[go: up one dir, main page]
More Web Proxy on the site http://driver.im/

EA024680B1 - Композиция и способ для снижения агломерации гидратов - Google Patents

Композиция и способ для снижения агломерации гидратов Download PDF

Info

Publication number
EA024680B1
EA024680B1 EA201390709A EA201390709A EA024680B1 EA 024680 B1 EA024680 B1 EA 024680B1 EA 201390709 A EA201390709 A EA 201390709A EA 201390709 A EA201390709 A EA 201390709A EA 024680 B1 EA024680 B1 EA 024680B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
alkyl
composition according
composition
formation
inhibitors
Prior art date
Application number
EA201390709A
Other languages
English (en)
Other versions
EA201390709A1 (ru
Inventor
Питер А. Уэббер
Original Assignee
Налко Компани
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Налко Компани filed Critical Налко Компани
Publication of EA201390709A1 publication Critical patent/EA201390709A1/ru
Publication of EA024680B1 publication Critical patent/EA024680B1/ru

Links

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/52—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C07—ORGANIC CHEMISTRY
    • C07C—ACYCLIC OR CARBOCYCLIC COMPOUNDS
    • C07C229/00—Compounds containing amino and carboxyl groups bound to the same carbon skeleton
    • C07C229/02—Compounds containing amino and carboxyl groups bound to the same carbon skeleton having amino and carboxyl groups bound to acyclic carbon atoms of the same carbon skeleton
    • C07C229/04—Compounds containing amino and carboxyl groups bound to the same carbon skeleton having amino and carboxyl groups bound to acyclic carbon atoms of the same carbon skeleton the carbon skeleton being acyclic and saturated
    • C07C229/06—Compounds containing amino and carboxyl groups bound to the same carbon skeleton having amino and carboxyl groups bound to acyclic carbon atoms of the same carbon skeleton the carbon skeleton being acyclic and saturated having only one amino and one carboxyl group bound to the carbon skeleton
    • C07C229/10—Compounds containing amino and carboxyl groups bound to the same carbon skeleton having amino and carboxyl groups bound to acyclic carbon atoms of the same carbon skeleton the carbon skeleton being acyclic and saturated having only one amino and one carboxyl group bound to the carbon skeleton the nitrogen atom of the amino group being further bound to acyclic carbon atoms or to carbon atoms of rings other than six-membered aromatic rings
    • C07C229/16—Compounds containing amino and carboxyl groups bound to the same carbon skeleton having amino and carboxyl groups bound to acyclic carbon atoms of the same carbon skeleton the carbon skeleton being acyclic and saturated having only one amino and one carboxyl group bound to the carbon skeleton the nitrogen atom of the amino group being further bound to acyclic carbon atoms or to carbon atoms of rings other than six-membered aromatic rings to carbon atoms of hydrocarbon radicals substituted by amino or carboxyl groups, e.g. ethylenediamine-tetra-acetic acid, iminodiacetic acids
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C07—ORGANIC CHEMISTRY
    • C07C—ACYCLIC OR CARBOCYCLIC COMPOUNDS
    • C07C229/00—Compounds containing amino and carboxyl groups bound to the same carbon skeleton
    • C07C229/02—Compounds containing amino and carboxyl groups bound to the same carbon skeleton having amino and carboxyl groups bound to acyclic carbon atoms of the same carbon skeleton
    • C07C229/04—Compounds containing amino and carboxyl groups bound to the same carbon skeleton having amino and carboxyl groups bound to acyclic carbon atoms of the same carbon skeleton the carbon skeleton being acyclic and saturated
    • C07C229/26—Compounds containing amino and carboxyl groups bound to the same carbon skeleton having amino and carboxyl groups bound to acyclic carbon atoms of the same carbon skeleton the carbon skeleton being acyclic and saturated having more than one amino group bound to the carbon skeleton, e.g. lysine
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L3/00—Gaseous fuels; Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by subclass C10G, C10K; Liquefied petroleum gas
    • C10L3/06—Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by C10G, C10K3/02 or C10K3/04
    • C10L3/10—Working-up natural gas or synthetic natural gas
    • C10L3/107—Limiting or prohibiting hydrate formation
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
    • C09K2208/22—Hydrates inhibition by using well treatment fluids containing inhibitors of hydrate formers

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
  • Emulsifying, Dispersing, Foam-Producing Or Wetting Agents (AREA)
  • Colloid Chemistry (AREA)
  • Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)

Abstract

Предложены и заявлены композиция и способ для снижения или ингибирования образования и/или роста гидратов в текучих средах, содержащих воду, газ и, возможно, жидкий углеводород, включающий добавление к текучей среде эффективного против агломерации количества композиции, содержащей одно из соединений, представленных следующими формулами и, возможно, его солей:где Rпредставляет собой C-C-алкил, бензил или Н; Rпредставляет собой C-C-алкил; Rпредставляет собой C-C-алкил; Rпредставляет собой С-С-алкил или алкенил; противоион Xпредставляет собой галогенид или карбоксилат; и по меньшей мере один полярный или неполярный растворитель или их смесь.

