Способ ингибирования гидратообразования

Изобретение относится к способам ингибирования образования газовых гидратов в различных углеводородсодержащих жидкостях и газах, содержащих воду и гидратообразующие агенты, и может быть использовано в процессах добычи, переработки и транспортировки углеводородного сырья для предотвращения образования газовых гидратов. Технический результат - повышение ингибирующей способности способа, обеспечение предотвращения образования гидратов как по кинетическому, так и одновременно по кинетическому и термодинамическому механизмам, расширение температурного диапазона его применимости, возможность предотвращения образования льда в ингибируемой среде в низкотемпературных условиях, упрощение процессов перекачки и дозирования композиции, используемой при проведении данного способа. Способ ингибирования гидратообразования путем ввода в ингибируемую среду композиции, содержащей водорастворимый полимер, поверхностно-активное вещество - ПАВ, пеногаситель, воду и растворитель: метанол, этанол, моно- и олигомерные этиленгликоли, моно- и олигомерные пропиленгликоли, глицерин, моноалкиловые эфиры С14 моно- и олигомерных этиленгликолей, моноалкиловые эфиры С14 моно- и олигомерных пропиленгликолей, этаноламины или их смесь, отходы химических производств, представляющие собой побочные продукты гидратации этиленоксида и пропиленоксида, кубовые остатки производств алкиловых эфиров моноэтиленгликоля, где в качестве ПАВ использовано соединение, выбранное из группы соединений, имеющих указанные формулы, при следующем соотношении компонентов, % мас.: водорастворимый полимер 1,0-25,0, ПАВ 2,0-20,0, пеногаситель 0-10,0, вода 0-15,0, растворитель остальное. 1 табл., 6 пр.

 

Изобретение относится к способам ингибирования образования газовых гидратов в различных углеводородсодержащих жидкостях и газах, содержащих, содержащих воду и гидратообразующие агенты и может быть использовано в процессах добычи, переработки и транспортировки углеводородного сырья для предотвращения образования газовых гидратов.

Газовые гидраты являются частным случаем соединений включения, которые образуются при внедрении низкомолекулярных веществ в полости кристаллической решетки, формируемой водородно-связанными молекулами воды. Образование гидратов происходит при наличии свободной воды и подходящего гидратообразователя (СН4, C2H6, С3Н8, i-С4Н10, n-С4Н10, СО2, H2S, N2 и т.п.) при определенных термобарических условиях, зависящих от состава системы. При добыче и транспортировке углеводородного сырья часто возникают осложнения, связанные с образованием газовых гидратов в стволе скважин, трубопроводах и оборудовании. За счет действия капиллярных сил кристаллы гидратов подвержены агломерации, приводящей к формированию гидратных пробок, которые могут полностью блокировать прохождение потока флюидов в стволе скважины, участке трубопровода или в технологическом оборудовании. Образование гидратов является нежелательным явлением, так как приводит к остановке технологических процессов добычи, транспортировки, переработки углеводородного сырья. В связи с этим актуальной научно-техническое задачей является разработка новых более эффективных способов для ингибирования газовых гидратов.

Известен способ ингибирования образования гидратов, включающий использование индивидуальных термодинамических ингибиторов гидратообразования (ТИГ), в частности, низкомолекулярных спиртов (метанол и олигомерные гликоли) (RU 2049957, 1998). Высокие рабочие концентрации ТИГ в водной фазе (до 70% мас.) уменьшают активность воды в растворе, что приводит к понижению равновесной температуры гидратообразования и кристаллизации льда в таких системах. Достоинством способа является возможность его применения в низкотемпературных условиях ниже 0°С, когда требуется одновременное предотвращение формирования льда и гидратов. Недостатками способа являются повышенный расход ингибиторов из-за их высоких рабочих концентраций в водной фазе (до 70% мас.), высокая токсичность и пожароопасность низших спиртов, высокая растворимость метанола в сжатом газе и, как следствие повышенный удельный расход за счет уноса с потоком газа.

Известны способы предотвращения агломерации газовых гидратов и образования гидратных пробок, основанные на использовании антиагломерантов (US 6444852, 2002; US 7958939, 2001; СА 2983402, 2016). Данные реагенты относятся к так называемым малодозовым гидратным ингибиторам (рабочие концентрации в водной фазе 0,1-2% мас.) и по своей природе являются поверхностно-активными веществами, которые не влияют на термодинамические условия гидратообразования, не замедляют нуклеацию гидратов, но, при этом, способствуют образованию текучей гидратной суспензии, которая может свободно транспортироваться в режиме многофазного потока без образования гидратных пробок. Таким образом, по своей сути антиагломеранты представляют собой ингибиторы отложений газовых гидратов. Недостатки способа заключаются в том, что из-за низких концентраций в водной фазе антиагломеранты не понижают точку замерзания воды и, поэтому, не могут применяться в низкотемпературных условиях, когда требуется одновременное предотвращение образования льда и газовых гидратов. Кроме того, для эффективной работы антиагломерантов обязательно требуется наличие жидкой углеводородной фазы (нефть, конденсат) для образования и стабилизация эмульсии обратного типа «вода-в масле». Необходимость разрушения эмульсии при использовании антиагломерантов значительно усложняет технологический процесс.

