NO180783B - Fremgangsmåte ved forhindring av hydratdannelse - Google Patents
Fremgangsmåte ved forhindring av hydratdannelseInfo
- Publication number
- NO180783B NO180783B NO910619A NO910619A NO180783B NO 180783 B NO180783 B NO 180783B NO 910619 A NO910619 A NO 910619A NO 910619 A NO910619 A NO 910619A NO 180783 B NO180783 B NO 180783B
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- fluid
- cell
- water
- hydrates
- pressure
- Prior art date
Links
Classifications
-
- 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 OR C10K; LIQUIFIED PETROLEUM GAS; USE OF ADDITIVES TO FUELS OR FIRES; FIRE-LIGHTERS
- C10L1/00—Liquid carbonaceous fuels
- C10L1/32—Liquid carbonaceous fuels consisting of coal-oil suspensions or aqueous emulsions or oil emulsions
- C10L1/328—Oil emulsions containing water or any other hydrophilic phase
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
Description
Oppfinnelsen vedrører en fremgangsmåte ved forhindring eller retardasjon av dannelsen av hydrater eller ved reduksjon av hydratenes tendens til å agglomerere under transporten av et fluid omfattende vann og hydrokarbon gjennom en rørledning.
Det er vel kjent i teknologien at dannelsen av hydrater i et rør, f.eks. en rørledning, under transport av olje og gass kan være et alvorlig problem, spesielt i områder med lave temperaturer i vintersesongen, eller i havet. Generelt vil temperaturene være så lave at hydratdannelsen, på grunn av den uunngåelige tilstede-værelse av samprodusert vann i brønnene, vil finne sted dersom ingen spesielle forholdsregler blir tatt. Det er mulig å isolere en rørledning når fluidets temperatur synker i rørledningen under transporten fra brønnen. Isolasjonen reduserer sjansen for hydrat-dannelse, men den er på den annen side dyr. Dersom feltet er relativt lite og langt fra produksjonsplattformen, kan kostnadene for isolasjonen være for høye til å gjøre feltøkonomien til-trekkende .
Det er også kjent å kontrollere hydratdannelsen ved tilsetning av kjemiske forbindelser i fluidet som transporteres, f.eks. ved anvendelse av glykoler, f.eks. etylenglykol eller dietylenglykol. En ulempe med dette er at det trenges store mengder glykol (av størrelsesorden 3 0 vektprosent beregnet på vannmengden).
I Sovjetunionens oppfinnersertifikat 697696 er det beskrevet en blanding som egner seg til å forhindre hydratdannelsen, hvilken blanding omfatter dietylenglykol med en mindre mengde alkylarylsulfonat (i en mengde på 0,3-0,5% basert på vekten av dietylenglykol) .
Overraskende er det blitt funnet at alkylarylsulfonsyrer eller alkalimetall- eller ammoniumsalter derav kan anvendes uten glykoler, til å kontrollere hydratdannelsen.
Oppfinnelsen vedrører en fremgangsmåte til å forhindre eller retardere dannelsen av hydrater eller til å redusere hydratenes tendens til å agglomerere i en fluidstrøm omfattende vann og hydrokarbon under transport av fluidet gjennom en rørledning, idet fremgangsmåten omfatter tilsetning til fluidet av en alkylaryl-sulf onsyre eller et alkalimetall- eller ammoniumsalt derav, i fravær av glykol som strømmer i fluidet. Hydrokarbonet kan være en væske eller en gass, men er fortrinnsvis en gass såsom metan, etan, propan, isopropan, butan eller isobutan. Fluidet kan være produsert fra oljebrønner såvel som fra gassbrønner. Fluidet kan også omfatte naturgass.
Avhengig av trykket kan hydratene dannes ved temperaturer godt over vannets frysepunkt. Etanhydrater dannes f.eks. ved trykk mellom 10 og 30 bar (1 og 3 MPa) og temperaturer mellom 4°C og 14°C. Dannelse og agglomerering av hydratkrystaller vil således lett forekomme i rørledninger omgitt av en kald atmosfære.
Problemet med dannelse og agglomerering av gasshydrater er ikke begrenset til gassbrønner, men forekommer også i oljebrønner dersom vann og gass er tilstede i fluidet.
Alkylarylsulfonsyrene eller deres salter har fortrinnsvis en arylgruppe avledet fra benzen, toluen, orto-, meta- eller paraxylen. Alkylgruppen er fortrinnsvis en langkjedet alkylgruppe, som kan være forgrenet eller uforgrenet. Alkylgruppen kan være f.eks. en C8-C22-alkylgruppe.
