.д. [Method for inhibiting the plugging of conduits by gas hydrates, US 5648575]. Данные соединения обладают отличной способностью ингибировать агломерацию газовых гидратов, однако, относясь к классу четвертичных аммониевых и фосфониевых солей, проявляют ярко выраженное токсическое действие на эукариотические и прокариотические клетки живых организмов, разрушая целостность их мембраны [Антисептическое лекарственное средство, RU 2641309 С1]. Кроме того, для эффективной работы антиагломерантов обязательно требуется наличие жидкой углеводородной фазы (нефть, конденсат) для образования и стабилизации эмульсии обратного типа (вода в масле). Таким образом, необходимость последующего разрушения этих эмульсий при использовании, с дополнительным использованием антиагломерантов еще в большей степени усложняет технологический процесс в целом [RU 2705645 C1].

При этом АА являются неэффективными при высоком объеме водной фракции (~60 об.%) в жидкой фазе [RU 2715582 C2].

Наиболее интересным выглядит класс кинетических ингибиторов гидратообразования KHI. Коммерческие KHI обычно представляют собой водорастворимые низкомолекулярные полимеры, такие как гомо- или сополимеры N-винилпирролидона и N-винилкапролактама, активные группы которых задерживают зародышеобразование и рост кристаллов гидратов [Qasim, А., Khan, M.S., Lal, B., Shariff A.M. (2019). A perspective on dual purpose gas hydrate and corrosion inhibitors for flow assurance. Journal of Petroleum Science and Engineering 183, 106418; Патент РФ 2 715 582 C2].

Известны сополимеры винилпирролидона и винилкапролактама с производными акриловой и метакриловой кислот, используемые с целью усиления ингибирующих образование гидратов свойств [Petroleum Engineer's Guide to Oil Field Chemicals and Fluids. http://dx.doi.org/10.1016/B978-0-12-803734-8.00013-8 © 2015 Elsevier Inc.].

Недостаток KHI в целом заключается в их низкой растворимости в водной фазе (до 2% мас.), таким образом, данное физическое свойство не позволяет им (KHI) понизить равновесную температуру кристаллизации льда и разложения газовых гидратов, т.е. достаточное влияние на термодинамику процесса у данных KHI отсутствует. Этот факт, как следствие, накладывает ограничение на их использование в технологических процессах при низких температурах, когда требуется одновременное предотвращение образования льда и газовых гидратов. Причем KHI становятся неэффективными (индукционный период приближается к нулевому) при высоких значениях степени переохлаждения (выше 12°C).

Кроме того, KHI значительно хуже ингибируют образование гидратов кубической структуры I (метан, углекислый газ, сероводород) по сравнению с гидратами кубической структуры II (углеводородные газовые смеси) [RU 2705645 C1].

Также известен кинетический ингибитор гидратообразования Luvicap EG, выпускаемый компанией BASF [Wu R. et al. Methane-propane mixed gas hydrate film growth on the surface of water and Luvicap EG solutions // Energy & Fuels. - 2013. - т. 27. - №. 5. - c. 2548-2554]. Данный состав представляет собой 40% раствор поли(N-винилкапролактама) в моноэтиленгликоле.

Недостатками указанного ингибитора являются недостаточно низкая температура застывания, составляющая минус 12.9°C, что не позволяет использовать данный состав при более низких температурах, высокая динамическая вязкость (16700 мПа⋅с при 20°C), что значительно затрудняет перекачку и дозирование данного состава. Кроме того, данный состав не обеспечивает существенной задержки образования гидратной фазы при высоких значениях степени переохлаждения (выше или равно 12°C) [RU 2705645 C1].

Известен способ замедления образования газовых гидратов [RU 2126513]. В качестве кинетического ингибитора предлагается использовать водорастворимое высокомолекулярное соединение, образованное из производного акриламида, в котором атомы водорода при азоте замещены на группы R₁ и R₂:

При этом R₁ является углеводородным радикалом с числом атомов углерода от 1 до 10, и числом гетероатомов от 0 до 4, выбранных из группы, состоящей из азота, кислорода, серы и их комбинаций; R₂ является атомом водорода или углеводородным радикалом с числом атомов углерода от 1 до 10, и числом гетероатомов от 0 до 4, выбранных из группы, состоящей из азота, кислорода, серы и их комбинаций. R₁ и R₂ могут быть связаны в цикл, содержащий от 3 до 10 атомов углерода и указанное число гетероатомов от 0 до 4, выбранных из группы, содержащей водород, кислород, серу и их комбинации.