Description

Область техники
Настоящее изобретение в целом относится к снижению или ингибированию образования и роста гидратных частиц в текучих средах, содержащих углеводородный газ и воду. Более конкретно, изобретение относится к снижению или ингибированию такого образования при добыче и транспортировке природного газа, попутного газа или других газов. Настоящее изобретение относится, в частности, к обработке таких систем поверхностно-активными веществами на основе сложных бета-аминоэфиров в качестве агентов против агломерации для снижения или ингибирования образования газовых гидратов.
Уровень техники
После того как в 1934 году Хаммершмидт (НаттсгееНпиШ) обнаружил, что газовые гидраты могут засорять газопроводы, исследование возможности предотвращения образования и агломерации гидратов стало важной задачей. Газовые гидраты могут легко образовываться при транспортировке нефти и газа в трубопроводах при наличии соответствующих условий. Для образования газовых гидратов требуется присутствие воды, низкие температуры и повышенное давление. Образование газовых гидратов часто приводит к потерям при добыче нефти, повреждению трубопроводов и угрозе безопасности персонала. В современных нефтегазовых технологиях процесс добычи и производства нефти зачастую предполагает применение жестких условий, например, высокой скорости откачивания, высокого давления в трубопроводах, протяженных трубопроводов и низкой температуры нефти и газа, протекающих через трубопроводы. Указанные условия являются особенно благоприятными для образования газовых гидратов, что может быть особенно опасным при добыче нефти в акваториях или в местах с холодным климатом.
Газовые гидраты представляют собой льдоподобные твердые вещества, которые образуются из небольших неполярных молекул и воды при пониженных температурах и повышенных давлениях. При указанных условиях вокруг таких небольших неполярных молекул (как правило, растворенных газов, таких как диоксид углерода, сероводород, метан, этан, пропан, бутан и изобутан) молекулы воды могут образовывать клеточные структуры, создавая взаимодействие типа хозяин-гость, также известное как клатрат или клатрат-гидрат. Специфическая архитектура таких клеточных структур может представлять собой один из нескольких типов (называемых тип 1, тип 2, тип Н), в зависимости от идентичности гостевых молекул. Однако после образования указанные кристаллические клеточные структуры проявляют тенденцию к осаждению из раствора и накоплению с образованием больших твердых масс, которые могут перемещаться по нефтегазовым транспортным трубопроводам и потенциально могут засорять или повреждать трубопроводы и/или связанное с ними оборудование. Повреждение, возникающее в результате засорения, может иметь очень дорогостоящие последствия с точки зрения починки оборудования, а также с точки зрения снижения добычи и, в конечном счете, возникающего воздействия на окружающую среду.
В промышленности для предотвращения указанных засоров используют ряд способов, таких как способы с применением термодинамических ингибиторов гидратообразования (ΤΗΙ), агентов против агломерации (АА) и кинетических ингибиторов гидратообразования (ΚΗΙ). Количество химического реагента, необходимого для предотвращения засоров, варьируется в широком диапазоне в зависимости от типа используемого ингибитора. Термодинамические ингибиторы гидратообразования представляют собой вещества, которые могут понижать температуру образования гидратов при данном давлении и содержании воды и которые обычно применяют в очень высоких концентрациях (обычно их дозируют в концентрациях вплоть до 50% в пересчете на содержание воды - гликоль часто применяют в количествах вплоть до 100% от массы производимой воды). Поэтому имеют место значительные затраты, связанные с транспортировкой и хранением больших количеств указанных растворителей.
Более рентабельной альтернативой является применение ингибиторов гидратообразования низкой дозировки (ΤΌΗΙ), так как их необходимая доза для ингибирования зародышеобразования или роста газовых гидратов в общем случае составляет менее 2%. Существует два распространенных типа ΤΌΗΙ: кинетические ингибиторы гидратообразования (ΚΗΙ) и агенты против агломерации (АА), оба из которых обычно применяют в гораздо более низких концентрациях (0,3-0,5% активной концентрации). ΚΗΙ действуют путем задержки роста кристаллов газовых гидратов и в качестве средств, подавляющих зародышеобразование. АА не препятствуют протеканию процесса образования гидратов, но препятствуют их агломерации и последующему накоплению с формированием более крупных масс, способных привести к образованию пробок. АА допускают образование газовых гидратов, но газовые гидраты образуются в форме жидкой суспензии, диспергированной в жидкой углеводородной фазе. В целом, обводненность должна быть ниже 50%, в противном случае суспензия становится слишком вязкой для транспортировки.
Следовательно, существует насущная потребность в новых и эффективных способах ингибирования образования агломератов гидратов, в частности способах, которые могут быть реализованы при повышенной обводненности.
Краткое описание изобретения
Соответственно, настоящее изобретение относится к композициям против агломерации, а также способам ингибирования образования агломератов гидратов в водной среде, содержащей воду, газ и, возможно, жидкий углеводород.
- 1 024680
В одном аспекте настоящее изобретение относится к синтезу и применению поверхностноактивных веществ на основе сложных бета-аминоэфиров в качестве агентов против агломерации. Такие поверхностно-активные вещества содержат 3-(диалкиламино)-1-пропиламин в качестве гидрофильной части молекулы и жирную алкильную группу в качестве гидрофобной части молекулы. Указанные агенты против агломерации предложены для включения в композицию, содержащую соединения следующей формулы и, возможно, их соли:
χ.___Λ, 1 Ν, О 4 Н2 К3 Ю
Каждый К1 независимо представляет собой С1-С10-алкил, бензил или Н. Согласно одному из вариантов реализации изобретения по меньшей мере один К1 отсутствует. К2 и К3 независимо представляют собой С1-С10-алкил. Кд представляет собой С4-С22-алкил или алкенил.
Согласно одному из вариантов реализации изобретения противоион присутствует при наличии К1 у четверичного или катионного азота.
Согласно другому аспекту в настоящем изобретении предложен способ ингибирования образования агломератов гидратов в водной среде, содержащей воду, газ и, возможно, жидкий углеводород, включающий добавление к водной среде эффективного против агломерации количества композиции, содержащей соединение приведенной выше формулы и, возможно, его соли.
Согласно одному из вариантов реализации изобретения противоион присутствует при наличии К1 у четверичного или катионного азота.
Преимущество изобретения состоит в обеспечении композиций против агломерации, подходящих для предотвращения образования гидратных пробок в трубопроводах с нефтью.
Еще одним преимуществом настоящего изобретения является обеспечение композиций против агломерации, которые не оказывают негативного воздействия на качество забортной воды.
Другое преимущество настоящего изобретения заключается в обеспечении композиций против агломерации, которые можно поставлять через подводные соединительные линии.
