1. РЕСПУБЛИКА КАЗАХСТАН
(19) KZ (13) B (11) 29328
(51) C07C 211/63 (2006.01)
C10G 9/16 (2006.01)
C09K 8/524 (2006.01)
B01F 17/18 (2006.01)
C10L 3/00 (2006.01)
МИНИСТЕРСТВА ЮСТИЦИИ РЕСПУБЛИКИ КАЗАХСТАН
ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
К ПАТЕНТУ
(21) 2013/1584.1
(22) 14.12.2011
(45) 15.12.2014, бюл. №12
(31) 12/970,280
(32) 16.12.2010
(33) US
(85) 03.07.2013
(86) PCT/US2011/064766, 14.12.2011
(72) Веббер, Петер А. (US)
(73) НАЛКО КОМПАНИ (US)
(74) Юрчак Лариса Сергеевна
(56) US 2005085396 A1, 21.04.2005
US 2007173672 A1, 26.07.2007
US 2006237691 A1, 26.10.2006
US 2008177103 A1, 24.07.2008
KZ 9254 B, 15.03.2002
KZ 9255 B, 17.12.2002
KZ 8338 B, 15.01.2002
RU 2167846 C2, 27.05.2001
(54) КОМПОЗИЦИЯ И СПОСОБ ДЛЯ
СОКРАЩЕНИЯ АГЛОМЕРАЦИИ ГИДРАТОВ
(57) Раскрыты и заявлены композиция и способ
ингибирования образования гидратных агломератов
в текучей среде, включающей воду, газ и, возможно,
жидкий углеводород. Способ включает добавление
к текучей среде эффективного количества
антиагломеранта формулы (I) и, при необходимости,
его соли
в которой каждый R1 независимо отсутствует, C1
- С10 алкил, бензил, или Н;
R2 - C1 - С10 алкил;
R3 - C1 - С10 алкил; и
R4 - С4 - С22 алкил или алкенил.
(19)KZ(13)B(11)29328

2. 29328
2
Это изобретение относится в целом к
сокращению или ингибированию образования и
роста частиц гидратов в текучих средах,
содержащих газообразный углеводород и воду.
Более конкретно, изобретение касается снижения
или ингибирования такого образования при
производстве и транспортировке природного,
нефтяного или других газов. Изобретение, в
частности, относится к обработке таких систем
сурфактантами бета-амино сложных эфиров в
качестве антиагломерантов с целью уменьшения
или ингибирования образования газовых гидратов.
С тех пор как в 1934 Хаммершмидт обнаружил,
что газовые гидраты блокируют газопроводы,
важным вопросом стали исследования
профилактики образования и агломерации гидратов.
Газовые гидраты могут легко образовываться во
время транспортировки нефти и газа по
трубопроводам, когда имеют место
соответствующие условия. Содержание воды,
низкие температуры и повышенное давление
требуются для образования газовых гидратов.
Образование газовых гидратов часто приводит к
утрате нефтедобычи, повреждению трубопроводов и
угрозе безопасности полевых рабочих. Современная
нефтяная и газовая техника во время добычи и
производства нефти обычно работает в тяжелых
условиях; например, в условиях высокой скорости
выкачивания, высокого давления в трубопроводах,
увеличенной длины трубопроводов и низкой
температуры нефти и газа, перекачиваемых по
трубопроводам. Эти условия особенно
благоприятны для образования газовых гидратов,
которое могут быть особенно опасными для
нефтедобычи на расстоянии от берега или
месторождений с холодным климатом.
Газовые гидраты - это подобные льду твердые
вещества, которые образуются из малых
неполярных молекул и воды при пониженных
температурах и повышенных давлениях. При этих
условиях молекулы воды могут образовывать
подобные решетке структуры вокруг этих малых
неполярных молекул (обычно растворенных газов,
таких как углекислый газ, сероводород, метан, этан,
пропан, бутан и изобутан), создавая тип
взаимодействия хозяин - гость, также известные как
клатрат или клатратный гидрат. Определенная
архитектура этой решетчатой структуры может
принадлежать к одному из нескольких типов
(названных тип 1, тип 2, тип Н), в зависимости от
природы молекул гостя. Однако, однажды
образованные, эти кристаллические решетчатые
структуры имеют тенденцию осаждаться из
раствора и аккумулироваться в большие твердые
массы, которые могут транспортироваться по
трубопроводам для транспортировки нефти и газа, и
потенциально блокировать или повреждать
трубопроводы и/или связанное с ними
оборудование. Повреждение, являющееся
результатом закупорки, может быть очень
дорогостоящим с точки зрения восстановления
оборудования, а также потери производства, и, в
конечном счете, воздействия на окружающую среду.