Недостатком известного способа является технологическая сложность синтеза используемых высокомолекулярных соединений, связанная с использованием материалоемкой установки, необходимостью постоянной продувки колбы во время синтеза инертным газом, использованием специально подготовленных абсолютизированных органических растворителей.

Максимально достигнутые величины переохлаждения, характеризующие антигидратную активность известных полимеров при их концентрации 0.5% масс., в известном способе составляют 14°С, что налагает ограничения на использование известных ингибиторов при более высоких значениях переохлаждения [RU 2 436 806 C1]. Таким образом известное техническое решение является низкоэффективным при использовании по назначению, т.к. среднегодовая температура выше 14°С, не является характерной для погодных условий на территориях РФ, особенно северных.

Известен способ ингибирования образования гидратов [RU 2134678]. В качестве кинетического ингибитора предлагается использовать водорастворимый сополимер N-метил-N-винилацетамид/виниллактам общей формулы:

где n=1-3; сумма x и у представляет собой среднее число, достаточное для получения средней молекулярной массы около 1000-6000000.

Известному техническому решению присущи указанные выше недостатки, связанные со сложностью получения используемого высокомолекулярного соединения. Недостатком также является ограничение максимальной величины переохлаждения 16.7°С известных полимеров при их концентрации 0.5% масс [RU 2436806 C1].

Таким образом известное техническое решение является низкоэффективным при использовании по назначению, т.к. среднегодовая температура выше 16°С, не является характерной для погодных условий на территориях РФ, особенно северных.

Известен кинетический ингибитор гидратообразования в виде композиции соединений, содержащий четвертичное аммониевое соединение, водорастворимый полимер, оксиэтилированный и/или оксипропилированный амин, оксиэтилированный и/или оксипропилированный диол, алифатический спирт с числом атомов углерода от 5 до 6, метанол или этанол, или их смесь с водой при различных соотношениях компонентов [RU 2677494 C1]. Недостатком известного технического решения является высокое (до 50% масс.) содержание аммониевых солей, которые, как было указано выше, снижают безопасность известной композиции для человека и окружающей среды.

При этом важно отметить тот факт, что в целом для KHI, кроме указанных выше недостатков, присуща проблема низкой биодеградации вследствие их структурных особенностей, что делает данный класс ингибиторов гидратообразования экологически неприемлемым [US 8 895478; Sheng, Q., Silveira, K.C. Da, Tian, W., Fong, C., Maeda, N., Gubner, R., & Wood, C. D. (2017). Simultaneous Hydrate and Corrosion Inhibition with Modified Poly(vinyl caprolactam) Polymers. Energy Fuels, 31(7), 6724-6731].

В качестве же ингибиторов двойного назначения на дату представления заявочных материалов заявителем выявлены ионные жидкости, аминокислоты и биополимеры (в том числе модифицированные) [Qasim, А., Khan, M.S., Lal, B., Shariff A.M. (2019). A perspective on dual purpose gas hydrate and corrosion inhibitors for flow assurance. Journal of Petroleum Science and Engineering, 183, 106418].

Ионные жидкости, несмотря на отличную способность ингибировать образование газогидратов, практически не используются в промышленных процессах, за редким исключением.

Это связано с чрезвычайно высокой стоимостью технологии их получения [Haidera, J., Saeed, S., Qyyum, M.A., Kazmi, B., Ahmad, R., Muhammad, A., Lee M. (2020). Simultaneous capture of acid gases from natural gas adopting ionic liquids: Challenges, recent developments, and prospects. Renewable and Sustainable Energy Reviews, 123, 109771]. Таким образом, их использование в качестве ингибиторов гидратообразования также экономически нецелесообразно.

Также заявителем выявлено, что большинство ионных жидкостей относятся к токсичным материалам [Pretti, C., Chiappe, C., Pieraccini, D., Gregori, M., Abramo, F., Monnia, G., Intorrec L. (2006). Acute toxicity of ionic liquids to the zebrafish (Danio rerio). Green Chemistry, 8, 238-240] и одновременно обладают низкой биоразлагаемостью [Gathergood, N., Garcia, M.T., Scammells P.J. (2004). Biodegradable ionic liquids: Part I. Concept, preliminary targets and evaluation. Green Chemistry, 6, 166-175; Garcia, M.T., Gathergood, N., Scammells P.J. (2005). Biodegradable ionic liquids Part II. Effect of the anion and toxicology. Green Chemistry, 7, 9-14].