Известны способы для предотвращения гидратообразования с помощью малодозовых агентов другого типа - кинетических ингибиторов гидратообразования (КИГ) (RU 2137740, 1999; RU 2436806, 2011; RU 2504642, 2013). Свойствами кинетических ингибиторов обладают амфифильные водорастворимые полимеры и олигомеры определенной структуры, способные за счет специфических взаимодействий в водном растворе замедлять процессы нуклеации гидратов и роста гидратных кристаллов. Уменьшение скорости нуклеации гидратов приводит к тому, что система, содержащая гидратообразующие компоненты и воду, может значительное время оставаться метастабильной по отношению к гидратной фазе, т.е. в системе наблюдается индукционный период (задержка) образования гидратной фазы. Недостаток способа заключается в низкой концентрации КИГ в водной фазе (до 2% мас.), что не позволяет понизить равновесную температуру кристаллизации льда и разложения газовых гидратов, т.е. влияние на термодинамику процесса отсутствует. Этот факт накладывает ограничение на использование КИГ в технологических процессах при низких температурах, когда требуется одновременное предотвращение образования льда и газовых гидратов. При этом индукционный период образования гидрата значительно зависит от движущей силы процесса (степень переохлаждения или разность между равновесной и фактической температурой гидратообразования). КИГ становятся неэффективными (индукционный период приближается к нулевому) при высоких значениях степени переохлаждения (выше 12°С). Кроме того, КИГ значительно хуже ингибируют образование гидратов кубической структуры I (метан, углекислый газ, сероводород) по сравнению с гидратами кубической структуры II (углеводородные газовые смеси).

Также известен способ ингибирования гидратообразования, включающий использование кинетического ингибитора гидратообразования Luvicap EG, выпускаемого 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. - T. 27. - №. 5. - C. 2548-2554). Данный ингибитор представляет собой 40% раствор поли(N-винилкапролактама) в моноэтиленгликоле.

Недостатками указанного способа являются невозможность его использования при температуре ниже минус 12,9°С (температура застывания используемого в способе ингибитора), технологические проблемы, связанные со сложностью перекачки и дозирования используемого ингибитора вследствие его высокой динамической вязкости (16700 мПа⋅с при 20°С). Кроме того, данный способ не обеспечивает существенного индукционного периода образования гидратной фазы при высоких значениях степени переохлаждения.

Более близким к изобретению является способ ингибирования гидратообразования с помощью состава для предотвращения гидратных, солевых отложений и коррозии (RU 2504571, 2014), включающий поверхностно-активное вещество, полимер: сополимер пирролидона или капролактама, терполимер на основе N-винил-2 пиролидона, полиакриламид, гипан, полипропиленгликоль, полиоксипропиленполиол, диметиламиноэтилметакрилат, простой эфир марки Лапрол, гидроксиэтилцеллюлозу; ингибитор солеотложений: замещенную аминополикарбоновую или фосфоновую кислоту, двунатриевую соль этилендиаминтетрауксусной кислоты и натриевую соль аминометиленфосфоновой кислоты, гексаметафосфат или триполифосфат натрия, хлорид или нитрат аммония; спирт в виде смеси формалина, или уротропина, или карбамидоформальдегидного концентрата-КФК: одноатомный спирт С14, кубовые остатки производства бутиловых спиртов методом оксосинтеза, эфироальдегидную фракцию - побочный продукт при ректификации этилового спирта; двухатомный спирт С13, низкомолекулярный полиэтиленгликоль и полигликоль марки Гликойл-1; многоатомный спирт: глицерин или продукт его содержащий - полиглицерин в объемном соотношении от 1:4-1 и минерализованную воду при следующем соотношении компонентов, % мас.:

ПАВ или смесь ПАВ 0,1-3,0
Указанный полимер 0,02-3,0
Указанный ингибитор солеотложений 0,1-3,0
Указанная смесь 5,0-30,0
Минерализованная вода остальное

Недостатки указанного способа заключаются в следующем.