Промышленность использует целый ряд методов
предотвращения таких закупорок, к которым
относятся термодинамические ингибиторы
гидратообразования (THI), антиагломеранты (АА) и
кинетические ингибиторы гидратообразования
(KHI). Количество химических веществ,
необходимых для предотвращения закупорок,
значительно разнится в зависимости от типа
ингибитора, который используется.
Термодинамические ингибиторы
гидратообразования - вещества, которые могут
уменьшить температуру, при которой образуются
гидраты при данном давлении и содержании воды, и
обычно используются при очень высоких
концентрациях (регулярно дозируемых как 50 %,
основанных на содержании вода - гликоль часто
используется в количестве столь высоком, как 100 %
от веса полученной воды). Поэтому, имеются
существенные затраты, связанные с
транспортировкой и хранением больших количеств
этих растворителей.
Более рентабельная альтернатива -
использование LDHIs, поскольку они в целом
требуют менее 2% дозы для ингибирования
образования или роста газовых гидратов. Есть два
основных типа LDHIs - кинетические ингибиторы
гидратообразования (KHIs) и антиагломеранты
(AAs), которые обычно используются при более
низких концентрациях (активная концентрация 0,3-
0,5 %). KHIs работают, задерживая рост газовых
кристаллов гидратов и как антинуклеаторы. AAs
позволяют гидратам образовываться, но
препятствуют агломерации и последующему
накоплению в большие массы, способные вызвать
пробки. АА дает возможность газовым гидратам
образовываться, но в форме жидкого раствора,
рассеянного в жидкой углеводородной фазе. В
общем, содержание воды должно быть ниже 50%,
иначе жидкий раствор становится слишком вязким,
чтобы транспортироваться.
Поэтому продолжает существовать потребность
в новых и эффективных способах ингибирования
образования гидратных агломератов, особенно тех,
которые способны действовать при более высоком
содержании воды.
Краткое изложение сущности изобретения
Соответственно, это изобретение относится к
антиагломератным композициям, а также к
способам ингибирования образования гидратных
агломератов в водной среде, включающей воду, газ
и, необязательно, жидкий углеводород.
В одном аспекте данное изобретение касается
синтеза и использования поверхностно-активных
веществ бета-амино сложных эфиров в качестве
антиагломерантов. Эти поверхностно-активные
вещества включают 3-(диалкиламино)- 1-
пропиламин как гидрофильную часть молекулы и
жирную алкилгруппу - как гидрофобную часть
молекулы. Такие антиагломеранты обеспечивают
композицию, включающую следующую формулу и,
необязательно, ее соли.

3. 29328
3
Каждый R1 независимо представляет собой C1-
C10 алкил, бензил или Н.
В варианте изобретения по крайней мере один R1
отсутствует.
R2 и R3 - независимо представляют собой С1-С10
алкил.
R4 - представляет собой С4 - С22 алкил или
алкенил.
В варианте изобретения присутствует
противоион, когда R1 присутствует на четверичном
или катионном азоте.
В другом аспекте данное изобретение
обеспечивает способ ингибирования образования
гидратных агломератов в водной среде,
включающей воду, газ и, необязательно, жидкий
углеводород, включающий добавление к водной
среде эффективного количества
антиагломерирующей композиции, включающей
вышеупомянутую формулу и, при необходимости,
ее соли.
В варианте изобретения присутствует
противоион, когда R1 присутствует на четверичном
или катионном азоте.
Преимущество изобретения состоит в том, чтобы
обеспечить антиагломератные композиции,
используемые для предупреждения гидратных
пробок в трубах для нефтедобычи.
Другое преимущество изобретения состоит в
том, чтобы обеспечить антиагломератные
композиции, которые не оказывают отрицательного
влияния на качество воды за бортом.
Еще одно преимущество изобретения в том,
чтобы обеспечить антиагломератные композиции,
которые возможно сливать в подводные составные
шланги.
Сказанное выше в общих чертах достаточно
широко обрисовало особенности и технические
преимущества данного изобретения, которые станут
более понятными из последующего
детализированного описания изобретения.