Аминокислоты глицин, аланин, валин, лейцин, изолейцин, тирозин, серин, аргинин и лизин были изучены с точки зрения ингибиторов гидратов метана и углекислого газа [Qasim, А., Khan, M.S., Lal, B., Shariff A.M. (2019). A perspective on dual purpose gas hydrate and corrosion inhibitors for flow assurance. Journal of Petroleum Science and Engineering, 183, 106418]. Однако они недостаточно эффективны и стабильны в растворах, а также способствуют росту микроорганизмов, поскольку являются для них питательным субстратом [Otake, T., Taniguchi, T., Furukawa, Y., Kawamura, F., Nakazawa, H., Kakegawa T. (2011). Stability of Amino Acids and Their Oligomerization Under High-Pressure Conditions: Implications for Prebiotic ChemistryAstrobiology, 11, 799-813; Parr, M.D., Bertch, K.E., Rapp, R.P. (1985). Amino acid stability and microbial growth in total parenteral nutrient solutions. American journal of hospital pharmacy, 42, 2688-2691].

Из биополимеров в качестве ингибиторов двойного назначения выявлен достаточно узкий ряд соединений, а именно хитозан, пектин, крахмал и полиаспарагиновая кислота (нативные биополимеры) [Qasim, А., Khan, M.S., Lal, B., Shariff A.M. (2019). A perspective on dual purpose gas hydrate and corrosion inhibitors for flow assurance. Journal of Petroleum Science and Engineering, 183, 106418].

В целом, нативные биополимеры обладают достаточно низкой способностью ингибировать образование газогидратов и коррозию, а также часто малорастворимы в воде. Заявителем выявлено, что включение сульфонатных групп в основную цепь хитозана улучшает его растворимость в воде [Rwei, S.-P., Lien, C.-C. (2014). Synthesis and viscoelastic characterization of sulfonated chitosan solutions. Colloid and Polymer Science, 292, 785-795]. Однако исследований по способности данного полимера ингибировать образование гидратов и коррозию заявителем из исследованного уровня техники не выявлены.

Из исследованного уровня техники выявлено использование различных полиуретанов в качестве ингибиторов гидратообразования [Farhadian, A., Varfolomeev, M., Kudbanov, A., Gallyamova S., (2019). A new class of promising biodegradable kinetic/anti-agglomerant methane hydrate inhibitors based on castor oil. Chemical Engineering Science, 206, 507-517; Farhadian, A., Kudbanov, A., Varfolomeev, M., Dalmazzone D., (2019). Waterborne Polyurethanes as a New and Promising Class of Kinetic Inhibitors for Methane Hydrate Formation. Scientific Reports, 9, 9797; US 2019/0375979 A1], однако наличие способности ингибировать коррозию для данного класса соединений в указанных работах не описано. В статье Фархадиана с соавт. [Farhadian, A., Varfolomeev, M.A., Kudbanov, A., Rezaeisadat, M., Nurgaliev, D.K., (2020) Waterborne polymers as kinetic/anti-agglomerant methane hydrate and corrosion inhibitors: A new and promising strategy for flow assurance. Journal of Natural Gas Science and Engineering, 77, 103235] описаны водорастворимые полиуретаны, способные эффективно ингибировать образование гидрата и коррозию, однако следует отметить, что в приведенной работе исследовалась способность полиуретанов ингибировать образование гидратов метана, а не метан-пропановой смеси, которая по своему составу более точно моделирует природный газ и обладает отличной от метана способностью образовывать газовые гидраты. Таким образом, по мнению заявителя, данные, полученные в экспериментах с метаном, неправомерно экстраполировать на эксперименты с метан-пропановой смесью [Semenov A.P., Medvedev V.I., Gushchin P.A., Vinokurov V.A. (2016) Kinetic Inhibition of Hydrate Formation by Polymeric Reagents: Effect of Pressure and Structure of Gas Hydrates. Chemistry and Technology of Fuels and Oils, 51, 6, 679-687].