Выше в общих чертах описаны признаки и технические преимущества настоящего изобретения чтобы можно было лучше понять подробное описание изобретения, приведенное ниже. Далее будут описаны дополнительные признаки и преимущества изобретения, составляющие предмет притязаний. Специалисты в данной области техники должны понимать, что замысел и конкретные описанные варианты реализации изобретения могут быть легко положены в основу модификации или разработки других вариантов реализации для достижения тех же целей, что заявлены в настоящем изобретении. Специалисты в данной области техники должны также понимать, что такие эквивалентные варианты реализации изобретения не выходят за рамки сущности и объема изобретения, определяемые прилагаемой формулой изобретения.
Подробное описание
Композиции согласно изобретению содержат соединения общей формулы и, возможно, их соли, как описано ниже:
Рг Рз к.
Согласно одному из вариантов реализации изобретения по меньшей мере один К1 отсутствует. Согласно другому варианту реализации изобретения каждый К1 независимо представляет собой С1-С10-алкил, бензил или Н. К2 и К3 независимо представляют собой С1-С10-алкил. К4 представляет собой С4-С22-алкил или алкенил. Согласно одному из вариантов реализации изобретения противоион присутствует при наличии К1 у четверичного или катионного азота. Присутствие К1, хотя и не требуется, в общем, улучшает свойства композиции с точки зрения ингибирования агломерации и качества воды. Более того, полагают, что присутствие сложноэфирной группы в общей структуре может обеспечить улучшенные профили биодеградации.
Алкенил означает моновалентную группу, полученную из линейного, разветвленного или циклического углеводорода, содержащего по меньшей мере одну двойную связь углерод-углерод, путем удаления одного атома водорода от каждого из двух соседних атомов углерода алкильной группы. Типичные алкенильные группы включают, например, этенил, пропенил, бутенил, 1-метил-2-бутен-1-ил и т.п.
Алкил относится к моновалентной группе, полученной путем удаления одного атома водорода от линейного или разветвленного или циклического насыщенного или ненасыщенного углеводорода. Типичные алкильные группы включают метил, этил, пропил, бутил, пентил, гексил, гептил, октил, нонил и децил.
Противоион относится к галогениду, выбранному из фторида, хлорида, бромида, иодида, или карбоксилату, выбранному из продукта реакции с минеральной кислотой, акриловой кислотой, уксусной кислотой, метакриловой кислотой, гликолевой кислотой, тиогликолевой кислотой, пропионовой кислотой, масляной кислотой и т.п. и любой их комбинации.
- 2 024680
Согласно одному из вариантов реализации изобретения композиция содержит соединение следующей формулы и, возможно, его соли:
о
Согласно другому варианту реализации изобретения композиция содержит соединение следующей формулы и, возможно, его соли:
Согласно другому варианту реализации изобретения композиция содержит соединение следующей формулы и, возможно, его соли:
О
Согласно другому варианту реализации изобретения композиция содержит соединение следующей формулы и, возможно, его соли:
С1® о 'Ви .©л /', .___. X
Ви 'Ви Ви
Согласно другому варианту реализации изобретения композиция содержит соединение следующей формулы и, возможно, его соли:
Для получения предложенных композиций можно использовать различные методики синтеза, которые могут быть применены средним специалистом в данной области техники.
Композиции согласно настоящему изобретению могут содержать один или более дополнительных химических реагентов. Различные составы могут быть известны среднему специалисту в данной области техники и могут быть получены без проведения лишних экспериментов.
Согласно одному из вариантов реализации изобретения, композиция дополнительно содержит по меньшей мере один дополнительный ингибитор гидратообразования. Типичные ингибиторы гидратообразования описаны в заявках на патенты США № 12/253504 Ме1Ноб о£ СойгоШпд Сак Нубга1ек ίη Р1шб 8ук1етк, поданной 17 октября 2008 года, 12/253529 МеШоб о£ СойгоШпд Сак Нубга1ек ίη Р1шб 8ук1ешк, поданной 17 октября 2008 года, 12/400428 СотрокШопк апб МеШобк £ог 1пШЬШпд (Не Адд1отегаНоп о£ Нубга1ек ш а Ргосекк, поданной 9 марта 2009 г., при этом все указанные заявки находятся в настоящее время на рассмотрении.
Согласно другому варианту реализации изобретения композиция дополнительно содержит один или более термодинамических ингибиторов гидратообразования, один или более кинетических ингибиторов гидратообразования, одно или более агентов против агломерации или их комбинацию.
Согласно другому варианту реализации изобретения композиция дополнительно содержит один или более ингибиторов асфальтенообразования, ингибиторов парафинообразования, ингибиторов коррозии, ингибиторов образования отложений, эмульгаторов, водоосветлителей, диспергирующих агентов, деэмульгаторов или их комбинацию.
Согласно еще одному варианту реализации изобретения композиция дополнительно содержит один или более полярных или неполярных растворителей или их смесь.
Согласно еще одному варианту реализации изобретения композиция дополнительно содержит один или более растворителей, выбранных из изопропанола, метанола, этанола, 2-этилгексанола, тяжелой ароматической нафты, толуола, этиленгликоля, монобутилового эфира этиленгликоля (ЕСМВЕ), моноэтилового эфира диэтиленгликоля, ксилола или их комбинации. Композицию вводят в текучую среду с помощью любых средств, подходящих для обеспечения распределения ингибитора в текучей среде, подвергаемой обработке. Как правило, ингибитор нагнетают с помощью механического оборудования, такого как насосы для нагнетания химических реагентов, тройники системы трубопроводов, арматура для нагнетания и т.п. Смесь ингибиторов можно подавать в виде готовых смесей или смешанных с одним или более дополнительными полярными или неполярными растворителями в зависимости от применения и требований.
- 3 024680
Типичные полярные растворители, подходящие для смешивания с композицией ингибитора, включают воду, солевой раствор, морскую воду, спирты (в том числе линейные или разветвленные алифатические спирты, такие как метанол, этанол, пропанол, изопропанол, бутанол, 2-этилгексанол, гексанол, октанол, деканол, 2-бутоксиэтанол и т.д.), гликоли и производные (этиленгликоль, 1,2-пропиленгликоль, 1,3-пропиленгликоль, монобутиловый эфир этиленгликоля и т.д.), кетоны (циклогексанон, диизобутилкетон), Ν-метилпирролидинон (ΝΜΡ), Ν,Ν-диметилформамид и т.п.
Типичные неполярные растворители, подходящие для смешивания с композицией ингибитора, включают алифатические соединения, такие как пентан, гексан, циклогексан, метилциклогексан, гептан, декан, додекан, дизельное топливо и т.п.; ароматические соединения, такие как толуол, ксилол, тяжелая ароматическая нафта, производные жирных кислот (кислоты, сложные эфиры, амиды) и т.п.
Согласно некоторым вариантам реализации изобретения предложенную композицию используют в способе ингибирования образования агломератов гидратов в водной среде, содержащей воду, газ и, возможно, жидкий углеводород. Указанный способ включает добавление к водной среде эффективного ингибирующего агломерацию количества предложенной композиции.
Композиция и способ согласно настоящему изобретению позволяют эффективно регулировать образование газовых гидратов и закупоривание систем добычи и транспортировки углеводородов. Для обеспечения эффективного ингибирования образования гидратов композицию ингибиторов следует вводить перед существенным образованием гидратов. Предпочтительным местом нагнетания в случае производственных операций по добыче нефти является скважина вблизи поверхности, контролируемая предохранительным клапаном придонного превентора. Это гарантирует, что во время остановки скважины продукт можно диспергировать по всему участку, на котором происходит образование гидратов. Обработку также можно проводить на других участках напорного трубопровода с учетом плотности нагнетаемой текучей среды. Если место нагнетания намного выше глубины образования гидратов, то ингибитор гидратообразования следует смешивать с растворителем, который имеет плотность, достаточно высокую, чтобы погрузить ингибитор в напорный трубопровод для скапливания у поверхности раздела вода/нефть. Кроме того, указанную обработку также можно использовать для обработки трубопроводов или других участков в системе, в которых существует возможность образования гидратов.