Дополнительные функции и преимущества
изобретения, которые определяют предмет пунктов
формулы, описаны далее. Специалистам понятно,
что концепция и определенные раскрытые
воплощения могут быть легко использованы в
качестве основы для изменения или проектирования
других воплощений с тем, чтобы достичь цели
данного изобретения. Специалистам должно быть
также понятно, что такие эквивалентные
воплощения не отступают от сущности и объема
изобретения, как сформулировано в приложенной
формуле изобретения.
Детализированное описание
Композиции изобретения включают общую
формулу и, при необходимости, ее соли, как
приведено ниже.
В одном воплощении по крайней мере один R1
отсутствует.
В другом воплощении каждый R1 является
независимо C1-C10 алкил, бензил или Н.
R2 И R3 - независимо представляют собой C1-C10
алкил.
R4 - представляет собой С4-С22 алкил или
алкенил.
В одном варианте присутствует противоион,
когда R1 присутствует на четверичном или
катионном азоте. Присутствие R1, хотя не требуется,
но вообще улучшает свойства композиции с точки
зрения антиагломерации и качества воды. Кроме
того, считается, что наличие сложноэфирной
группы в общей структуре может обеспечить
улучшение профиля биологического распада.
"Алкенил" означает моновалентную группу,
полученную из прямого, разветвленного или
циклического углеводорода, содержащего, по
крайней мере, одну двойную связь углерод-углерод,
путем удаления единственного атома водорода из
каждого из двух смежных атомов углерода
алкильной группы. Представленные алкенильные
группы включают, например, винил, пропенил,
бутенил, 1-метил-2-бутен- 1-ил и т.п.
"Алкил" относится к моновалентной группе,
полученной удалением единственного атома
водорода из нормальной или разветвленной цепи
или циклического насыщенного или ненасыщенного
углеводорода. Представленные алкильные группы
включают метил, этил, пропил, бутил, пентил,
гексил, гептил, октил, нонил и децил.
"Противоион" относится к галоидному
соединению, выбранному из фторида, хлорида,
бромида, йодида или карбоксилата, выделенных из
реакции с неорганической кислотой, акриловой
кислотой, уксусной кислотой, метакриловой
кислотой, гликолевой кислотой, тиогликолевой
кислотой, пропионовой кислотой, масляной
кислотой, им подобных и любой их комбинации.
В одном воплощении композиция включает
следующую формулу и, при необходимости, ее
соли:
В другом воплощении композиция включает
следующую формулу и, при необходимости, ее
соли:
В другом воплощении композиция включает
следующую формулу и, при необходимости, ее
соли:

4. 29328
4
В другом воплощении композиция включает
следующую формулу и, при необходимости, ее
соли:
В другом воплощении композиция включает
следующую формулу и, при необходимости, ее
соли:
Различные методики синтеза, хорошо известные
специалистами области, могут использоваться для
получения заявленных композиций.
Композиции этого изобретения могут содержать
один или более дополнительных химических
составов. Различные составы могут быть оценены
специалистом в данной области и могут быть
получены без излишнего экспериментирования.
В одном воплощении композиция далее
включает, по крайней мере, один дополнительный
ингибитор гидратообразования. Образцовые
ингибиторы гидратообразования раскрыты в
американских патентных заявках: №12/253,504,
"Способ Контроля Газовых Гидратов в Жидких
Системах", поданной 17 октября 2008, №12/253,529,
"Способ Контроля Газовых Гидратов в Жидких
Системах", поданной 17 октября, 2008,
№12/400,428, "Композиции и Способы
Ингибирования Агломерации Гидратов в Процессе",
поданной 9 марта 2009, все в настоящее время
находятся на рассмотрении.
В другом воплощении композиция далее
включает один или более термодинамических
ингибиторов гидратообразования, один или более
кинетических ингибиторов гидратообразования,
один или более антиагломерантов или их
комбинацию.
Еще в одном воплощении композиция далее
включает один или более ингибиторов асфальтена,
ингибиторы образования парафинов,
антикоррозийные добавки, ингибиторы образования
отложений, эмульгаторы, осветлители воды,
диспергирующие агенты, деэмульгаторы или их
комбинацию.
В другом воплощении композиция далее
включает один или более полярных или неполярных
растворителей или их смесь.