Foretrukne forbindelser er de med den kjemiske formel
hvori X er H, Na eller K og R er en C8-C22-alkylgruppe.
Mer foretrukne forbindelser er de hvori R er en C13- og/ eller Cu-alkyl- eller en C18-alkylgruppe, såsom de som er kjent under varemerket Dobanax-320, Dobanax-313 og Dobanax-205.
Andre grupper av foretrukne forbindelser er dialkylbenzen-sulfonater med den kjemiske struktur
hvori X er et alkalimetall og R1og R2er de samme eller for-skjellige C2-<C>20-alkylgrupper, fortrinnsvis C6-Cu-alkylgrupper.
Alkylarylsulfonatene blir tilsatt i mengder fra 0,1% til 3 vektprosent, beregnet på vekten av det vann som er tilstede i fluidet. Et foretrukket område er fra 0,2 til 1%, mer foretrukket i området på fra 0,3 til 0,6%.
For å studere innvirkningen av små mengder alkylaryl-sulfonater på kjernedannelsestemperaturen, kinetikken for krystall-veksten og krystallenes morfologi, ble det bygget en høytrykks visuell celle med mantel. Cellen ble laget av rustfritt stål og hadde en avkjølingsmantel for å tillate god og lett temperatur-kontroll av cellen. To safirvinduer tillot visuell observasjon av celleinnholdet. Cellen var utstyrt med to ventiler, én for innføring av væske og én for gass. I bunnen av cellen sørget en rørstav for god blanding av celleinnholdet. Cellens indre volum var 66,4 ml, og dødvolumet var redusert til et minimum. Cellen ble dessuten testet sammen med sitt påfyllingssystem ved et trykk på 100 bar i løpet av en periode på 8 0 timer uten at det ble observert noe trykkfall. Cellen arbeidet vanligvis ved et trykk på under 30 bar. Cellen ble plassert i et plexiglassbur.
Et data-akvisisjonssystem basert på en personlig datamaskin tillot måling av temperatur og trykk inne i cellen én gang pr. minutt. Settpunktet for et termostatert bad, forbundet med avkjølingsmantelen, kunne settes automatisk av datamaskinen.
En stålbrønn gikk dypt ned i cellen, hvori det var plassert et platina motstandstermometer. På cellen var det montert en trykk-transduser, med svært lav temperaturhysterese og høy presisjon.
Før det ble utført en kjøring, ble cellen skylt med avmineralisert vann, skylt med etanol og vakuumtørket, alt uten å demontere cellen.
For å utføre eksperimentet ble avmineralisert vann og dekan innført som væske i cellen. Vannet inneholdt 0,5 vektprosent alkylarylsulfonsyre eller et salt derav, om ønsket. Etan ble innført som gass i cellen. Kjøringen startet ved 20°C, og temperaturen i cellen ble senket via mantelen forbundet med termostatbadet ved å senke dets temperatur. Mengden av vann, dekan og etan var henholdsvis 25, 5,8 og 4,7 g. Trykket var 25 bar ved 20°C, og ingen etanhydrater ble dannet.
Termometeret sendte et digitalt signal, trykkmåleren et analogt signal til datamaskinen. Datamaskinen kunne også sende en settpunktkommando til det termostaterte bad. Under hvert eksperi-ment ble cellens temperatur og trykk registrert, sammen med tiden, hvert minutt. Med en gitt sammensetning, omfattende vann, dekan og etan og om ønsket alkylarylsulfonsyren eller saltet derav, kunne det lages en temperatur-tid- og en trykk-tid-kurve.
Ved senkning av temperaturen, som ble etterfulgt av et trykktap, til under likevektstemperaturpunktet, hvorved hydrater og væske var i likevekt, ble det dannet etanhydrater. Den ganske plutselige hydratdannelsen ble avlest av temperatur- og trykk-tid-kurven. Det foregikk en relativt sterk stigning i temperaturen (ca. 0,5°C) og et trykktap (ca. 1-5 bar).
På samme tid kunne dannelsen av hydrater sees gjennom et safirvindu. Dannelsen av hydratkrystaller forbruker de frie etanmolekyler. Det økende fall i celletrykket som forekommer etter at kjernedannelsen har startet, er en god indikasjon på den hydratmengde som dannes som funksjon av tiden.