Согласно некоторым вариантам реализации изобретения композицию применяют в водной среде, имеющей различные уровни минерализации. Согласно одному из вариантов реализации изобретения минерализация текучих сред составляет от 1 до 25% (мас./мас.) общего содержания растворенных твердых веществ (ΤΌδ). Водная среда, в которой используют описанные композиции и/или составы, может находиться во многих различных видах аппаратуры, в частности в устройствах, которые транспортируют водную среду из одного места в другое.
Согласно некоторым вариантам реализации изобретения водная среда содержится в нефтегазопроводе. Согласно другим вариантам реализации изобретения водная среда находится в нефтеперерабатывающих установках, таких как сепараторы, дегидрационные установки, газовые линии и трубопроводы.
Согласно некоторым вариантам реализации изобретения композицию используют в водной среде, имеющей различные уровни обводненности. Специалист в данной области техники поймет, что обводненность означает % воды в композиции, содержащей смесь нефти и воды. Согласно одному из вариантов реализации изобретения обводненность составляет от 1 до 80% (мас./мас.) общего содержания растворенных твердых веществ.
Композиции согласно настоящему изобретению и/или содержащие их составы можно использовать в водной среде различными способами, которые известны обычному специалисту в данной области техники. Обычный специалист в данной области техники примет во внимание указанные технологии и различные местоположения, в которых можно применять указанные композиции или химические реагенты.
Согласно одному из вариантов реализации изобретения композиции и/или составы подают насосом в нефте/газотрубопровод с применением соединительной линии. Согласно другому варианту реализации изобретения в случае агентов против агломерации для подачи композиций и/или составов согласно изобретению можно использовать капиллярные системы нагнетания в трубопровод. В патенте США № 7311144 дано описание аппарата и способов, связанных с капиллярным нагнетанием.
Для ингибирования образования агломератов гидратов в водной среде можно использовать различные количества композиции и/или состава. Средний специалист в данной области техники сможет без проведения лишних экспериментов рассчитать количество агента против агломерации для конкретной ситуации. Факторы, которые считаются важными в таких расчетах, включают, например, содержание водной среды, процент обводненности, плотность углеводорода в градусах ΑΡΙ и газовую композицию, подвергаемую испытанию.
Согласно одному из вариантов реализации изобретения диапазон доз ингибиторе гидратообразования, который используют в водной среде, составляет от примерно 0,1 до примерно 3 об.% в пересчете на обводненность. Согласно другому варианту реализации изобретения диапазон доз составляет от примерно 0,25 до примерно 1,5 об.% в пересчете на обводненность.
Методики, описанные в настоящем изобретении, можно использовать и в случае других композиций, которые соответствуют области настоящего изобретения. Можно использовать другие химические
- 4 024680 реагенты, применяемые для ингибирования образования агломерирующих веществ в текучих средах, которые не включены в конкретную общую формулу, описанную выше, но соответствуют заявленным композициям общей формулы по области применения, если условия в системе таковы, что указанные композиции могут ингибировать образование агломерирующих веществ (агломератов гидратов). Такой протокол можно осуществить без проведения лишних экспериментов, в частности, например, испытание путем раскачивания, описанное ниже, можно использовать для определения, работает химический реагент или нет.
Приведенное выше описание может быть лучше понято с помощью следующих примеров, которые предназначены для иллюстративных целей и не предполагают ограничения объема изобретения.
Пример 1.
Данный пример иллюстрирует вариант реализации композиции согласно настоящему изобретению. Описана типичная методика синтеза 2-этилгексил-3-(3-(диметиламино)пропиламино)пропаноата.
В 500-мл 3-горлую круглодонную колбу помещали 50,0 г (0,49 моль) 3-(диметиламино)-1пропиламина и магнитную мешалку. Колбу снабжали термопарой, обратным холодильником и капельной воронкой, содержащей 90,2 г (0,49 моль) 2-этилгексилакрилата. При перемешивании к амину добавляли акрилат путем впрыскивания трех порций равного объема. После того как добавление было завершено, реакционную смесь нагревали до 100°С в течение 5 ч. При температуре окружающей среды готовый продукт представлял собой светло-желтую жидкость. О полном превращении свидетельствует исчезновение исходного диаминового вещества по данным ТСХ (1/5 СНС13/МеОН с 0,5% (об./об.) ΝΗ4ΟΗ).
Пример 2.
Данный пример иллюстрирует вариант реализации композиции согласно настоящему изобретению. Описана типичная методика синтеза ^(3-(бутил(3-(2-этилгексилокси)-3-оксопропил)амино)пропил)Ν,Ν-диметилбутан-1 -аминийхлорида.
В запаянную пробирку вместимостью 220 мл помещали 25,0 г (87,3 ммоль) 2-этилгексил-3-(3(диметиламино)пропиламино)пропаноата, 16,2 г (174,6 ммоль) 1-хлорбутана, 8,27 г 2-пропанола и магнитную мешалку. Пробирку плотно закрывали и нагревали в бане с силиконовым маслом в течение 21 ч при 130°С. О полном превращении свидетельствует исчезновение диаминового исходного вещества по данным ТСХ (1/5 СНС13/МеОН с 0,5% (об./об.) ΝΗ4ΟΗ).
Пример 3.
Данный пример иллюстрирует вариант реализации композиции согласно настоящему изобретению. Описана типичная методика синтеза 2-этилгексил-3-(3-(дибутиламино)пропиламино)пропаноата.
В 500-мл 3-горлую круглодонную колбу помещали 50,0 г (0,27 моль) 3-(дибутиламино)-1пропиламина и магнитную мешалку. Колбу оборудовали термопарой, обратным холодильником и капельной воронкой, содержащей 49,4 г (0,27 моль) 2-этилгексилакрилата. При перемешивании к амину добавляли акрилат путем впрыскивания трех порций равного объема. После того как добавление было завершено, реакционную смесь нагревали до 100°С в течение 5 ч. При температуре окружающей среды готовый продукт представлял собой светло-желтую жидкость. О полном превращении свидетельствует исчезновение диаминового исходного вещества по данным ТСХ (1/5 СНС13/МеОН с 0,5% (об./об.) Ν^Ο^.
Пример 4.
Данный пример иллюстрирует вариант реализации композиции согласно настоящему изобретению. Описана типичная методика синтеза ^бутил-Ы-(3-(3-(2-этилгексилокси)оксопропиламино)пропил)бутан-1 -аминийацетата.
(дибутиламино)пропиламино)пропаноата и магнитную мешалку. Колбу оборудовали термопарой, обратным холодильником и капельной воронкой, содержащей 16,1 г (0,27 моль) уксусной кислоты. Уксусную кислоту медленно добавляли при температуре окружающей среды на протяжении 10 мин. После того как
- 5 024680 добавление было завершено, реакционную смесь перемешивали в течение 2 ч при температуре окружающей среды. При температуре окружающей среды готовый продукт представлял собой густую оранжевую жидкость.