В другом воплощении композиция далее
включает один или более растворителей, выбранных
из изопропанола, метанола, этанола, 2-
этилгексанола, тяжелого ароматического нафта,
толуола, этиленгликоля, монобутилового эфира
этиленгликоля (EGMBE), простого моноэтилового
эфира диэтиленгликоля, ксилола или их
комбинации.
Композиция вводится в текучую среду любым
образом, подходящим для того, чтобы
гарантировать рассеивание ингибитора в
обрабатываемой среде. Обычно ингибитор вводится
с использованием механического оборудования,
такого как инжекционные насосы, трубопроводные
тройники, инжекционные фитинги и т.п. Смесь
ингибитора может быть введена по мере
приготовления или составления в одном или более
дополнительных полярных или неполярных
растворителях в зависимости от применения и
требований.
Типичные полярные растворители, подходящие
для состава с композицией ингибитора, включают
воду, соляной раствор, морскую воду, спирты
(включая спирты прямой цепи или разветвленные
алифатические, такие как метанол, этанол,
пропанол, изопропанол, бутанол, 2-этилгексанол,
гексанол, октанол, деканол, 2-бутоксиэтанол и т.д.),
гликоли и их производные (этиленгликоль, 1,2-
пропиленгликоль, 1,3- пропиленгликоль,
монобутиловый эфир этиленгликоля и т.д.), кетоны
(циклогексанон, диизобутилкетон), N-
метилпирролидинон (NMP), N,N- диметилформамид
и т.п.
Представитель неполярных растворителей,
подходящих для состава с композицией ингибитора,
включает алифатические углеводороды, такие как
пентан, гексан, циклогексан, метилциклогексан,
гептан, декан, додекан, дизель и т.п.; ароматические
соединения, такие как толуол, ксилол, тяжелый
ароматический нафт, производные жирных кислот
(кислоты, сложные эфиры, амиды) и т.п.
В воплощениях изобретения раскрытая
композиция используется в способе ингибирования
образования гидратных агломератов в водной среде,
включающей воду, газ и, возможно, жидкий
углеводород. Способ включает добавление к водной
среде эффективного количества антиагломеранта
раскрытой композиции.
Композиция и способ этого изобретения
эффективны для контроля образования газовых
гидратов и образования пробок в системах
производства и транспортировки углеводородов.
Чтобы гарантировать эффективное ингибирование
гидратообразования, композиция ингибитора
должна быть введена до реального образования
гидратов. Предпочтительная точка введения для
операций по нефтедобыче - скважина вблизи
поверхности, контролируемая подводным
предохранительным вентилем. Это гарантирует, что
во время остановки скважины продукт будет в
состоянии рассеяться по области, где будут
встречаться гидраты. Обработка также может иметь
место в других областях напорных трубопроводов,
принимая во внимание плотность введенной текучей
среды. Если точка введения находится выше
глубины образования гидратов, то ингибитор
гидратообразования должен быть составлен с
растворителем, имеющим достаточно высокую
плотность, чтобы углубляться в напорный
трубопровод для накапливания на границе
вода/нефть. Кроме того, обработка может также
использоваться для трубопроводов или где угодно в
системе, где есть вероятность гидратообразования.

5. 29328
5
В вариантах композиция применяется для
водной среды, которая содержит различные уровни
солености. В одном варианте жидкость имеет
соленость от 1 % до 25% вес/вес (w/w) полностью
растворенных солей (TDS). Водная среда, в которой
применены раскрытые композиции и/или составы,
может содержаться во многих различных типах
аппаратов, особенно в тех, которые транспортируют
водную среду от одного пункта до другого.
В вариантах изобретения водная среда
содержится в нефте- и газопроводе. В других
вариантах водная среда содержится на
нефтеперерабатывающих заводах, в сепарационных
сосудах, отстойниках, газовых линиях и
трубопроводах.
В вариантах изобретения композиция
применяется к водной среде, которая имеет
различные уровни содержания воды. Специалист
отрасли может перевести содержание объема воды в
процентное значение содержания воды в
композиции, содержащей смесь нефти и воды. В
одном воплощении содержание воды - составляет от
1 до 80% w/w полностью растворенного твердого
вещества.
Композиции, раскрытые в настоящем описании
и/или их составы, могут быть применены к водной
среде различными способами, о которых известно
специалистам в области техники. Специалисту
известны эти способы и различные местоположения,
в которых могут быть применены композиции или
химические составы.