Исходя из качественного и количественного (компонентного) состава используемого в известном способе ингибитора гидратообразования, данному способу свойственна низкая ингибирующая способность как из-за использования полимеров, у которых свойства кинетических ингибиторов гидратообразования выражены в незначительной степени (полиакриламид, гипан, полипропиленгликоль, полиоксипропиленполиол, простой эфир марки Лапрол, гидроксиэтилцеллюлоза), так и вследствие низкого содержания полимера и ПАВ в составе ингибитора, что приводит к недостаточно низкой температуре начала гидратообразования (кинетический ингибирующий эффект). Низкое содержание компонентов с антифризными свойствами (соли и спирты) в составе ингибитора обуславливает невозможность использования известного способа при температуре ниже примерно минус 30°С вследствие возможной кристаллизации воды. При этом, наличие в используемом составе компонентов, имеющих функцию, отличную от функции ингибирования гидратообразования (ингибитор солеотложений), приводит к дополнительному снижению ингибирующей способности способа. К снижению ингибирующей способности способа приводит также ограниченная смешиваемость используемых в составе одноатомных спиртов С14 с пластовой водой высокой минерализации (более 100 г/л), используемой в больших количествах (61-94,78%).

Кроме того, известный способ является экологически небезопасным из-за наличия в используемом составе ядовитого и канцерогенного формальдегида и уротропина, который легко гидролизуется с образованием формальдегида. Дополнительным недостатком используемого в известном способе состава является его потенциальная пожаро- и взрывоопасность при использовании вместо пластовой воды концентрированных водных растворов нитрата аммония и щелочных металлов, способных играть роль окислителя, в сочетании со спиртами, органическими ПАВ и полимерами, которые могут выступать в качестве топлива.

Таким образом, указанный способ характеризуется низкой эффективностью.

Техническая проблема изобретения заключается в повышении эффективности способа ингибирования гидратообразования - повышении его ингибирующей способности, расширении температурного диапазона его применимости в низкотемпературных условиях.

Указанная техническая проблема решается описываемым способом ингибирования гидратообразования путем ввода в ингибируемую среду композиции, содержащей водорастворимый полимер, поверхностно-активное вещество, пеногаситель, воду и растворитель: метанол, этанол, моно- и олигомерные этиленгликоли, моно- и олигомерные пропиленгликоли, глицерин, моноалкиловые эфиры С14 моно- и олигомерных этиленгликолей, моноалкиловые эфиры С14 моно- и олигомерных пропиленгликолей, этаноламины или их смесь, отходы химических производств, представляющие собой побочные продукты гидратации этиленоксида и пропиленоксида, кубовые остатки производств алкиловых эфиров моноэтиленгликоля при следующем соотношении компонентов, % мас.:

водорастворимый полимер 1,0-25,0
поверхностно-активное вещество 2,0-20,0
пеногаситель 0-10,0
вода 0-15,0
растворитель остальное до 100,

причем в качестве поверхностно-активного вещества используют соединения общей формулы, выбранной из группы, включающей общие формулы 1-6:

где R - углеводородный радикал С617,

R1, R2 - углеводородные радикалы C14,

х равен от 1 до 5; у равен от 1 до 5;

где R1, R2 - углеводородные радикалы C14,

х равен от 1 до 15, у равен от 1 до 5;

где R1, R2 - углеводородные радикалы C14,

х равен от 1 до 15, у равен от 1 до 5;

где R1, R2 - углеводородные радикалы C14,

х равен от 1 до 15;

где R1, R2, R3, R4 - углеводородные радикалы C14,

х равен от 1 до 15, у равен от 1 до 5;

где R1, R2, R3, R4 - углеводородные радикалы C14,

х равен от 1 до 15.

Достигаемый технический результат заключается в снижении температуры начала гидратообразования используемого в способе ингибитора гидратообразования (композиции), в понижении его температуры застывания и, как следствие, в депрессии температуры образования льда в ингибируемой среде при одновременном обеспечении предотвращения образования гидратов как по кинетическому, так и по кинетическому и термодинамическому механизмам.

Сущность описываемого способа ингибирования гидратообразования заключается в следующем.

Описываемый способ может быть использован для ингибирования образования газовых гидратов в широком диапазоне температур окружающей среды, в том числе и в низкотемпературных условиях (менее 0°С), при высоких значениях степени переохлаждения. Способ может применяться для ингибировании газовых гидратов кубической структуры I (метан, углекислый газ, сероводород), кубической структуры II (углеводородные газовые смеси, смеси углеводородов с неуглеводородными компонентами). Способ может использоваться как в двухфазных системах газ - вода (в том числе, минерализованная), так и в многофазных системах с жидкими углеводородами (нефть, газовый конденсат). В зависимости от концентрации растворителя используемая в способе композиция имеет свойства кинетического ингибитора (при низком содержании растворителя - менее 50-60% мас.), либо проявляет дуальные ингибирующие свойства (кинетический и термодинамический эффект) при содержании растворителя более 50-60% мас. Изменение типа и концентрации растворителя в составе ингибитора, используемого в заявленном способе, приводит к обеспечению необходимых значений вязкости данного ингибитора, температуры застывания и кристаллизации ингибитора, а также, температуры кристаллизации льда в ингибируемой среде, содержащей воду.