Структуры, приведенные в табл. 1, представляют собой, например, продукты образования четвертичного основания при реакции 1-бромбутана с аддуктом, образовавшимся при присоединении 2-этилгексилакрилата к (3-диметиламино)-1-пропиламину, или продукты образования четвертичного основания при реакции 1-хлорбутана с аддуктом, образовавшимся при присоединении коммерчески доступного 2-этилгексилакрилата к (3-диметиламино)-1-пропиламину. Все из указанных соединений четверичного аммония растворимы в 2-пропаноле (ΙΡΑ), метаноле, этиленгликоле (МЕС), монобутиловом эфире этиленгликоля (ЕСМВЕ) и их комбинациях. Переменные параметры в структурах 1-18, перечисленные в табл. 1, относятся к общей формуле, приведенной ниже.
х о «2 к,
Таблица 1
Структура К, к2 к5 Κι X Растворитель
1 С4Н9 СНз СНз С8Н,7 С1 1РА/МеОН
2 С4Н, СНз СНз С8Н,7 С1 ΙΡΑ/ΜΕΟ
3 С4Н, СНз СНз С8Н,7 С1 ЕОМВЕ/МЕО
4 с4н, СНз СНз С8Н17 Вг 1РА/МеОН
5 С4Н, СН, СНз С8Н,7 Вг ΙΡΑ/ΜΕΟ
6 С4Н, СНз СНз С8Н,7 Вг ЕОМВЕ/МЕО
7 С6Н,3 СНз СНз С8Н,7 Вг 1РА/МеОН
8 С6Н13 СНз СНз С8Н,7 Вг ΙΡΑ/ΜΕΟ
9 С„Н13 СНз СНз С8Н,7 Вг ЕОМВЕ/МЕО
10 с4н, СНз СНз С12Н25 С1 1РА/МеОН
11 с4н, СНз СНз С12Н25 С1 ΙΡΑ/ΜΕΟ
12 С4Н, СНз СНз СпН25 С1 ЕОМВЕ/МЕО
13 н С4Н, С4Н, С8Н,7 асе1а1е МеОН
14 н С4Н, С4Н, С8Н,7 асе1а1е ΙΡΑ
15 н С4Н9 С4Н, С8Н,7 асе1а1е ЕОМВЕ/МЕО
16 н С4Н9 С4Н9 С12Н25 асе1а1е МеОН
17 н С4н9 с4н9 С12Н25 асе1а1е ΙΡΑ
18 н С4Н9 с4н, С12Н25 асе1а1е ЕОМВЕ/МЕО
Пример 5.
Некоторые из структур 1-18 растворяли до уровня 40% (мас./мас.) для проведения испытания на ингибирование агломерации (табл. 2). Испытание с применением качающейся ячейки является основным тестом для оценки эффективности химического реагента против агломерации. Химические реагенты оценивали на основе их способности эффективно минимизировать размер частиц гидратных агломератов и затем диспергировать указанные частицы в углеводородную фазу. Эффективность химических реагентов оценивали путем определения максимальной поддающейся обработке обводненности (отношения воды к нефти) и минимальной дозировки химического реагента, необходимой для регистрации прохода при испытании с применением качающейся ячейки.
Качающаяся ячейка состояла из двух частей, манифольда и корпуса ячейки. Манифольд был сделан из соединительных деталей трубопровода из нержавеющей стали, сваренных вместе, и содержал три стержня. Впускной стержень использовали для подачи газа в ячейку. Выпускной стержень использовали для выпуска газа из ячейки. Третий стержень был соединен с датчиком, который измерял давление внутри ячейки. Корпус ячейки состоял из трех слоев. Внешний слой представлял собой поликарбонатную трубку, толщина которой составляла 0,7 см. Средний слой был выполнен из нержавеющей стали и соединен с манифольдом. Внутренний слой представлял собой сапфировую трубку высокого давления с внешним диаметром 2,8 см, внутренним диаметром 1,85 см и длиной 5 см. Такая сапфировая трубка выдерживала до примерно 20,7 МПа (3000 ρδί). Шар из нержавеющей стали диаметром 1,6 см помещали внутри сапфировой трубки, чтобы вызвать турбулентность и перемешивать текучие среды в процессе качания.
Текучие среды, подвергаемые испытанию, содержали три компонента. Для данного испытания на действие против агломерации в ячейку нагнетали точное количество теплой сырой нефти марки Мадиойа. Далее, подавали раствор, содержащий 7 мас.% ИаС1 и деионизированную воду, точное количество которого было определено в соответствие с процентом водной фазы. Последним компонентом, по- 6 024680 даваемым в ячейку, был агент против агломерации согласно настоящему изобретению. Дозировка химического реагента была установлена на основе объема водной фазы. Температура, при которой проводили испытание, составляла 21°С в качестве начального условия. Каждую ячейку наполняли газом Сгееи Сапуоп и создавали давление примерно до 14,5 МПа (2100 ρ5ΐ). Все ячейки раскачивали в течение по меньшей мере от 1,5 до 2 ч, пока текучая среда не стала насыщенной, а давление не стабилизировалось. Температуру понижали до заданного значения 4°С. Ячейки раскачивали в течение 16 ч, оставляли неподвижными в течение 6 ч и снова раскачивали в течение 2 ч. На протяжении этого времени регистрировали значения давления. Результаты наблюдения фиксировали каждые 2-3 ч, перед прекращением раскачивания, а также сразу же после возобновления. Сравнительные примеры описаны в заявке на патент США № 12/396076, Сотро8Йюп8 СоШаийпд Ат1бе 8пгГас1ап(5 апб Ме(1юб5 Гог ΙπΗίόίΙίπβ (Не Рогтайоп оГ НубгаЮ Ад§1отега!е5, поданной 2 марта 2009 г., находящейся в настоящее время на рассмотрении. Результаты показаны в табл. 2.
Таблица 2
Из табл. 2 можно видеть, что композиции согласно настоящему изобретению позволяют не только увеличить эффективность химического реагента в испытании с применением качающейся ячейки, но и значительно улучшить качество забортной воды. Композиции согласно настоящему изобретению (которые представляют собой поверхностно-активные вещества) проявляют тенденцию к стабилизации эмульсии на поверхности раздела нефть/вода. Как было показано в лабораторных испытаниях с отбором проб эмульсии в бутылки, применение указанных композиций приводит к повышению качества воды и быстрой дестабилизации эмульсий по сравнению со сравнительными примерами А и В (табл. 2).
Все композиции и способы, рассмотренные и предложенные в настоящем изобретении, могут быть получены и выполнены с учетом настоящего описания без проведения лишних экспериментов. Несмотря на то что настоящее изобретение можно реализовать во многих различных формах, в настоящем документе подробно описаны специфические предпочтительные варианты реализации изобретения. Данное описание представляет собой иллюстрацию принципов настоящего изобретения и не предполагает ограничить его конкретными проиллюстрированными вариантами реализации. Кроме того, если специально не указано обратное, подразумевают, что применение термина в единственном числе включает по меньшей мере один или один или более. Например, подразумевают, что устройство включает по меньшей мере одно устройство или одно или более устройств.
Подразумевают, что любые диапазоны, приведенные в абсолютных или приближенных выражениях, охватывают и те и другие, и любые определения, применяемые в настоящем описании, предназначены для разъяснения, а не для ограничения. Несмотря на то что численные диапазоны и параметры, устанавливающие широкие границы изобретения, являются приближенными величинами, численные значения, приведенные в конкретных примерах, даны как можно точнее. Однако любое численное значение определенно содержит некоторые ошибки, неизбежно возникающие в результате стандартного отклонения, определяемого при их соответствующих измерениях при проведении испытания.
Более того, следует понимать, что все диапазоны, приведенные в настоящем описании, включают любые и все поддиапазоны (в том числе все дробные и целые значения), относящиеся к указанным диапазонам.
Более того, настоящее изобретение включает любые и все возможные комбинации некоторых или всех различных вариантов реализации изобретения описанных в настоящем документе. Любые и все патенты, заявки на патенты, научные публикации и другие документы, упоминаемые в настоящем описании, а также любые упоминаемые ссылки тем самым в полном объеме включены в настоящее описание. Следует также понимать, что специалистам в данной области техники будут очевидны различные изменения и модификации предпочтительных в настоящее время вариантов реализации изобретения, описанных в настоящем документе. Такие изменения и модификации можно сделать, не выходя за рамки сущности и объема изобретения и не умаляя его преимуществ. Соответственно, подразумевается, что указанные изменения и модификации охватываются прилагаемой формулой изобретения.