В одном воплощении композиции и/или составы
подаются насосом в нефте/газопровод при
использовании составных шлангов. В дальнейшем
воплощении для подачи композиций и/или составов
изобретения, в этом случае антиагломерантов, могут
быть использованы инжекторные системы
капиллярных колонн. Американский патент №
7311144 предоставляет описание прибора и
способов, касающихся капиллярной инжекции.
Различные количества дозировки композиции
и/или состава может быть применено к водной среде
для ингибирования образования гидратных
агломератов. Специалист области техники в
состоянии вычислить количество антиагломеранта
для данной ситуации без чрезмерного
экспериментирования. Факторы, которые могли бы
быть важными в таких вычислениях, включают,
например, содержание водной среды, процентное
содержание воды, плотность углеводорода в
градусах API (Американского нефтяного института)
и тестовую газовую композицию.
В одном воплощении диапазон дозы для
ингибитора гидратообразования, который применен
к водной среде, составляет от приблизительно 0,1 %
объема до приблизительно 3% объема, основанного
на содержании воды.
В другом воплощении диапазон дозы составляет
от около 0,25 % объема до приблизительно 1,5 %
объема, основанного на содержании воды.
Методики, описанные в данном изобретении,
могут быть использованы с другими композициями,
которые сопоставимы по объему с этим описанием.
Другие химические составы, использованные для
ингибирования образования агломератов в
жидкостях, которые выходят за пределы
определенной общей формулы, описанной выше, но
сопоставимы по объему с заявленными
композициями общей формулы, могут быть
использованы, если системные условия позволяют
композициям ингибировать образование
агломератов (гидратных агломератов). Этот
протокол может быть достигнут без чрезмерного
экспериментирования, в частности, например,
вибротест, описанный ниже, может быть
использован при определении работает ли
химический состав или нет.
Описанное выше может быть лучше понято из
следующих примеров, которые предназначены для
целей иллюстрации, а не ограничения объема
изобретения.
Пример 1
Этот пример иллюстрирует вариант композиции
изобретения.
Описан синтез 2-этилгексил-3-(3-
(диметиламино) пропиламино) пропаноата.
В 500-мл круглодонную колбу с тремя
горловинами и магнитной мешалкой добавлено
50,0 г (0,49 мол) 3-(диметиламино)-1-пропиламина.
Колба оборудована термопарой, дефлегматором и
дополнительной воронкой, содержащей 90,2 г (0,49
моля) 2-этилгексилакрилата. Акрилат добавлен к
перемешиваемому амину тремя равными
объемными дозами. Как только добавление
завершено, реакционную смесь нагрели до 100 0
С в
течение 5 часов. Конечный продукт был светло-
желтой жидкостью при температуре окружающей
среды. Завершение преобразования стало
очевидным с исчезновением исходного материала
диамина TLC (1/5 СНСl3 МеОН с 0,5% v/v NH4OH).
Пример 2
Этот пример иллюстрирует вариант композиции
изобретения.
Описан синтез N-(3-(бутил(3-(2-этилгексилокси)-
3-оксопропил) амино) пропил)- N,N-диметилбутан-
1-аминхлорида.
В герметичную пробирку емкостью 220 мл и
магнитной мешалкой добавлено 25,0 г (87,3 ммол)
2-этилгексил-3-(3-(диметиламино) пропиламино)
пропаноата, 16,2 г (174,6 ммол) 1-хлорбутана, 8,27 г
2-пропанола. Пробирка плотно закрыта и нагрета на
бане из силиконового масла в течение 21 часа при
130°С. Полное преобразование стало очевидным с
исчезновением исходного материала диамина TLC
(1/5 СНСl3/МеОН с 0,5 % v/v NH4ОН).
Пример 3
Этот пример иллюстрирует вариант композиции
изобретения.
Описана процедура синтеза 2-этилгексил-3-(3-
(дибутиламино)пропиламино) пропаноата.

6. 29328
6
В 500 мл круглодонную колбу с тремя
горловинами и магнитной мешалкой добавлено
50,0 г (0,27 мол) 3-(дибутиламино)-1-пропиламина.