Используемые в составе композиции (ингибитора гидратообразования) описываемого способа компоненты значительно замедляют образование зародышей гидратной фазы (нуклеацию), ингибируют рост кристаллов газовых гидратов и предотвращают агломерацию кристаллов гидратов меньшего размера в более крупные.

Описываемый способ может использоваться для ингибирования гидратов в таком углеводородсодержащем сырье как, например, нефтяные водосодержащие эмульсии, указанные эмульсии, содержащие углеводородный газ, газовый конденсат, сырье, содержащее гидратообразующий газ, воду, а также другое углеводородсодержащее сырье, содержащее воду и гидратообразующие компоненты, характерное, в частности, для процессов добычи, переработки и транспортировки углеводородного сырья.

В зависимости от заданного типа ингибитора, определяемого соотношением растворителя и оставшихся компонентов, используемую композицию вводят в исходное сырье в количестве 0,2-70,0% от массы воды, содержащейся в указанном сырье. В каждом конкретном случае оптимальное значение дозировки может определяться по результатам лабораторных исследований в зависимости от состава композиции (ингибитора), состава флюидов конкретного объекта (газ, пластовая вода, нефть, газовый конденсат), температуры, давления.

В ингибиторе, применяемом в описываемом способе, в качестве водорастворимого полимера используют поли(N-виниллактамы), в частности, поли(N-винилпирролидон), поли(N-винилпиперидон), поли(N-винилкапролактам), поли(N-винилэнантолактам), полиакриламид и его производные, в частности, поли(N-изопропилакриламид), поли(N-акрилоилпирролидин), поли(N-глиоксилоилпирролидин), поли(N-этилметакриламид), поли(N-изопропилметакриламид), поливиниламид и его производные, полиаллиламид и его производные, сверхразветвленные полиэфирамиды, поливиниловый спирт и его производные, олигопептиды и антифризные белки, сополимеры, содержащие звенья указанных полимеров и другие высокомолекулярные соединения, способные замедлять процессы нуклеации и роста кристаллов газовых гидратов. Предпочтительно в качестве водорастворимого полимера используют поли(N-винилпирролидон), поли(N-винилпиперидон), поли(N-винилкапролактам), поли(N-изопропилакриламид), полиакрилоилпирролидин, поли(N-глиоксилоилпирролидин), поли(N-этилметакриламид), поли(N-изопропилметакриламид), поли(N-этилглицин), поли(N-изопропилглицин), поли(N-пропилглицин) и их сополимеры со звеньями N-винилпирролидона, N-винилпиперидона, N-винилкапролактама, винилацетата, винилового спирта, этиленоксида, пропиленоксида.

В ингибиторе, применяемом в описываемом способе, в качестве поверхностно-активного вещества используют соединения с приведенными выше общими формулами 1-6. Предпочтительно в качестве поверхностно-активного вещества используют соединения общей формулы 1, где R - углеводородный радикал C8-C15, R1, R2 - углеводородные радикалы C14, х равен от 2 до 4, у равен от 1 до 3, соединения общей формулы 2, где R1, R2, - углеводородные радикалы С14, х равен от 2 до 14, у равен от 1 до 3, соединения общей формулы 3, где R1, R2 - углеводородные радикалы C14, х равен от 2 до 13, у равен от 1 до 3, соединения общей формулы 4, где R1, R2 - углеводородные радикалы C14, х равен от 2 до 13, соединения общей формулы 5, где R1, R2, R3, R4 - углеводородные радикалы C14, х равен от 2 до 13, у равен от 1 до 3; соединения общей формулы 6, где R1, R2, R3, R4 - углеводородные радикалы С14, х равен от 2 до 13.

В качестве пеногасителя ингибитора гидратообразования описываемого способа используют жирные алифатические спирты, неионогенные поверхностно-активные вещества на основе жирных алифатических спиртов, полидиметилсилоксаны, сополимеры этиленоксида и пропиленоксида.

В ингибиторе, применяемом в описываемом способе, в качестве растворителя используют такие вещества, в частности, как метанол, этанол, моно- и олигомерные этиленгликоли (в частности, диэтиленгликоль, триэтиленгликоль, тетраэтиленгликоль, пентаэтиленгликоль), моно- и олигомерные пропиленгликоли (в частности, 1,2-пропиленгликоль, 1,3-пропиленгликоль, дипропиленгликоль, трипропиленгликоль, тетрапропиленгликоль, пентапропиленгликоль), глицерин, моноалкиловые эфиры (C1-C4) указанных соединений, этаноламины (в частности, моноэтаноламин, диэтаноламин, триэтаноламин) или их смесь. Предпочтительно в качестве растворителя используют метанол, этанол, моноэтиленгликоль, алкиловые эфиры моноэтиленгликоля. Наиболее предпочтительно в качестве растворителя используют метанол, моноэтиленгликоль, бутиловый эфир моноэтиленгликоля. Также допускается в качестве растворителя использовать отходы химических производств, представляющих собой побочные продукты гидратации этиленоксида и пропиленоксида (олигомерные полиэтиленгликоли и полипропиленгликоли), кубовые остатки производств алкиловых эфиров моноэтиленгликоля.