Claims (16)

  1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
    1. Композиция для снижения или ингибирования образования и/или роста гидратов в текучих средах, содержащая соединение формулы где К1 представляет собой С1-С10-алкил, бензил или Н;
    К2 представляет собой С1-С10-алкил;
    К3 представляет собой С1-С10-алкил;
    Кд представляет собой С4-С22-алкил или С4-С22-алкенил, и по меньшей мере один полярный или неполярный растворитель или их смесь.
  2. 2. Композиция для снижения или ингибирования образования и/или роста гидратов в текучих средах, содержащая соединение формулы χθ о
    Рг Ка И, где каждый К1 независимо представляет собой С1-С10-алкил, бензил или Н;
    К2 представляет собой С1-С10-алкил;
    К3 представляет собой С1-С10-алкил;
    К4 представляет собой С4-С22-алкил или С4-С22-алкенил;
    противоион X- представляет собой галогенид или карбоксилат, и по меньшей мере один полярный или неполярный растворитель или их смесь.
  3. 3. Композиция по п.1 или 2, отличающаяся тем, что каждый алкил независимо выбран из группы, состоящей из алкила с линейной цепью, алкила с разветвленной цепью, циклического алкила и их комбинаций.
  4. 4. Композиция по п.1 или 2, отличающаяся тем, что алкил для каждого из К1, К2 и К3 независимо выбран из группы, состоящей из метила, этила, пропила, бутила, пентила, гексила, гептила, октила, нонила и децила.
  5. 5. Композиция по п.1 или 2, отличающаяся тем, что алкил для К4 выбран из группы, состоящей из бутила, пентила, гексила, гептила, октила, нонила и децила.
  6. 6. Композиция по п.1 или 2, отличающаяся тем, что К2 и К3 независимо выбраны из метила или бутила.
  7. 7. Композиция по п.1 или 2, отличающаяся тем, что указанный противоион представляет собой галогенид.
  8. 8. Композиция по п.1 или 2, отличающаяся тем, что указанный противоион представляет собой карбоксилат, выбранный из продукта реакции с акриловой кислотой, уксусной кислотой, метакриловой кислотой, гликолевой кислотой, тиогликолевой кислотой, пропионовой кислотой, масляной кислотой и их комбинаций.
  9. 9. Композиция по п.1 или 2, содержащая по меньшей мере одно из соединений следующих формул (1)-(8) и, возможно, их солей:
  10. 10. Композиция по п.1 или 2, дополнительно содержащая по меньшей мере один компонент, выбранный из термодинамических ингибиторов гидратообразования, одного или более кинетических ингибиторов гидратообразования, одного или более дополнительных агентов против агломерации, ингибиторов асфальтенообразования, ингибиторов парафинообразования, ингибиторов коррозии, ингибиторов
    - 8 024680 образования отложений, эмульгаторов, водоосветлителей, диспергирующих агентов, деэмульгаторов и их комбинаций.
  11. 11. Композиция по п.1 или 2, отличающаяся тем, что указанный по меньшей мере один полярный или неполярный растворитель выбран из группы, состоящей из изопропанола, метанола, этанола, 2этилгексанола, тяжелой ароматической нафты, толуола, этиленгликоля, монобутилового эфира этиленгликоля (ЕСМВЕ), моноэтилового эфира диэтиленгликоля, ксилола и их комбинаций.
  12. 12. Способ ингибирования образования агломератов гидратов в текучей среде, содержащей воду и газ, включающий добавление к текучей среде эффективного против агломерации количества композиции по любому из пп.1-11.
  13. 13. Способ по п.12, отличающийся тем, что текучая среда дополнительно содержит жидкий углеводород.
  14. 14. Способ по п.12, отличающийся тем, что минерализация указанной текучей среды составляет от 1 до 25% (мас./мас.) общего содержания растворенных твердых веществ.
  15. 15. Способ по п.12, отличающийся тем, что обводненность указанной текучей среды составляет от 1 до 80% (об./об.) общего содержания растворенных твердых веществ.
  16. 16. Способ по п.12, отличающийся тем, что текучая среда находится в нефте- или газопроводе или в нефтеперерабатывающей установке.
EA201390709A 2010-12-16 2011-12-14 Композиция и способ для снижения агломерации гидратов EA024680B1 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US12/970,280 US8618025B2 (en) 2010-12-16 2010-12-16 Composition and method for reducing hydrate agglomeration
PCT/US2011/064766 WO2012082815A2 (en) 2010-12-16 2011-12-14 Composition and method for reducing hydrate agglomeration