Также похожие полиуретаны были описаны в работах [R.S. Pavelyev, Y.F. Zaripova, V.V. Yarkovoi, S.S. Vinogradova, S. Razhabov, K.R. Khayarov, S.A. Nazarychev, A.S. Stoporev, R.I. Mendgaziev, A.P. Semenov, L.R. Valiullin, M.A. Varfolomeev, M.A. Kelland (2020) Performance of Waterborne Polyurethanes in Inhibition of Gas Hydrate Formation and Corrosion: Influence of Hydrophobic Fragments. Molecules, 25, 5664; A. Farhadian, M.A. Varfolomeev, M. Rezaeisadat, A.P. Semenov, A.S. Stoporev (2020) Toward a bio-based hybrid inhibition of gas hydrate and corrosion for flow assurance. Energy, 210, 118549; A. Farhadian, M.A. Varfolomeev, A. Rahimi, R.I. Mendgaziev, A.P. Semenov, A.S. Stoporev, S.S. Vinogradova, R. Karwt, M.A. Kelland (2021) Gas Hydrate and Corrosion Inhibition Performance of the Newly Synthesized Polyurethanes: Potential Dual Function Inhibitors. Energy Fuels, 35, 6113-6124; A. Farhadian, W. Go, S. Yun, A. Rahimi, M.R. Nabid, D. Iravani, Y. Seo (2022) Efficient dual-function inhibitors for prevention of gas hydrate formation and CO2/H2S corrosion inside oil and gas pipelines. Chemical Engineering Journal, 431, 134098], однако они менее эффективно ингибируют образование газовых гидратов (а в ряде случаев и коррозию) в сравнении с соединением формулы I.

В целом, описанные выше соединения нельзя рассматривать в качестве аналога заявленного технического решения, по причине отсутствия сходства с заявленным техническим решением как по химической структуре, так и по составу и молекулярным массам.

Из описанного выше следует, что заявителем на дату подачи заявки не выявлены в мире высокоэффективные технические решения для предотвращения образования гидратов газовых смесей при добыче, транспортировке и переработке углеводородов. Все реагенты, имеющиеся в арсенале средств борьбы с гидратообразованием, на фоне полезных свойств обладают теми или иными описанными выше недостатками.

Таким образом, проведенный заявителем анализ российских и зарубежных патентных баз данных, научной литературы, Интернет-ресурсов дает основания сделать вывод о том, что из исследованного уровня техники не выявлены аналоги к заявленному техническому решению как по химической структуре, так и по составу.

Вместе с тем, заявителем выявлены соединения, которые являются аналогами заявленного технического решения по назначению, но которые, однако, обладают указанными выше недостатками, а именно - недостаточно высокой эффективностью, безопасностью или же высокой стоимостью производства при их использовании по назначению.

Техническим результатом заявленного технического решения является расширение арсенала нефтепромысловых реагентов указанного назначения путем создания ингибитора гидратообразования и коррозии на основе полиуретана с фрагментами дибутиламина, а также снижение экономических затрат.

Сущностью заявленного технического решения является ингибитор гидратообразования и коррозии на основе полиуретана формулы I, включая изомеры:

где сумма n, m, x и p представляет собой число, достаточное для получения средней молекулярной массы 4 кДа.

Заявленное техническое решение иллюстрируется Фиг. 1 и Фиг. 2.

На Фиг. 1 представлена Таблица 1, где приведена температура переохлаждения в присутствии заявленного ингибитора и без него.

На Фиг. 2 представлена Таблица 2, где приведена эффективность ингибирования коррозии заявленного ингибитора в 2 М HCl при (22±2)°С.

Далее заявителем приведено описание заявленного технического решения.

Заявленный технический результат достигается синтезом соединения формулы (I) (включая изомеры), обладающего способностью ингибировать образование газовых гидратов метан-пропановой смеси и ингибировать коррозию.

Соединение формулы (I), включая изомеры, получают согласно нижеприведенным схемам 1 и 2.

Схема 1 - синтез исходного мономера на основе дибутиламина и глицидола.

где сумма n, m, x и p представляет собой число, достаточное для получения средней молекулярной массы 4 кДа.

Схема 2 - синтез ингибитора общей формулы I, включая изомеры.

Характеристики соединений представлены в примерах конкретного выполнения заявленного технического решения.

Исходные компоненты для синтеза и характеризации заявленного технического решения - триэтиламин, изофорондиизоцианат, полиэтиленгликоль 400, дибутиламин, глицидол и дейтерированный хлороформ (99.8% d) были приобретены у Sigma-Ald.