Наличие в ингибиторе поверхностно-активного вещества (ПАВ) общих формул 1-6 позволяет значительно снизить содержание водорастворимого полимера при одновременном повышении ингибирующей способности за счет проявления синергетического эффекта, связанного с совместным действием компонентов в растворе, что является неожиданным результатом. Более высокая ингибирующая способность позволяет уменьшить дозировку реагента при аналогичной эффективности процесса ингибирования газовых гидратов или повысить эффективность процесса ингибирования при одной и той же дозировке. Ингибитор, используемый в предложенном способе, характеризуется значительно меньшей вязкостью по сравнению с известными из уровня техники высоковязкими ингибиторами, например, Luvicap EG. Использование растворителя в составе композиции (ингибитора) позволяет придать последней необходимые низкотемпературные свойства, что позволяет применять описываемый способ при отрицательных температурах ингибируемой среды. Введение в композицию воды необходимо для обеспечения более низкой температуры застывания ингибитора в случае использования в качестве растворителя гликолей и этаноламинов. Наличие в смеси поверхностно-активных веществ в сочетании с полимерным компонентом придает композиции способность не только предотвращать образование газовых гидратов по кинетическому механизму, но и позволяет предотвращать агломерацию образующихся гидратных кристаллов. Кроме того, при содержании растворителя выше 50 - 60% мас. композиция может использоваться как комбинированный реагент, способный ингибировать образование гидратов одновременно по кинетическому и термодинамическому механизму, а также предотвращать образование льда в ингибируемой среде в низкотемпературных условиях. Наличие в составе композиции водорастворимого полимера, поверхностно-активных веществ и растворителя в таком случае позволяет значительно повысить эффективность процесса ингибирования гидратообразования и снизить расход термодинамического ингибитора.

Композицию (ингибитор гидратообразования), используемую в описываемом способе, готовят путем компаундирования компонентов. В реактор, снабженный перемешивающим устройством, дозируют растворитель и воду. Перемешивают до образования гомогенного раствора. После этого в полученную массу добавляют водорастворимый полимер и пеногаситель. Повторно перемешивают до однородного состояния. На конечной стадии в полученный раствор добавляют поверхностно-активное вещество и гомогенизирируют полученную смесь путем перемешивания. Полученную композицию (ингибитор) вводят в ингибируемую среду (поток флюидов) различным образом, в частности, непосредственно в сырье, закачивают в прискважинную зону или в участок трубопровода. Ввод ингибитора в ингибируемую среду, содержащей воду и гидратообразующие компоненты, может осуществляться с помощью форсуночных устройств, как в направлении потока флюидов, так и против него. Ввод в противотоке обеспечивает более быстрое и равномерное распределение ингибитора в ингибируемой среде. Описываемый способ желательно проводить при значении температуры равной или более высокой, чем равновесная температура гидратообразования среды.

Изобретение иллюстрируется примерами, не ограничивающими его использование.

Пример 1.

По вышеописанной технологии готовят ингибитор гидратообразования следующего состава, % масс.:

- водорастворимый полимер - сополимер N-винилкапролактама и
N-винилпирролидона 25,0
- ПАВ общей формулы 2, где
R1 - радикал СН3,
R2 - радикал СН3,
х равен 12, у равен 1 20,0
- пеногаситель - изоамиловый спирт 10,0
- растворитель - метанол 45,0

Пример 2.

По вышеописанной технологии готовят ингибитор гидратообразования следующего состава, % масс.:

- водорастворимый полимер - поли-N-винилкапролактам 14,0
- ПАВ общей формулы 1, где
R - радикал С11,
R1 - радикал СН3,
R2 - радикал C2H5,
х равен 3, у равен 1 12,0
- пеногаситель – оксиэтилированный
2,4,7,9-тетраметил-5-децин-4,7-диол 5,0
- вода 10,0
растворитель - моноэтиленгликоль 59,0

Пример 3.

По вышеописанной технологии готовят ингибитор гидратообразования следующего состава, % масс.:

- водорастворимый полимер – сополимер
N-акрилоилпирролидина и N-винилпирролидона 1,0
- ПАВ общей формулы 3, где
R1 - радикал н-С4Н9,
R2 - радикал н-C3H7,
х равен 7, у равен 3 2,0
- вода 15,0
- растворитель - моноэтиленгликоль 82,0

Пример 4.

По вышеописанной технологии готовят ингибитор гидратообразования следующего состава, % масс.:

- водорастворимый полимер – сополимер
N-винилкапролактама и винилового спирта 25,0
- ПАВ общей формулы 4, где
R1 - радикал н-С4Н9,
R2 - радикал н-C4H9,
х равен 7 15,0
- пеногаситель - сополимер этиленоксида и пропиленоксида 10,0
- растворитель - метиловый эфир моноэтиленгликоля 50,0

Пример 5.