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA201390709A1 EA201390709A1 (ru) 2013-12-30
EA024680B1 true EA024680B1 (ru) 2016-10-31

Family

ID=46235149

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA201390709A EA024680B1 (ru) 2010-12-16 2011-12-14 Композиция и способ для снижения агломерации гидратов

Country Status (9)

Country Link
US (2) US8618025B2 (ru)
EP (1) EP2651877B1 (ru)
CN (1) CN103261149B (ru)
BR (1) BR112013015062B1 (ru)
CA (1) CA2821730C (ru)
EA (1) EA024680B1 (ru)
MX (1) MX340173B (ru)
PL (1) PL2651877T3 (ru)
WO (1) WO2012082815A2 (ru)

Families Citing this family (37)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20090319195A1 (en) 2008-06-20 2009-12-24 Hoots John E Method of monitoring and optimizing additive concentration in fuel ethanol
US8980798B2 (en) * 2010-03-31 2015-03-17 Baker Hughes Incorporated Precipitation prevention in produced water containing hydrate inhibitors injected downhole
US9505707B2 (en) * 2010-12-22 2016-11-29 Nalco Company Composition and method for reducing hydrate agglomeration
US10006128B2 (en) 2012-09-28 2018-06-26 Ecolab Usa Inc. Quaternary and cationic ammonium surfactants as corrosion inhibitors
US10047273B2 (en) 2012-12-28 2018-08-14 Ecolab Usa Inc. Beta-amino ester gas hydrate inhibitors
US11180690B2 (en) 2013-03-14 2021-11-23 Flotek Chemistry, Llc Diluted microemulsions with low surface tensions
US10000693B2 (en) * 2013-03-14 2018-06-19 Flotek Chemistry, Llc Methods and compositions for use in oil and/or gas wells
US9868893B2 (en) * 2013-03-14 2018-01-16 Flotek Chemistry, Llc Methods and compositions for use in oil and/or gas wells
AU2014329467A1 (en) * 2013-10-02 2016-04-07 Reservoir Engineering Research Institute Amidoamine gas hydrate inhibitors
US9410073B2 (en) 2013-11-26 2016-08-09 Ecolab Usa Inc. Anti-agglomerants for controlling gas hydrates
US9796906B2 (en) 2014-05-05 2017-10-24 Multi-Chem Group, Llc Multiple hydrophilic head hydrate inhibitors
BR112016021300B8 (pt) 2014-05-05 2022-11-08 Multi Chem Group Llc Método para inibir a formação de aglomerados de hidratos e composição
US9765254B2 (en) 2014-10-30 2017-09-19 Ecolab Usa Inc. Cationic ammonium surfactants as low dosage hydrate inhibitors
US10113102B2 (en) 2014-12-23 2018-10-30 Multi-Chem Group, Llc Activity enhanced scale dispersant for treating inorganic sulfide scales
US9663666B2 (en) 2015-01-22 2017-05-30 Baker Hughes Incorporated Use of hydroxyacid to reduce the localized corrosion potential of low dose hydrate inhibitors
US9988568B2 (en) 2015-01-30 2018-06-05 Ecolab Usa Inc. Use of anti-agglomerants in high gas to oil ratio formations
EP3256693A4 (en) 2015-02-10 2018-12-19 Ecolab USA Inc. Corrosion inhibitors and kinetic hydrate inhibitors
WO2016161108A1 (en) * 2015-04-01 2016-10-06 Ecolab Usa Inc. Fluorine-containing agents for enhancing hydrate inhibitors
FR3042195B1 (fr) 2015-10-09 2017-11-24 Arkema France Oligomere ionique et composition polymerisable le contenant pour materiaux hydro-fragmentables a usage provisoire
FR3044322B1 (fr) * 2015-11-27 2020-08-14 Ceca Sa Utilisation d'un aminoacide carboxylique particulier pour limiter la formation et/ou l'agglomeration d'hydrates de gaz
FR3044321B1 (fr) * 2015-11-27 2020-08-07 Ceca Sa Composition pour limiter la formation et/ou l'agglomeration d'hydrates de gaz
NO346635B1 (en) 2015-12-18 2022-11-07 Halliburton Energy Services Inc High temperature hydrate inhibitors and methods of use
AU2016403399B2 (en) 2016-04-19 2020-10-29 Halliburton Energy Services, Inc. Double-headed hydrate inhibitors and methods of use
AU2016403731B2 (en) 2016-04-19 2020-11-05 Halliburton Energy Services, Inc. Hydrate inhibitors and methods of use
IT201600130556A1 (it) * 2016-12-23 2018-06-23 Lamberti Spa Inibitori di idrati di gas
IT201600130571A1 (it) * 2016-12-23 2018-06-23 Lamberti Spa Inibitori di idrati di gas
CN107035967A (zh) * 2017-04-26 2017-08-11 常州大学 一种复合型气体水合物防聚剂
JP7350836B2 (ja) 2018-07-18 2023-09-26 アルケマ フランス 重合性イオン種をベースとする硬化性組成物を用いて調製された物品
US11236261B2 (en) * 2018-09-14 2022-02-01 Halliburton Energy Services, Inc. Polyaromatic hydrocarbon additives for hydrate inhibition
WO2020068046A1 (en) 2018-09-25 2020-04-02 Multi-Chem Group, Llc Anti-agglomerant hydrate inhibitors and method of use
US11161804B2 (en) 2018-10-09 2021-11-02 Clariant International Ltd. Unsymmetrically substituted dicarboxylic acid diamido ammonium salts and their use for gas hydrate anti-agglomeration
AU2019427771B2 (en) 2019-01-31 2022-12-01 Halliburton Energy Services, Inc. Low dosage hydrate inhibitor
FR3092331A1 (fr) 2019-02-06 2020-08-07 Arkema France Composition pour prévenir l'agglomération d'hydrates de gaz
FR3092332B1 (fr) * 2019-02-06 2021-01-08 Arkema France Utilisation d’esteramine pour prévenir agglomération d'hydrates de gaz
CN110183576B (zh) * 2019-06-04 2021-10-22 万华化学(四川)有限公司 一种可用于附聚的生产聚丁二烯胶乳的乳化剂、其制备方法及应用
US12129427B2 (en) 2019-12-11 2024-10-29 Clariant International Ltd Synergistic blends of anti-agglomerant gas hydrate inhibitors with quaternary alkyl ammonium compounds
US20230272264A1 (en) * 2021-12-28 2023-08-31 Dalian University Of Technology Environmentally friendly natural gas hydrate inhibitor and application