2,2-Бис(гидроксиметил)пропионовая кислота, дихлорметан и тетрагидрофуран были получены от Merck Chemical Co.

Все реагенты использовали без дополнительной очистки.

Структура полученных соединений подтверждена методами ¹Н и ¹³С ЯМР-спектроскопии. Спектры ЯМР регистрировали на приборе Bruker AVANCE-400. Химический сдвиг определяли относительно сигналов остаточных протонов дейтерированного хлороформа (¹H и ¹³С). Для определения молекулярной массы полученного водорастворимого полиуретана был использован метод гельпроникающей хроматографии. Молекулярная масса полимера составляла около 4 кДа.

Далее заявителем приведены примеры осуществления заявленного технического решения.

Пример 1. Получение полиуретанов общей формулы (I) (включая изомеры).

Целевое соединение получают в две стадии.

На первой стадии проводят аммонолиз глицидола (Схема 1). 3.49 г (0.027 моль) дибутиламина и 2 г (0.027 моль) глицидола в 50 мл дихлорметана перемешивали в течение суток в круглодонной колбе при комнатной температуре. Далее растворитель удаляли на вакууме.

¹H NMR (CDCl3, 400 MHz) δ 0.66-0.75 (br m, 4H), 1-1.32 (br d, 5H), 1.5-1.76(br t, 8H), 2.26(br m, 3H), 3.28-3.58 (br t, 2H), 4.0-4.32 (br m, 1H); 13С NMR (CDCl3, 400 MHz) δ 13.74, 14.10, 19.71, 20.48, 20.58, 20.66, 20.82, 29.17, 31.94, 49.55, 54.19, 54.30,56.99, 57.74, 63.71, 65.52, 67.16, 67.23, 67.70, 67.90, 70.93, 71.01, 74.18, 74.29, 77.25, 77.57, 77.77, 77.89.

На второй стадии получали целевой полиуретан формулы I (Схема 2). Изофорондиизоцианат (0.0152 моль), ПЭГ 400 (0.00575 моль) и 2,2-бис(гидроксиметил)пропионовую кислоту (0.0058 моль) перемешивали в 30 мл ТГФ в трехгорлой колбе в течение 30 мин при 85°С до получения гомогенной смеси. Затем проводили полимеризацию при 85°С в течение 2 ч. Через 2 ч в систему добавляли 0.00361 моль производного дибутиламина и глицидола, полученного на первой стадии по схеме 1, и реакцию продолжали в течение 5 ч при 85°С. По окончании полимеризации температуру реакционной смеси снижали до 25°С, а затем добавляли триэтиламин (0.0069 моль) для нейтрализации раствора. Растворитель удаляли в вакууме.

¹H ЯМР (400 МГц, CDCl₃), δ 0.75-0.92 (br m, 49H), 0.94-1.06 (br m, 45H), 1.14-1.21 (br t, 20H), 1.54-1.90 (br d, 16H), 2.77-2.89 (br m, 10H), 2.91-3.0 (br q, 12H), 3.54-3.79 (br m, 103H), 4.05-4.28(br m, 22H); 13С NMR (CDCl3, 400 MHz) δ 8.8, 14.22, 14.38, 18.52, 20.47, 20.74, 23.53, 25.86, 27.88, 30.01, 30.99, 31.08, 32.03, 32.08, 35.32, 36.61, 44.87, 45.06, 46,51, 47.19, 47.43, 55.17, 61.88, 63.98, 64.19, 67.47, 68.21, 69.88, 70.53, 70.79, 72.85, 77.06, 77.38, 77.58, 77.70, 155,88, 157.11.

Средняя молярная масса продукта реакции была измерена с помощью гель-проникающей хроматографии (GPC, Agilent 1100 series, США) и составила около 4 кДа.

Пример 2. Исследование способности полиуретана общей формулы (I) (включая изомеры) ингибировать образование газовых гидратов.