По вышеописанной технологии готовят ингибитор гидратообразования следующего состава, % масс.:

- водорастворимый полимер - поли-N-изопропилакриламид 20,0
- ПАВ общей формулы 5, где
R1 - радикал СН3,
R2 - радикал н-С3Н7,
R3 - радикал н-С4Н9,
R4 - радикал н-С3Н7,
х равен 8, у равен 2 10,0
- пеногаситель – оксиэтилированный
3,5,8,10-тетраметилдодекан-5,8-диол 5,0
- растворитель - бутиловый эфир моноэтиленгликоля 65,0

Пример 6.

По вышеописанной технологии готовят ингибитор гидратообразования следующего состава, % масс.:

- водорастворимый полимер - сополимер N-винилкапролактама и
N-винилпирролидона 2,0
- ПАВ общей формулы 6, где
R1 - радикал н-С4Н9,
R2 - радикал н-С4Н9,
R3 - радикал н-С4Н9,
R4 - радикал н-С4Н9,
х равен 6 2,0
- пеногаситель – оксиэтилированный
2,4,7,9-тетраметил-5-децин-4,7-диол 1,0
- растворитель - этанол 95,0

Заявленный способ иллюстрируют на примере использования в качестве исходного углеводородсодержащего сырья модельной системы, состоящей из газовой смеси 95,66% СН4+4,34% С3Н8 (% мол.) и воды.

Образцы ингибиторов гидратообразования характеризуют путем измерений:

- динамической вязкости состава η при температуре 20,0°С, которое проводят с использованием ротационного вискозиметра Rheotest RV2.1 при скорости сдвига 24,3 с-1;

- температуры застывания состава Тр по ГОСТ 20287-91 (при отсутствии воды в композиции) или температуры замерзания по ASTM D 1177 (при наличии воды в композиции);

- температуры начала гидратообразования T1 и степени переохлаждения начала гидратообразования ΔТ1 характеризующих кинетический ингибирующий эффект образца.

Температуру и степень переохлаждения начала гидратообразования измеряют по следующей методике.

Исследование проводят на лабораторной установке Sapphire Rocking Cell RCS6. С помощью лабораторных весов Ohaus Pioneer РА413С готовят водный раствор исследуемых образцов. В каждую сапфировую ячейку установки RCS6 помещают шар из нержавеющей стали диаметром 10 мм (элемент для перемешивания) и с помощью пипет-дозатора заливают по 10 мл раствора ингибитора концентрацией 1% мас. Отношение свободного объема к объему жидкости в каждой ячейке составляет 1:1. Ячейки устанавливают в термостатируемой ванне установки и герметично закрывают. Объем ванны заполняют теплоносителем. Свободный объем ячеек продувают гидратообразующим газом с целью удаления воздуха. После продувки ячейки наполняют гидратообразующим газом до начального давления 60 бар при комнатной температуре 21°С. Включают перемешивание содержимого ячеек путем их отклонения относительно горизонтального положения на угол ±45° с частотой 10 мин-1. Перемешивание остается включенным далее на протяжении всего эксперимента. Периодическое отклонение ячеек приводит к перемещению шарика от одного края ячейки к другому. При перемещении каждый раз шарик пересекает границу раздела газ-жидкость, что приводит к возникновению сдвигающих сил и способствует протеканию процесса нуклеации газовых гидратов на границе раздела газ-жидкость-металл. После этого температуру в ванне устанавливают на 1 час на таком уровне, чтобы Р,T-условия в ячейках соответствовали двухфазной области V-Lw (газ-водный раствор) на фазовой диаграмме вблизи линии трехфазного равновесия V-Lw-H (газ-водный раствор-газовый гидрат). После взаимного насыщения газовой и жидкой фаз температуру в ванне понижают со скоростью 1°С/ч, фиксируя при этом визуально содержимое сапфировых ячеек и контролируя измерение температуры и давления во всех ячейках. Давление во всех ячейках падает линейно при охлаждении со скоростью 1°С до тех пор, пока не начинается процесс гидратообразования. Из-за поглощения гидратообразующего газа зависимости давления от времени отклоняются от прямой. Фиксируют температуру T1 и давление P1 в каждой ячейке, при которых начинается отклонение указанных зависимостей от прямых. На основании полученных ранее экспериментальных данных по условиям фазового равновесия гидратов модельной метан-пропановой газовой смеси рассчитывают степень переохлаждения ΔТ1 при которой начинается процесс гидратообразования. ΔT равна разности между Teq и Т1 где Teq - равновесная температура при давлении P1 для модельной газовой смеси 4,34% С3Н8+95,66% СН4. Teq рассчитывают путем полиномиального уравнения регрессии, полученного при обработке экспериментальных результатов по условиям трехфазного равновесия Lw-V-H для модельной газовой смеси 4,34% С3Н8+95,66% CH4. Для каждого из образцов проводят не менее 12 экспериментов, по результатам которых производят усреднение температуры, давления, степени переохлаждения начала гидратообразования и рассчитывают стандартное отклонение данных величин для каждого из образцов. Величина ΔТ1 свидетельствует об эффективности образцов ингибиторов на стадии нуклеации газовых гидратов (кинетический ингибирующий эффект).