Колба оснащена термопарой, дефлегматором и
дополнительной воронкой, содержащей 49,4 г 2-
этилгексилакрилата (0,27 моля). Акрилат добавлен к
перемешиваемому амину тремя равными
объемными дозами. Как только добавление
закончено, реакционную смесь нагрели до 100°С в
течение 5 часов. Конечный продукт представлял
собой светло-желтую жидкость при температуре
окружающей среды. Полное преобразование стало
очевидным с исчезновением исходного материала
диамина TLC (1/5 СНСl3/МеОН с 0,5% v/v NH4OH).
Пример 4
Этот пример иллюстрирует вариант композиции
изобретения.
Описана процедура синтеза N-бутил-N-(3-(3-(2-
этилгексилокси)-3-оксопропиламино) пропил)
пропил) бутан-1-аминацетата.
В круглодонную 500-мл колбу с тремя
горловинами и магнитной мешалкой добавлено
99,4 г 2-этилгексил 3-(3-(дибутиламино)
пропиламино) пропаноата. Колба оснащена
термопарой, дефлегматором и дополнительной
воронкой, содержащей 16,1 г (0,27 моля) уксусной
кислоты. Уксусная кислота добавлена при
температуре окружающей среды медленно в течение
более чем 10 минут. Как только добавление
завершено, реагирующая смесь размешивалась в
течение 2 часов при температуре окружающей
среды. Конечный продукт представлял собой
густую оранжевую жидкость при температуре
окружающей среды.
Структуры, представленные в Таблице 1
являются, например, продуктами реакции
кватернизации 1-бромбутана с аддуктом, который
получен добавлением 2- этилгексилакрилата к (3-
диметиламино)-1-пропиламину, или продуктами
реакции кватернизации 1-хлорбутана с аддуктом,
который получен добавлением коммерчески
доступного 2-этилгексилакрилата к (3-
диметиламино)-1-пропиламину. Все четверичные
разновидности аммония растворимы в 2-пропаноле
(IPА), метаноле, этиленгликоле (МЭГ),
монобутиловом эфире этиленгликоля (EGMBE) и их
комбинациях. Переменная в Структурах 1 - 18 в
Таблице 1 соответствует общей формуле,
приведенной ниже.
Таблица 1
Структура R1 R2 R3 R4 X растворитель
1 С4Н9 СН3 СН3 С8Н17 Сl IРА/МеОН
2 С4Н9 СН3 СН3 С8Н17 Сl IPA/MEG
3 С4Н9 СН3 СН3 С8Н17 Сl EGMBE/MEG
4 С4Н9 СН3 СН3 С8Н17 Вr IРА/МеОН
5 С4Н9 СН3 СН3 С8Н17 Вr IPA/MEG
6 С4Н9 СН3 СН3 С8Н17 Вr EGMBE/MEG
7 С6Н13 СН3 СН3 С8Н17 Вr IРА/МеОН
8 С6Н13 СН3 СН3 С8Н17 Вr IPA/MEG
9 С6Н13 СН3 СН3 С8Н17 Вr EGMBE/MEG
10 С4Н9 СН3 СН3 С12Н25 Сl IPA/MeOH
11 С4Н9 СН3 СН3 С12Н25 Сl IPA/MEG
12 С4Н9 СН3 СН3 С12Н25 Сl EGMBE/MEG
13 H С4Н9 С4Н9 С8Н17 ацетат MeOH
14 H С4Н9 С4Н9 С8Н17 ацетат IPA
15 H С4Н9 С4Н9 С8Н17 ацетат EGMBE/MEG
16 H С4Н9 С4Н9 С12Н25 ацетат MeOH
17 H С4Н9 С4Н9 С12Н25 ацетат IPA
18 H С4Н9 С4Н9 С12Н25 ацетат EGMBE/MEG
Пример 4
Некоторые из структур 1 - 18 растворены до
40% w/w для антиагломерационного теста (Таблица
2). Вибротест - основной анализ для оценки
характеристик антиагломерации химического
состава. Химические составы оценены на основе их
способности эффективно минимизировать размер
частиц гидратных агломератов и затем рассеивать
эти частицы в углеводородной фазе. Химические
характеристики оценены путем определения
максимального обрабатываемого содержания воды
(отношение воды к нефти) и минимальной
химической дозировки для регистрации
прохождения в виброанализе.
Качающийся электролизер имеет две части,
коллектор и корпус ячейки. Коллектор изготовлен
из сваренных вместе фитингов из нержавеющей
стали и имеет три ствола. Входной ствол

7. 29328
7
использовался для загрузки газа в ячейку. Выходной
ствол использовался для выпуска газа из ячейки.