Для изучения ингибирующих гидратообразование свойств были использованы сапфировые качающиеся ячейки RCS6 (PSL Systemtechnik GmbH, Германия). Шесть прозрачных ячеек (каждая объемом 22 мл) с предельным давлением 20 МПа оснащены датчиками температуры (Pt100, ошибка измерения ±0.1°С) и давления (0-25 МПа, точность 0.25% от полной шкалы). Движение шариков из нержавеющей стали внутри ячеек, в то время как ячейки качаются (±45° с частотой 10 мин^-1), обеспечивает перемешивание раствора и возмущение границы раздела раствор - гидратообразующий газ. Они обеспечивают тепло- и массообмен, а также хорошую воспроизводимость температуры начала гидратообразования. Раствор (10 мл) помещался в каждую ячейку, затем ячейки термостатировались в ванне, продувались три раза газом-гидратообразователем (10 бар) и заполнялись метан-пропановой газовой смесью (95.7 / 4,3 мол.%) до 6 МПа при 22°С. Насыщение системы газовой смесью осуществлялось путем качания ячеек в течение 1 часа при 18.5°С и 5.93 МПа (за пределами зоны устойчивости гидрата, вблизи линии трехфазного равновесия газ - вода - гидрат). Затем система охлаждалась до минус 0.5°С со скоростью 1°С/ч так же при качании ячеек. Появление эффекта «памяти» в последующем цикле охлаждения предотвращалось выдерживанием системы при 33°С в течение 3 часов. По меньшей мере шесть измерений проводилось для каждого образца для получения статистически значимого набора данных. Переохлаждение определяли на основании экспериментальных данных о равновесных условиях гидратообразования, которые согласуются с расчетными данными.

Как видно из Таблицы 1 на Фиг. 1, в присутствии соединения формулы I (включая изомеры) в концентрациях 0.25% и 0.5% температура переохлаждения (ΔТ) сравнима с таковой для известного коммерческого ингибитора LuviCap 55W (BASF, Ludwigshafen, Германия) и составляет от 11.6±0.6°C до 13.5±0.9°C для полиуретана против от 12.3±0.7°C до 13.6±1.1°C для LuviCap 55W, причем области погрешностей перекрываются, что говорит об их одинаковой эффективности в данных концентрациях. В отсутствии ингибиторов температура переохлаждения составляет 5.2±0.7°C.

Пример 3. Исследование способности полиуретана общей формулы (I) (включая изомеры) ингибировать коррозию.

Испытания антикоррозионных свойств соединений проводили на универсальном приборе - коррозиметр «Эксперт-004», который предназначен для контроля коррозии металлов, сплавов и защитных покрытий образцов. Принцип работы коррозиметра основан на методе поляризационного сопротивления - измерении электрического сопротивления образцов с известной геометрией, помещенных в агрессивную среду.

Испытания проводили в стеклянном стакане (0.25 л) без перемешивания растворов в условиях естественной аэрации при комнатной температуре (22±2)°С. Перед началом испытаний поверхность электродов коррозиметра (материал Сталь 3) обезжиривали содой, промывали дистиллированной водой, обезжиривали этаноловым спиртом и высушивали на открытом воздухе (естественная сушка). Помещали двухэлектродный датчик со стальными электродами в коррозионную среду на определенное время для получения стабильных показаний (время стабилизации показаний коррозиметра - 10 минут) и подключали его с помощью переходника к выходу прибора. На приборе выбирали режим работы прибора - измерение скорости общей коррозии (П, мм/год). Измерение проводили по три раза в каждом растворе. Рассчитывали среднее арифметическое значение скорости общей коррозии по формуле 1:

где n = 3 - число измерений показателя П.

Как видно из Таблицы 2 на Фиг. 2, в присутствии соединения формулы I (включая изомеры) значение скорости коррозии П сравнимо с коммерческим ингибитором Armohib CI-28 (AkzoNobel, Нидерланды) в концентрациях 0.01% и составляет около 0.006±0.002 мм/г и 0.003±0.002 мм/г соответственно. Значение скорости коррозии П без ингибитора составляло 0.248±0.008 мм/г.

Таким образом, из описанного выше можно сделать вывод, что заявителем достигнут заявленный технический результат, а именно - расширен арсенал нефтепромысловых реагентов указанного назначения путем создания ингибитора гидратообразования и коррозии на основе полиуретанов, а также снижение экономических затрат за счет использования одного комплексного ингибитора вместо двух (ингибитора гидратообразования и ингибитора коррозии).

Заявленное техническое решение соответствует условию патентоспособности «новизна», предъявляемому к изобретениям, так как из исследованного уровня техники не выявлены технические решения, обладающие заявленной совокупностью признаков, обеспечивающих достижение заявленных результатов.