Det ble dessuten observert at under hydratdannelsen ville krystallene agglomerere, i det tilfelle at alkylarylsulfonat ikke ble tilsatt. 1 fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen ville imidlertid tilsetning av et alkylarylsulfonat forhindre dannelsen av hydrat-agglomerater.
Eksempel 1
2 5 g vann, 5,8 g dekan, 4,7 g etan og 0,5 vektprosent, basert på vannet, av dilineært C8-C10-alkylbenzensulfonat (natriumsalt), ble anvendt som beskrevet ovenfor i cellen. Eksperimentet startet ved 20°C, og etter senkning av temperaturen til 8,4°C foregikk krystallisasjonen, mens trykket i cellen samtidig sank fra 22 bar til 13 bar. Ingen agglomerering av hydratet ble observert.
Eksempel 2
2 5 g vann, 5,8 g dekan, 4,7 g etan og 0,5 vektprosent, basert på vannet, av sulfonert "SOMIL<®>SH" ble anvendt som beskrevet ovenfor i cellen. Eksperimentet startet ved 20°C og etter senkning av temperaturen til 8,4°C foregikk krystallisasjonen, mens trykket i cellen samtidig sank fra 22 bar til 16 bar. Ingen agglomerering av hydratet ble observert.
Eksempel 3
25 g vann, 5,8 g dekan, 4,7 g etan og 0,5 vektprosent, basert på vannet, av C18-alkylbenzensulfonsyre ble anvendt som beskrevet ovenfor i cellen. Eksperimentet startet ved 20°C, og etter senkning av temperaturen til 8,4°C foregikk krystallisasjonen, mens trykket i cellen samtidig sank fra 22 bar til 16 bar. Ingen agglomerering av hydratet ble observert.
Sammenlikningseksempel A
25 g vann, 5,8 g dekan og 4,7 etan ble anvendt som beskrevet ovenfor i cellen. Også i dette tilfellet startet eksperimentet ved 20°C, og etter senkning av temperaturen til 9,4"C foregikk krystallisasjonen og ble etterfulgt av agglomerering av krystallene.
Claims (8)
1. Fremgangsmåte ved forhindring eller retardasjon av dannelsen av hydrater eller ved reduksjon av tendensen hos hydratene til å agglomerere i en strøm av fluid omfattende vann og hydrokarbon under transport av fluidet gjennom en rørledning, karakterisert ved tilsetning til fluidet av en alkylarylsulfonsyre eller et alkalimetall- eller ammoniumsalt derav, i fravær av glykol som strømmer i fluidet.
2. Fremgangsmåte ifølge krav 1,
karakterisert ved at fluidet som anvendes omfatter ett eller flere hydrokarboner bestående av gruppen;
metan, etan, propan, isopropan, butan og isobutan.
3. Fremgangsmåte ifølge krav 1 eller 2,
karakterisert ved at fluidet som anvendes omfatter naturgass.
4. Fremgangsmåte ifølge ett eller flere av kravene 1-3, karakterisert ved at det tilsettes til fluidet en C8 -C22 -alkylarylsulfonsyre eller et alkalimetall- eller
ammoniumsalt derav.
5. Fremgangsmåte ifølge krav 4,
karakterisert ved at det anvendes en forbindelse
med den kjemiske struktur
hvori X er H, Na eller K, og R er en C8 -C22 -alkylgruppe.
6. Fremgangsmåte ifølge krav 1,
karakterisert ved at det anvendes en forbindelse
med den kjemiske struktur
hvori X er et alkalimetall og R1 og R2 er de samme eller for-skjellige C2 -C20 -alkylgrupper, fortrinnsvis C6 -Cu-alkylgrupper.
7. Fremgangsmåte ifølge ett eller flere av kravene 1-6, karakterisert ved at mengden av alkylarylsulfonat som anvendes ligger i området fra 0,1% til 3 vektprosent, beregnet på vekten av vannet som er tilstede i fluidet.
8. Fremgangsmåte ifølge krav 7,
karakterisert ved at mengden av alkylarylsulfonat som anvendes ligger i området på fra 0,2 til 1%.