Результаты испытаний полученных образцов приведены в таблице 1.

Из полученных результатов следует, что описываемый способ обладает более высокой ингибирующей способностью (температура начала гидратообразования для состава ингибитора, используемого в заявленном способе ниже на 7,9-10,8°С, чем для состава, используемого в известном способе), а также может эффективно проводиться при более низких температурах ингибируемой и окружающей среды, чем известный способ (ниже минус 30°С), позволяя более эффективно предотвращать образование льда в ингибируемой среде в широком диапазоне низкотемпературных условий.

Проведение описываемого способа с использованием иной ингибируемой среды, композиции, содержащей иные вышеперечисленные вещества, в иных концентрациях, входящих в указанный выше интервал, приводит к аналогичным результатам. Использование в способе

содержащей компоненты в количествах, выходящих за данный интервал, не приводит к желаемым результатам.

Таким образом, заявленный способ характеризуется высокой ингибирующей способностью, расширенным температурным диапазоном применимости, эффективным предотвращением образования льда в ингибируемой среде в широком температурном интервале, включающем низкие температуры. Кроме того, заявленный способ является более экологически безопасным из-за отсутствия в используемом составе ингибитора канцерогенного формальдегида и пожаробезопасным (отсутствие в используемом составе ингибитора кислородсодержащих солей-окислителей).

Способ ингибирования гидратообразования путем ввода в ингибируемую среду композиции, содержащей водорастворимый полимер, поверхностно-активное вещество, пеногаситель, воду и растворитель: метанол, этанол, моно- и олигомерные этиленгликоли, моно- и олигомерные пропиленгликоли, глицерин, моноалкиловые эфиры С14 моно- и олигомерных этиленгликолей, моноалкиловые эфиры С14 моно- и олигомерных пропиленгликолей, этаноламины или их смесь, отходы химических производств, представляющие собой побочные продукты гидратации этиленоксида и пропиленоксида, кубовые остатки производств алкиловых эфиров моноэтиленгликоля при следующем соотношении компонентов, % мас.:

водорастворимый полимер 1,0-25,0
поверхностно-активное вещество 2,0-20,0
пеногаситель 0-10,0
вода 0-15,0
растворитель остальное до 100

причем в качестве поверхностно-активного вещества используют соединения общей формулы, выбранной из группы, включающей общие формулы 1-6:

где R - углеводородный радикал С617,

R1, R2 - углеводородные радикалы C14,

х равен от 1 до 5; у равен от 1 до 5;

где R1, R2 - углеводородные радикалы C14,

х равен от 1 до 15, у равен от 1 до 5;

где R1, R2 - углеводородные радикалы C14,

х равен от 1 до 15, у равен от 1 до 5;

где R1, R2 - углеводородные радикалы C14,

х равен от 1 до 15;

где R1, R2, R3, R4 - углеводородные радикалы C14,

х равен от 1 до 15, у равен от 1 до 5;

где R1, R2, R3, R4 - углеводородные радикалы С14,

х равен от 1 до 15.



 

Похожие патенты:
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - увеличение коэффициента извлечения нефти как на ранней стадии разработки, так и на выработанных месторождениях за счет повышения эффективности теплового воздействия на пласт с одновременным снижением материальных затрат и экономией энергоресурсов, расширение технологических методов теплового воздействия на продуктивный пласт.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритоков в добывающих скважинах, регулирования охвата обрабатываемого пласта и профиля приемистости нагнетательных скважин.
Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений и может найти применение при разработке нефтяной залежи с неоднородными по проницаемости заводненными пластами для ограничения водопритока в добывающей скважине, на которой осуществляется паротепловое воздействие.

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для комплексного выбора композиции растворителя путем оценки влияния композиции растворителя на растворяющую способность, а также на реологические и оптические свойства битуминозной нефти с целью снижения эксплуатационных затрат и повышения коэффициента нефтеизвлечения.

Изобретение может быть использовано в нефтяной отрасли для обработки пластовой воды, применяемой для заводнения нефтяного пласта. Способ включает стадию получения пластовой воды, содержащей смесь нефть-вода, извлекаемой из нефтеносного пласта, причем пластовая вода содержит полимерные соединения, повышающие вязкость.