Заявленное техническое решение соответствует условию патентоспособности «изобретательский уровень», предъявляемому к изобретениям, так как не является очевидным для специалиста в данной области науки и техники, так как заявленное техническое решение обеспечивает возможность одновременной реализации двух задач (ингибирование гидратообразования и решения вопросов ингибирование коррозии) с более высокими потребительскими свойствами, являющимися высокоэффективными при использовании по назначению.

Заявленное техническое решение соответствует условию патентоспособности «промышленная применимость», так как может быть реализовано на любом специализированном предприятии с использованием стандартного оборудования, известных отечественных материалов и технологий.

Ингибитор гидратообразования и коррозии на основе полиуретана, содержащего фрагменты дибутиламина формулы I, включая изомеры:

где сумма n, m, x и p представляет собой число, достаточное для получения средней молекулярной массы 4 кДа.

Изобретение относится к способу (100) получения сжиженного природного газа с использованием сырьевой смеси, которая содержит метан, один или более компонентов, кипящих при более низкой температуре, чем метан, и один или более углеводородов, кипящих при более высокой температуре, чем метан. Углеводороды, кипящие при более высокой температуре, чем метан, имеют температуру замерзания выше -50 °C.

Адсорбент и способ для отделения метанола и оксигенатов // 2748661

Изобретение относится к адсорбенту для способов отделения и очистки, предназначенному для удаления метанола и оксигенатов из газовых и жидкостных технологических потоков. Адсорбент представляет собой моно-, би- или трикатионные, содержащие щелочные или щелочноземельные металлы формы низкокремнезёмистого фожазита (LSX).

Способ кондиционирования газа и система для извлечения конденсирующегося пара из подаваемого газа // 2738376

Изобретение описывает способ для извлечения конденсирующегося пара из подаваемого газа, содержащий стадии, на которых: i)охлаждают подаваемый газ на первой поверхности (41) конденсации, причем указанную первую поверхность конденсации регулируют по температуре до первой температуры для конденсации части конденсирующегося пара в подаваемом газе, так что подаваемый газ разделяют на предварительную конденсированную фракцию и технологический газ, причем удаляют предварительную конденсированную фракцию на первой поверхности конденсации с помощью механического скребкового средства (56, 66); и ii) охлаждают технологический газ на второй поверхности (42) конденсации, причем вторую поверхность конденсации регулируют по температуре до второй температуры для конденсации дополнительной части остающегося конденсирующегося пара в технологическом газе, так что технологический газ разделяют на последующую конденсированную фракцию и получаемый газ, причем удаляют последующую конденсированную фракцию на поверхности конденсации с помощью механического скребкового средства (56, 66); причем предварительная сконденсированная фракция имеет более высокую температуру точки конденсации, чем последующая конденсированная фракция; и причем предварительная конденсированная фракция имеет более высокую вязкость, чем последующая конденсированная фракция при любой заданной температуре ниже второй температуры, причем способ дополнительно содержит стадии, на которых: а) собирают удаленную последующую конденсированную фракцию на первом местоположении (92с), причем первое местоположение регулируют по температуре до второй температуры; и b) собирают удаленную предварительную конденсированную фракцию на втором местоположении, причем второе местоположение регулируют по температуре до первой температуры.

Способ и система для извлечения труднодоступного газа из подводных сред, его преобразования в клатраты и безопасной транспортировки для потребления // 2733386

Изобретение относится к вариантам способа извлечения природного газа из коллекторов углеводородов для нефти и газа в подземной среде. Один из вариантов способа включает: (a) при необходимости, бурение скважины в дне океана для извлечения углеводородов в виде природного газа или смеси нефти и природного газа; (b) извлечение углеводородов в виде природного газа или смеси нефти и природного газа; (c) отделение нефти от природного газа в сепараторе; (d) при необходимости, транспортировку, прокачку или подачу по трубопроводу нефти к поверхности океана; (e) очистку природного газа от обломочного материала; (f) транспортировку, прокачку или подачу по трубопроводу природного газа в подводную установку для преобразования газа в клатратный гидрат; (g) преобразование природного газа с получением из него твердых гидратов; (h) сбор твердых гидратов в транспортный контейнер, подходящий для транспортировки твердых гидратов к поверхности океана.