Третий ствол связан с датчиком, который измерял
давление в ячейке. Корпус ячейки состоял из трех
слоев. Наружный слой представлял собой трубку из
поликарбоната, толщина которой составляла 0,7 см.
Средний слой изготовлен из нержавеющей стали и
связан с коллектором. Внутренний слой представлял
собой трубку из сапфира высокого давления с
наружным диаметром 2,8 см, внутренним
диаметром 1,85 см и длиной 5 см. Эта трубка из
сапфира составляла 3 000 psi. Шарик из
нержавеющей стали диаметром 1,6 см расположили
в трубке из сапфира, чтобы вызвать турбулентность
и смешать жидкости во время колебательного
процесса.
Тестовые жидкости содержали три компонента.
Для этого антиагломератного анализа определенное
количество теплой сырой нефти Magnolia введено в
ячейку. Затем раствор 7 % по весу NaCl и D1 воды
введено точным количеством согласно процентному
содержанию водной фазы. Тестовый антиагломерат
по изобретению был заключительным компонентом,
введенным на ячейку. Дозировка химического
состава основана на объеме водной фазы. Анализ
приводили при температуре 21°С как начальном
условии. Каждая ячейка наполнена газом Зеленого
каньона, и давление доведено до 2 100 psi. Все
ячейки подвергали качанию, по крайней мере, в
течение от 1,5 до 2 часов, пока жидкость не стала
насыщенной, а давление стабилизировалось.
Температуру снизили до температуры застывания
4°С. Ячейки качали в течение 16 часов,
выдерживали в статическом состоянии в течение 6
часов, и опять подвергали качке в течение 2 часов. В
это время регистрировались данные о давлении.
Наблюдения делали каждые два - три часа, до
остановки колебаний и также немедленно после
повторного запуска. Сравнительные примеры
описаны в американской заявке на патент №
12/396,076, "Композиции, Содержащие Амидные
Поверхностно-активные вещества и Способы
Ингибирования Образования Гидратных
Агломератов", поданной 2 марта 2009, в настоящее
время проходящей экспертизу. Результаты показаны
в Таблице 2.
Таблица 2
строение Максимальное содержание воды
бесцветное нет
Сравнительный пример А 50%
Сравнительный пример В 50%
1 55%
4 55%
7 55%
10 55%
13 60%
16 60%
Как можно видеть в таблице 2, композиции по
изобретению обеспечивают не только повышение
химических характеристик в тесте качания, но и
значительное возрастание в наблюдаемом
количестве воды. Композиции по изобретению
(которые являются поверхностно-активными
веществами) имеют тенденцию стабилизировать
эмульсию на границе раздела нефть/вода. Эти
композиции, как также было установлено в
лабораторных пробирочных испытаниях, привели к
увеличению количества воды и быстрой
дестабилизации эмульсий по сравнению со
Сравнительными Примерами А и В (Таблица 2).
Все композиции и способы, раскрытые и
заявленные здесь, могут быть получены и
выполнены без чрезмерного экспериментирования в
свете представленного описания. Тогда как это
изобретение может быть воплощено во многих
различных формах, в деталях описаны
определенные предпочтительные воплощения
изобретения. Настоящее описание представляет
собой только иллюстрацию принципов изобретения
и не предназначено для ограничения изобретения до
частных иллюстрированных воплощений. Кроме
того, если явно не утверждается противоположное,
использование артикля "а" предназначено для
включения "по крайней мере одного" или "одного
или более." Например, "устройство" предназначено,
чтобы включать "по крайней мере одно устройство"
или "одно или более устройств."
Любые диапазоны, данные в абсолютных или
приблизительных выражениях, предназначены,
чтобы охватить оба, и любые используемые здесь
определения предназначены для разъяснения, а не
для ограничения. Несмотря на то, что числовые
диапазоны и параметры, формулирующие широкий
объем изобретения, являются приближениями, о
числовых значениях, сформулированных в
определенных примерах, сообщается настолько
точно, насколько это возможно. Любое числовое
значение, однако, неотъемлемо содержит
определенные ошибки, обязательно следующие из
среднеквадратичного отклонения, найденного в х
соответствующих тестовых измерениях. Кроме того,
все диапазоны, раскрытые здесь, как следует
понимать, охватывают любые и все поддиапазоны
(включая все дробные и целые значения), входящие
в них.