Группа изобретений относится к нефтегазовой промышленности и может быть использована для необратимой внутрипластовой молекулярной модификации глубокозалегаемых тяжелых углеводородов.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат – временное блокирование интервалов пласта с высоким коэффициентом удельной приемистости более 2,0 м3/(МПа⋅ч), эффективное воздействие кислотным составом на породу, выравнивание фронта обработки, увеличение дебита нефти до 50%.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритока в добывающих и нагнетательных скважинах, и предназначено для проведения водоизоляционных работ в скважинах.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритока в добывающих и обработки нагнетательных скважин с целью выравнивания профиля приемистости.

Изобретение относится к нефтепромысловому оборудованию, предназначенному для хранения и дозированной подачи (закачки) рабочих агентов в углеводородосодержащие продуктивные пласты трудноизвлекаемых запасов углеводородов.

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для комплексного выбора композиции растворителя путем оценки влияния композиции растворителя на растворяющую способность, а также на реологические и оптические свойства битуминозной нефти с целью снижения эксплуатационных затрат и повышения коэффициента нефтеизвлечения.

Изобретение относится к нефтепромысловому оборудованию, предназначенному для хранения и дозированной подачи (закачки) рабочих агентов в углеводородосодержащие продуктивные пласты трудноизвлекаемых запасов углеводородов.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяного пласта, и может найти применение при разработке неоднородных по проницаемости нефтяных пластов.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам обработки призабойных зон скважин. Способ включает виброволновую обработку призабойной зоны в процессе отбора пластовых флюидов из скважины.

Изобретения относятся к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам повышения нефтеотдачи пластов, интенсификации добычи нефти и стимуляции скважин посредством создания каналов в нефтяных пластах и устройствам для их осуществления.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к технологиям интенсификации добычи нефти. Технический результат – ограничение водопритоков из высокопроницаемых трещин гидравлического разрыва пласта, дополнительная добыча нефти, увеличение темпа разработки залежи углеводородов и текущего коэффициента извлечения нефти.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к технологиям интенсификации добычи нефти. Технический результат - повышение термостабильности эмульсионной системы, увеличение темпа разработки нефтегазоносного объекта, увеличение продолжительности положительного эффекта и дополнительная добыча нефти.

Настоящее изобретение относится к жидкой композиции, содержащей нитевидные полимерные частицы, подходящей для применения при добычи нефти, конденсата или газа из подземных месторождений.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, может быть использовано для повышения дебита малопродуктивных скважин и для реабилитации скважин, считающихся неперспективными.

Изобретение относится к газодобывающей промышленности и может быть использовано для снижения выноса песка в газовых скважинах в начальный период эксплуатации. Технический результат - повышение эффективности способа снижения пескопроявлений в газовых скважинах с обеспечением минимального снижения потери проницаемости, повышение эффективности функционирования скважины за счет продления срока ее эксплуатации, а также упрощение и удешевление способа за счет исключения использования дорогостоящих реагентов и снижение времени проведения.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - увеличение коэффициента извлечения нефти как на ранней стадии разработки, так и на выработанных месторождениях за счет повышения эффективности теплового воздействия на пласт с одновременным снижением материальных затрат и экономией энергоресурсов, расширение технологических методов теплового воздействия на продуктивный пласт.

Изобретение относится к способам ингибирования образования газовых гидратов в различных углеводородсодержащих жидкостях и газах, содержащих воду и гидратообразующие агенты, и может быть использовано в процессах добычи, переработки и транспортировки углеводородного сырья для предотвращения образования газовых гидратов. Технический результат - повышение ингибирующей способности способа, обеспечение предотвращения образования гидратов как по кинетическому, так и одновременно по кинетическому и термодинамическому механизмам, расширение температурного диапазона его применимости, возможность предотвращения образования льда в ингибируемой среде в низкотемпературных условиях, упрощение процессов перекачки и дозирования композиции, используемой при проведении данного способа. Способ ингибирования гидратообразования путем ввода в ингибируемую среду композиции, содержащей водорастворимый полимер, поверхностно-активное вещество - ПАВ, пеногаситель, воду и растворитель: метанол, этанол, моно- и олигомерные этиленгликоли, моно- и олигомерные пропиленгликоли, глицерин, моноалкиловые эфиры С1-С4 моно- и олигомерных этиленгликолей, моноалкиловые эфиры С1-С4 моно- и олигомерных пропиленгликолей, этаноламины или их смесь, отходы химических производств, представляющие собой побочные продукты гидратации этиленоксида и пропиленоксида, кубовые остатки производств алкиловых эфиров моноэтиленгликоля, где в качестве ПАВ использовано соединение, выбранное из группы соединений, имеющих указанные формулы, при следующем соотношении компонентов, мас.: водорастворимый полимер 1,0-25,0, ПАВ 2,0-20,0, пеногаситель 0-10,0, вода 0-15,0, растворитель остальное. 1 табл., 6 пр.

Наверх