Новые полиамины, способ их синтеза и их применение для селективного удаления h2s из газового потока, содержащего co2 // 2732132

Изобретение относится к новым азотсодержащим соединениям, относящимся к семейству полиаминов, к вариантам способа получения азотсодержащих соединений и их применению в способе селективного удаления H2S из газового потока. Азотсодержащее соединение имеет нижеуказанную формулу (I), в которой n означает целое число в интервале от 0 до 30, R1 отвечает формуле (g1)-(g4), R2 отвечает формуле (g5) в которой R6 означает атом водорода, алкильный или гидроксиалкильный радикал, содержащий от 1 до 6 атомов углерода, R7 означает алкильный или гидроксиалкильный радикал, содержащий от 1 до 6 атомов углерода, радикалы R6 и R7 могут быть соединены между собой ковалентной связью или гетероатомом, образуя гетероцикл с 5, 6, 7 и 8 атомами, при этом R6 не является атомом водорода.

Способ подачи в двс с искровым зажиганием водоводородного топлива, водоводородное топливо, и устройство для его получения // 2725648

Изобретение раскрывает способ подачи водоводородного топлива в ДВС с искровым зажиганием, характеризующийся тем, что в камеру сгорания цилиндров ДВС с искровым зажиганием подают подготовленную топливную смесь через впускной воздушный коллектор и далее в камеру сгорания цилиндров ДВС соответственно на такте всасывания, а на такте сжатия обеспечивают воспламенение топливной смеси при срабатывании штатной системы зажигания за счет искрообразования при достижении заданного давления и температуры, при этом в камеру сгорания цилиндров ДВС подают по потоку топливную смесь в виде водоводородного топлива из устройства для выработки водоводородного топлива за счет разряжения, создаваемого в цилиндре ДВС на такте всасывания, при этом, в начале работы ДВС первоначально подают в камеру сгорания цилиндров ДВС водород непосредственно из резервной емкости для водорода, затем запускают электрогенератор, питающий устройство для выработки водоводородного топлива, в котором располагают озонатор, ультразвуковой парогенератор и электролизный генератор водорода, при этом в озонаторе вырабатывают озонированный воздух после всасывании атмосферного воздуха через воздушный фильтр и подают его в ультразвуковой парогенератор, в ультразвуковом парогенераторе вырабатывают ультразвуковой водяной пар в виде «холодного» тумана с размером капель воды не более 1 мкм и с температурой от + 1°С до + 80°С, смешивают его с озонированным атмосферным воздухом.

Способ удаления кислых газов из газообразных смесей с использованием водного раствора 2-диметиламино-2-гидроксиметил-1,3-пропандиола // 2702576

Изобретение относится к водному раствору алканоламина, подходящему для удаления кислых газов из газообразных смесей. Способ удаления кислых газов из газообразной смечи включает стадию приведения указанной газообразной смеси в контакт с водным раствором алканоламина.

Теплогазогенераторная установка получения и использования водородсодержащего газообразного топлива // 2701821

Изобретение относится к теплоэнергетической промышленности, частично использующей альтернативные источники топлива. Теплогазогенераторная установка выполнена в виде единого устройства, имеющего многоступенчатый корпус, выполненный в виде двух вложенных друг в друга труб с зазором, образующим технологический корпус, разделенный на изолированные ступени технологического цилиндра по числу стадий процесса приготовления топливной смеси, и огневую камеру образованную емкостью внутренней трубы.

Способ обновляемого влажного обессеривания с применением суспензионного слоя // 2696467

Изобретение может быть использовано при глубокой переработке угля, при разработке месторождений нефти и газа, в нефтепереработке и в нефтехимическом производстве. При проведении процесса обессеривания с применением суспензионного слоя десульфуратор равномерно смешивают с водой для приготовления десульфирующей суспензии.

Новое технологическое оборудование и способ получения природного газа и водорода // 2696154

Изобретение относится к газоперерабатывающей промышленности. Технологическое оборудование для получения в качестве продуктов газообразного водорода и природного газа с использованием природного газа в качестве сырья включает линию получения в качестве продукта газообразного водорода и линию получения в качестве продукта природного газа.

Блочный композитный материал для аккумулирования газов и способ его получения // 2782932

Изобретение относится к способу получения блочного композитного материала для аккумулирования газов. Способ включает смешение компонентов со связующим, формование получаемой смеси в блоки и их последующую сушку.