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JPS58185671A (ja) * 1982-04-26 1983-10-29 Yokohama Rubber Co Ltd:The エポキシ樹脂接着剤
US20050085396A1 (en) * 2003-10-21 2005-04-21 Vaithilingam Panchalingam Methods for inhibiting hydrate blockage in oil and gas pipelines using amino alcohols and ester compounds
US20070173672A1 (en) * 2003-02-24 2007-07-26 Clariant Gmbh Additives for inhibiting gas hydrate formation
US20080177103A1 (en) * 2005-03-01 2008-07-24 Dirk Leinweber Biologically Degradable Gas Hydrate Inhibitors
US7452848B2 (en) * 2005-04-26 2008-11-18 Air Products And Chemicals, Inc. Amine-based gas hydrate inhibitors

Family Cites Families (52)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
GB446616A (en) 1934-07-26 1936-04-27 Roberts Arthur Improvements in the distillation of coal
GB962242A (en) * 1961-07-10 1964-07-01 Ciba Ltd Hardening agents for epoxide resins prepared by reacting polyamines with amino-esters
GB960622A (en) * 1961-07-10 1964-06-10 Ciba Ltd Novel amino esters and their use in epoxide resin compositions
US3317556A (en) * 1962-06-22 1967-05-02 Nopco Chem Co Amphoteric alpha-sulfo-imidazolines
US3894962A (en) * 1973-04-20 1975-07-15 Nalco Chemical Co Aggregation of particles of raney copper catalyst
GB1465519A (en) 1973-07-31 1977-02-23 Nat Patent Dev Corp Sorbents coated with a synthetic solid water-insoluble hydro philic polymer
US4652623A (en) * 1984-11-23 1987-03-24 Calgon Corporation Polymers for use as filtration control aids in drilling muds
US4673716A (en) 1985-11-25 1987-06-16 Exxon Research And Engineering Company High molecular weight terpolymers of acrylamide, acrylic acid salts and alkylacrylamide
JPS6438080A (en) 1987-08-01 1989-02-08 Nippon Chemiphar Co Novel alkylenediamine derivative and glutamic acid blocker
FR2625548B1 (fr) * 1987-12-30 1990-06-22 Inst Francais Du Petrole Procede pour retarder la formation et/ou reduire la tendance a l'agglomeration des hydrates
US4980378A (en) 1988-06-01 1990-12-25 Odontex, Inc. Biodegradable absorption enhancers
JP3129518B2 (ja) 1992-04-24 2001-01-31 ビーエーエスエフディスパージョン株式会社 架橋性水性顔料分散液
US5681889A (en) 1994-06-20 1997-10-28 Kansai Paint Co., Ltd Hydrophilic crosslinked polymer fine particles and process for production thereof
FR2748773B1 (fr) 1996-05-15 1998-06-26 Inst Francais Du Petrole Procede pour inhiber ou retarder la formation ou l'agglomeration d'hydrates dans un effluent de production
US6702946B1 (en) 1996-10-03 2004-03-09 Cytec Technology Corp. Aqueous dispersions
NO972355D0 (no) 1997-05-22 1997-05-22 Rf Procom As Blanding for regulering av clathrathydrater og en fremgangsmåte for regulering av clathrathydrat-dannelse
DE19803384C1 (de) 1998-01-29 1999-04-15 Clariant Gmbh Additive zur Inhibierung der Gashydratbildung und Verfahren zur Inhibierung der Bildung von Gashydraten
US6194622B1 (en) 1998-06-10 2001-02-27 Exxonmobil Upstream Research Company Method for inhibiting hydrate formation
DE10010811A1 (de) 2000-03-08 2001-09-13 Basf Ag Verfahren zur Herstellung von Polymeren
DE60131260T2 (de) 2000-04-07 2008-08-28 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Verfahren zur hemmung von verstopfung von röhren durch gashydrate
US6398967B2 (en) 2000-04-20 2002-06-04 Nalco Chemical Company Method of clarifying water using low molecular weight cationic dispersion polymers
US20040024152A1 (en) 2000-07-28 2004-02-05 Masayuki Toyama Gas hydrate formation inhibitor and method for inhibiting gas hydrate formation with the same
US6451891B1 (en) 2000-11-14 2002-09-17 Isp Investments Inc. Method for preventing or retarding the formation of gas hydrates
GB2393722A (en) * 2001-02-13 2004-04-07 Schlumberger Holdings Cleavable surfactants which may be useful in viscoelastic compositions for oil-field applications
US6559233B2 (en) 2001-07-13 2003-05-06 Rhodia Chimie Composition comprising a copolymer at least two charged blocks and type of opposite charge
US20030130454A1 (en) 2001-11-07 2003-07-10 Mitsubishi Rayon Co., Ltd. Process for producing amphipathic polymers
US6929070B2 (en) * 2001-12-21 2005-08-16 Schlumberger Technology Corporation Compositions and methods for treating a subterranean formation
KR100697900B1 (ko) 2002-05-15 2007-03-20 악조 노벨 엔.브이. 수용성 중합체 분산액 및 수용성 중합체 분산액의 제조 방법
BR0314554A (pt) 2002-10-10 2005-08-09 Yeda Res & Dev ésteres básicos de álcoois graxos e sua aplicação como agentes anti-inflamatórios ou imunomoduladores
US20040087717A1 (en) 2002-11-04 2004-05-06 Ge Betz, Inc. Modified polymeric flocculants with improved performance characteristics
DE10307728B4 (de) 2003-02-24 2005-09-22 Clariant Gmbh Korrosions-und Gashydratinhibitoren mit verbesserter Wasserlöslichkeit und erhöhter biologischer Abbaubarkeit und derartige Verbindungen
DE10307727B3 (de) 2003-02-24 2004-11-11 Clariant Gmbh Verwendung von Verbindungen als Korrosions- und Gashydratinhibitoren mit verbesserter Wasserlöslichkeit und erhöhter biologischer Abbaubarkeit und diese Verbindungen
DE10307725B4 (de) 2003-02-24 2007-04-19 Clariant Produkte (Deutschland) Gmbh Korrosions-und Gashydratinhibitoren mit verbesserter Wasserlöslichkeit und erhöhter biologischer Abbaubarkeit
WO2004111161A1 (en) 2003-06-06 2004-12-23 Akzo Nobel N.V. Gas hydrate inhibitors
US7585816B2 (en) 2003-07-02 2009-09-08 Exxonmobil Upstream Research Company Method for inhibiting hydrate formation
TW200517406A (en) 2003-10-29 2005-06-01 Nippon Catalytic Chem Ind Polymer, process for preparing the same, and use of the same
US7073588B2 (en) * 2004-02-27 2006-07-11 Halliburton Energy Services, Inc. Esterquat acidic subterranean treatment fluids and methods of using esterquats acidic subterranean treatment fluids
US7102191B2 (en) 2004-03-24 2006-09-05 Micron Technologies, Inc. Memory device with high dielectric constant gate dielectrics and metal floating gates
US7311144B2 (en) 2004-10-12 2007-12-25 Greg Allen Conrad Apparatus and method for increasing well production using surfactant injection
US20060094913A1 (en) 2004-11-04 2006-05-04 Spratt Paul A Ion pair amphiphiles as hydrate inhibitors
GB0424811D0 (en) 2004-11-10 2004-12-15 Ici Plc Polymeric materials
CA2832450C (en) * 2006-03-21 2014-11-25 Akzo Nobel N.V. Additive for preserving the fluidity of fluids containing gas hydrates
US20080113890A1 (en) 2006-11-09 2008-05-15 The Lubrizol Corporation Quaternary Ammonium Salt of a Polyalkene-Substituted Amine Compound
WO2008089262A1 (en) 2007-01-21 2008-07-24 M-I Llc Method and pill for remediating hydrate condensate blockage in pipelines
ES2408326T3 (es) 2008-07-08 2013-06-20 Siemens Aktiengesellschaft Disposición para la estabilización de una cimentación flotante
US8329620B2 (en) * 2008-10-06 2012-12-11 Nalco Company Compositions and methods for inhibiting the agglomeration of hydrates
US8334240B2 (en) * 2008-10-06 2012-12-18 Nalco Company Compositions and methods for inhibiting the agglomeration of hydrates in a process
US10392573B2 (en) 2008-10-17 2019-08-27 Ecolab Usa Inc. Method of controlling gas hydrates in fluid systems
US8921478B2 (en) 2008-10-17 2014-12-30 Nalco Company Method of controlling gas hydrates in fluid systems
US8288323B2 (en) 2009-03-02 2012-10-16 Nalco Company Compositions containing amide surfactants and methods for inhibiting the formation of hydrate agglomerates
US7989403B2 (en) 2009-03-02 2011-08-02 Nalco Company Corrosion inhibitors containing amide surfactants for a fluid
CN102576268B (zh) 2009-08-25 2015-05-13 普罗米斯有限公司 利用多种输入检测技术的交互表面

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JPS58185671A (ja) * 1982-04-26 1983-10-29 Yokohama Rubber Co Ltd:The エポキシ樹脂接着剤
US20070173672A1 (en) * 2003-02-24 2007-07-26 Clariant Gmbh Additives for inhibiting gas hydrate formation
US20050085396A1 (en) * 2003-10-21 2005-04-21 Vaithilingam Panchalingam Methods for inhibiting hydrate blockage in oil and gas pipelines using amino alcohols and ester compounds
US20080177103A1 (en) * 2005-03-01 2008-07-24 Dirk Leinweber Biologically Degradable Gas Hydrate Inhibitors
US7452848B2 (en) * 2005-04-26 2008-11-18 Air Products And Chemicals, Inc. Amine-based gas hydrate inhibitors

Also Published As

Publication number Publication date
CN103261149A (zh) 2013-08-21
BR112013015062B1 (pt) 2020-03-10
EP2651877A4 (en) 2014-08-06
PL2651877T3 (pl) 2016-07-29
US9458373B2 (en) 2016-10-04
US20120157351A1 (en) 2012-06-21
BR112013015062A2 (pt) 2017-09-19
EA201390709A1 (ru) 2013-12-30
US8618025B2 (en) 2013-12-31
CN103261149B (zh) 2015-07-15
MX2013006947A (es) 2013-07-15
US20140094393A1 (en) 2014-04-03
EP2651877A2 (en) 2013-10-23
WO2012082815A3 (en) 2013-01-17
CA2821730A1 (en) 2012-06-21
EP2651877B1 (en) 2016-03-09
WO2012082815A2 (en) 2012-06-21
CA2821730C (en) 2019-11-12
MX340173B (es) 2016-06-29

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EA024680B1 (ru) Композиция и способ для снижения агломерации гидратов
RU2562974C2 (ru) Композиция и способ снижения агломерации гидратов
US9765254B2 (en) Cationic ammonium surfactants as low dosage hydrate inhibitors
AU2018211357B2 (en) Anti-agglomerants for controlling gas hydrates
CA2754016C (en) Compositions containing amide surfactants and methods for inhibiting the formation of hydrate agglomerates
KR20160065163A (ko) 아미도아민 가스 하이드레이트 억제제
BR112018007404B1 (pt) Método de uso de inibidores de hidrato de alta temperatura, e, método para inibir a formação de um ou mais hidratos em um fluido
AU2015374274B2 (en) Low dose gas hydrate inhibitor compositions
WO2020014328A1 (en) Alkyl lactone-derived hydroxyamides and alkyl lactone-derived hydroxyesters for the control of natural gas hydrates
WO2004111161A1 (en) Gas hydrate inhibitors
AU2012355431A1 (en) Method and composition for inhibiting wax in a hydrocarbon mixture
OA16452A (en) Composition and method for reducing hydrate agglomeration.
OA16465A (en) Composition and method for reducing hydrate agglomeration.
NL2023658A (en) Anti agglomerant hydrate inhibitors and method of use

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s)

Designated state(s): AM AZ BY KZ KG MD TJ TM RU