Кроме того, изобретение охватывает любые и все
возможные комбинации некоторых или всех
различных воплощений, описанных здесь. Любые и
все патенты, заявки на патенты, научные статьи и

8. 29328
8
другие ссылки, цитированные в этой заявке, так же
как и любые ссылки, цитированные в них, тем
самым включены здесь ссылкой во всей полноте.
Следует также понимать, что различные изменения
и модификации в настоящее время
предпочтительных воплощений, описанных здесь,
будут очевидны для специалистов в области. Такие
изменения и модификации могут быть сделаны, не
отступая от сущности и объема изобретения и не
уменьшая его намеченные преимущества. Поэтому
такие изменения и модификации будут охвачены
приложенной формулой изобретения.
ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
1. Композиция для сокращения агломерации
гидратов, включающая следующую формулу и, при
необходимости, ее соли:
в которой каждый R1 независимо отсутствует,
представляет собой C1-С10 алкил, бензил или Н;
R2 представляет собой C1 - С10 алкил;
R3 - C1 - С10 алкил; и
R4 - С4 - С22 алкил или алкенил;
далее, при необходимости, включающая, по
крайней мере, один полярный или неполярный
растворитель или их смесь.
2. Композиция по пункту 1, в которой каждый
алкил независимо выбран из группы, состоящей из:
алкила с прямой цепью, алкила с разветвленной
цепью, циклического алкила, их насыщенной
версии, ненасыщенной версии предшествующего и
их комбинаций.
3. Композиция по пункту 1, в которой алкил для
каждого из R1, R2 и R3 независимо выбран из
группы, состоящей из: метила; этила; пропила;
бутила; пентила; гексила; гептила; октила; нонила;
децила и их комбинаций.
4. Композиция по пункту 1, в которой алкил для
R4 выбран из группы, состоящей из: бутила;
пентила; гексила; гептила; октила; нонила; децила и
их комбинаций.
5. Композиция по пункту 1, в которой R2 и R3
независимо выбраны из: метила, бутила или n -
бутила.
6. Композиция по пункту 1, далее включающая
противоион X - как показано в общей формуле:
7. Композиция по пункту 6, в которой
противоион представляет собой галоид.
8. Композиция по пункту 6, в которой
противоион представляет собой карбоксилат,
выбранный из: реакции с минеральной кислотой;
акриловой кислотой; уксусной кислотой;
метакриловой кислотой; гликолевой кислотой;
тиогликолевой кислотой; пропионовой кислотой;
масляной кислотой и их комбинаций.
9. Композиция по пункту 1, включающая, по
крайней мере, одну или любую комбинацию
следующих формул от (1) до (8) и, при
необходимости, их соли.
10. Композиция по пункту 1, далее включающая,
по крайней мере, один компонент, выбранный из:
термодинамических ингибиторов
гидратообразования, одного или более
кинетических ингибиторов гидратообразования,
одного или более дополнительных
антиагломерантов, ингибиторов асфальтена,
ингибиторов отложений парафина, ингибиторов
коррозии, ингибиторов образования накипи,
эмульгаторов, осветлителей воды, диспергаторов,
деэмульсаторов и их комбинаций.
11. Композиция по пункту 1, далее включающая,
по крайней мере, один растворитель, выбранный из
группы, состоящей из: изопропанола, метанола,
этанола, 2-этилгексанола, тяжелого ароматического
нафта, толуола, этиленгликоля, монобутилового
эфира этиленгликоля, моноэтилового эфира
диэтиленгликоля, ксилола и их комбинаций.
12. Способ ингибирования образования
гидратных агломератов в текучей среде, включащей
воду, газ и, возможно, жидкий углеводород,
включающий добавление к жидкости эффективного
количества антиагломеранта композиции по пункту
1.
13. Способ по пункту 12, в котором упомянутая
текучая среда имеет соленость от 1% до 25% вес/вес
процента TDS.
14. Способ по пункту 12, в котором упомянутая
текучая среда имеет содержание воды от 1 до
80% об./об. общих растворенных твердых веществ.
15. Способ по пункту 12, в котором текучая
среда содержится в нефте- или газопроводе или
нефтеперерабатывающем заводе.
Верстка А. Сарсекеева
Корректор Р. Шалабаев