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| GB909003617A GB9003617D0 (en) | 1990-02-16 | 1990-02-16 | A method for preventing hydrates |
Publications (4)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO910619D0 NO910619D0 (no) | 1991-02-15 |
| NO910619L NO910619L (no) | 1991-08-19 |
| NO180783B true NO180783B (no) | 1997-03-10 |
| NO180783C NO180783C (no) | 1997-06-18 |
Family
ID=10671171
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO910619A NO180783C (no) | 1990-02-16 | 1991-02-15 | Fremgangsmåte ved forhindring av hydratdannelse |
Country Status (7)
| Country | Link |
|---|---|
| EP (1) | EP0457375B1 (no) |
| CA (1) | CA2036084A1 (no) |
| DE (1) | DE69100197T2 (no) |
| DK (1) | DK0457375T3 (no) |
| GB (1) | GB9003617D0 (no) |
| NO (1) | NO180783C (no) |
| NZ (1) | NZ237020A (no) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7044226B2 (en) | 2002-05-07 | 2006-05-16 | Agr Subsea As | Method and a device for removing a hydrate plug |
Families Citing this family (21)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JPH06510594A (ja) * | 1992-07-06 | 1994-11-24 | エニリチェルケ・ソシエタ・ペル・アチオニ | 高度に粘稠な石油生成物を回収及び流動化させる方法 |
| US5432292A (en) * | 1992-11-20 | 1995-07-11 | Colorado School Of Mines | Method for controlling clathrate hydrates in fluid systems |
| US5420370A (en) * | 1992-11-20 | 1995-05-30 | Colorado School Of Mines | Method for controlling clathrate hydrates in fluid systems |
| US5491269A (en) * | 1994-09-15 | 1996-02-13 | Exxon Production Research Company | Method for inhibiting hydrate formation |
| USH1749H (en) * | 1994-09-15 | 1998-09-01 | Exxon Production Research Company | Method for inhibiting hydrate formation |
| US5600044A (en) * | 1994-09-15 | 1997-02-04 | Exxon Production Research Company | Method for inhibiting hydrate formation |
| US6015929A (en) * | 1994-09-15 | 2000-01-18 | Exxon Research And Engineering Co. | Gas hydrate anti-agglomerates |
| US5841010A (en) * | 1994-09-15 | 1998-11-24 | Exxon Production Research Company | Surface active agents as gas hydrate inhibitors |
| US5583273A (en) * | 1994-09-15 | 1996-12-10 | Exxon Production Research Company | Method for inhibiting hydrate formation |
| US5936040A (en) * | 1995-06-08 | 1999-08-10 | Exxon Production Research Company | Method for inhibiting hydrate formation using maleimide copolymers |
| US5744665A (en) * | 1995-06-08 | 1998-04-28 | Exxon Production Research Company | Maleimide copolymers and method for inhibiting hydrate formation |
| US6194622B1 (en) | 1998-06-10 | 2001-02-27 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method for inhibiting hydrate formation |
| US6359047B1 (en) | 2001-03-20 | 2002-03-19 | Isp Investments Inc. | Gas hydrate inhibitor |
| WO2005005567A1 (en) | 2003-07-02 | 2005-01-20 | Exxonmobil Upstream Research Company | A method for inhibiting hydrate formation |
| FR2879189B1 (fr) * | 2004-12-13 | 2007-03-30 | Inst Francais Du Petrole | Methode pour transporter des hydrates en suspension dans des effluents de production utilisant un additif non-polluant |
| US8436219B2 (en) | 2006-03-15 | 2013-05-07 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method of generating a non-plugging hydrate slurry |
| RU2445544C2 (ru) | 2006-03-24 | 2012-03-20 | Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани | Композиция и способ получения прокачиваемой суспензии углеводородных гидратов при высокой обводненности |
| BRPI0817188A2 (pt) | 2007-09-25 | 2015-03-17 | Exxonmobil Upstream Res Co | Método para controlar hidratos em um sistema de produção submarino |
| US9988568B2 (en) | 2015-01-30 | 2018-06-05 | Ecolab Usa Inc. | Use of anti-agglomerants in high gas to oil ratio formations |
| EP3071785A1 (en) | 2015-02-16 | 2016-09-28 | Osman Zühtü GÖKSEL | A system and a method for exploitation of gas from gas-hydrate formations |
| FR3092331A1 (fr) | 2019-02-06 | 2020-08-07 | Arkema France | Composition pour prévenir l'agglomération d'hydrates de gaz |
Family Cites Families (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU697696A1 (ru) * | 1977-12-01 | 1979-11-15 | Всесоюзный Научно-Исследовательский И Проектный Институт По Подготовке К Транспортировке И Переработки Природного Газа | Состав дл предотвращени парафиногидратных отложений |
| JPS5935960B2 (ja) * | 1982-02-25 | 1984-08-31 | 株式会社 柏化学工業 | 配管類の洗浄剤 |
| 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 |
-
1990
- 1990-02-16 GB GB909003617A patent/GB9003617D0/en active Pending
-
1991
- 1991-02-05 NZ NZ237020A patent/NZ237020A/en unknown
- 1991-02-08 DK DK91200272.2T patent/DK0457375T3/da active
- 1991-02-08 DE DE91200272T patent/DE69100197T2/de not_active Expired - Fee Related
- 1991-02-08 EP EP91200272A patent/EP0457375B1/en not_active Expired - Lifetime
- 1991-02-11 CA CA002036084A patent/CA2036084A1/en not_active Abandoned
- 1991-02-15 NO NO910619A patent/NO180783C/no unknown
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7044226B2 (en) | 2002-05-07 | 2006-05-16 | Agr Subsea As | Method and a device for removing a hydrate plug |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| NZ237020A (en) | 1992-11-25 |
| GB9003617D0 (en) | 1990-04-11 |
| NO180783C (no) | 1997-06-18 |
| DE69100197T2 (de) | 1993-12-02 |
| NO910619L (no) | 1991-08-19 |
| CA2036084A1 (en) | 1991-08-17 |
| DE69100197D1 (de) | 1993-09-02 |
| EP0457375B1 (en) | 1993-07-28 |
| NO910619D0 (no) | 1991-02-15 |
| EP0457375A1 (en) | 1991-11-21 |
| DK0457375T3 (da) | 1993-12-27 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| NO180783B (no) | Fremgangsmåte ved forhindring av hydratdannelse | |
| US5460728A (en) | Method for inhibiting the plugging of conduits by gas hydrates | |
| US5648575A (en) | Method for inhibiting the plugging of conduits by gas hydrates | |
| US5879561A (en) | Method for inhibiting the plugging of conduits by gas hydrates | |
| US10597578B2 (en) | Multifunctional foaming composition with wettability modifying, corrosion inhibitory and mineral scale inhibitory/dispersants properties for high temperature and ultra high salinity | |
| Barnes | Ice engineering | |
| NO322749B1 (no) | Fremgangsmate for termohydraulisk kontroll av gasshydrater | |
| NO309186B1 (no) | Fremgangsmåte for regulering av klatrat-hydrater i et fluid som er i stand til å danne klatrat-hydrater | |
| NO160789B (no) | Lagringsmateriale for termisk energi. | |
| NO146820B (no) | Fremgangsmaate for aa opploese bariumsulfatavsetninger i en broenn som trenger gjennom en underjordisk formasjon, samt en vandig opploesning for anvendelse derved | |
| NO323176B1 (no) | Additiv til inhibering av gasshydratdannelse, fremgangsmate for inhibering av gasshydratdannelse samt anvendelse av additivet | |
| NO794061L (no) | Hoeydensitets vaeskepreparater. | |
| Kumari et al. | Computational study of differences between antifreeze activity of type-III antifreeze protein from ocean pout and its mutant | |
| WO2003087532A1 (en) | Antifreeze proteins for inhibition of clathrate hydrate formation and reformation | |
| Kodama et al. | Thermal study of the interaction of crystalline surfactant with water; The dioctadecyldimethylammonium chloride-water system | |
| US20130112923A1 (en) | Composition and Method for Inhibiting Gas Hydrate Formation | |
| US20150337196A1 (en) | Method for inhibiting structure ii gas hydrate formation | |
| Bravi et al. | Primary nucleation of citric acid monohydrate: influence of selected impurities | |
| Najibi | Heat transfer and heat transfer fouling during subcooled flow boiling for electrolyte solutions | |
| CN109153784B (zh) | 琥珀酰亚胺基共聚物和作为水合物抑制剂的用途 | |
| Kimura | Nucleation of Molten Na2S2O352O and Some Other Similar Hydrates. A Thermodynamic Observation | |
| KR102704300B1 (ko) | 셀룰로오스를 이용한 가스 하이드레이트 생성 저해제 및 이의 용도 | |
| CN102190750A (zh) | 苯乙烯与n-乙烯基吡咯烷酮的共聚物及其制法和应用 | |
| US20160083642A1 (en) | A low temperature stabilized foam-forming composition for enhanced oil recovery | |
| Myran et al. | Genetically-engineered mutant antifreeze proteins provide insight into hydrate inhibition |