Экологичные ингибиторы гидратообразования: текущее состояние исследований и пробелы для применения в современных реалиях

Об авторах:

Новиков Никита Сергеевич, аспирант, Тюменский государственный университет, Тюмень, Россия; nikitanns72@gmail.com, https://orcid.org/0000-0002-1923-446X

Драчук Андрей Олегович, кандидат физико-математических наук, научный сотрудник, Институт криосферы Земли Тюменского научного центра Сибирского отделения Российской Академии наук, Тюмень, Россия; доцент кафедры прикладной и технической физики, Тюменский государственный университет, Тюмень, Россия; a.o.drachuk@utmn.ru; https://orcid.org/0000-0002-7385-9727

Аннотация:

В текущее время в России активно разрабатываются месторождения Восточной Сибири, которые отличаются от традиционных тем, что они представлены более низкими пластовыми температурами, а также повышенной минерализацией пластовой и остаточной воды, которая может выноситься вместе с углеводородами, что в совокупности факторов создает благоприятные условия для гидратообразования. Несмотря на то, что по своей природе минерализованная вода является термодинамическим ингибитором гидратообразования, на некоторых месторождениях все равно фиксируются случаи гидратообразования на всех стадиях добычи углеводородов из-за аномально низких пластовых температур. Для решения этой проблемы на производстве, как правило, используется метанол, который является довольно токсичным веществом и также который при взаимодействии с сильноминерализованной водой может выпадать в осадок. Поэтому в настоящее время активно ведется поиск экологически чистых веществ как альтернативы существующим методам химического ингибирования. В нашей работе мы провели обзор отечественной и зарубежной литературы на предмет применения химических методов ингибирования гидратообразования, но обнаружено очень малое количество данных касательно применения данных веществ в системах с высокоминерализованной водой, поэтому требуется провести дополнительные исследования. Например, высокие концентрации солей снижают растворимость некоторых термодинамических ингибиторов, таких как метанол, что требует корректировки дозировок. Перспективным направлением является разработка гибридных составов, сочетающих кинетические и термодинамические ингибиторы, что позволяет снизить общие затраты и повысить устойчивость к экстремальным условиям.

Список литературы:

Драчук А. О., Кибкало А. А., Кревень Д. В., Молокитина Н. С., Новиков Н. С., Плетнева К. А. 2022. Влияние биополимеров на образование гидратов метана в дисперсном льду // Вестник Тюменского государственного университета. Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика. Т. 8. № 3(31). С. 10–22. https://doi.org/10.21684/2411-7978-2022-8-3-10-22

Дуйсалиев А. М., Ибрашев К. Н. 2024. Перспективы применения альтернативных гелеобразователей для гидроразрыва пласта // Нефть и газ. № 4(142). С. 115–125.

Истомин В. А., Федулов Д. М. 2013. Термодинамика призабойной зоны пласта с учетом минерализации остаточной воды в коллекторе и возможности гидратообразования // Вести газовой науки. № 4(15). С. 6–14.

Истомин В. А., Федулов Д. М., Минаков И. И., Квон В. Г., Буракова С. В. 2013. Предупреждение гидратообразования в призабойной зоне пласта при высокой минерализации остаточной воды в коллекторе // Вести газовой науки. № 4(15). С. 15–21.

Калачева Л. П., Cоловьева C. А. 2018. Отложение солей при взаимодействии метанола с высокоминерализованными пластовыми водами месторождений Якутии // EURASTRENCOLD-2018: труды VIII Евразийского симпозиума по проблемам прочности материалов и машин для регионов холодного климата, Якутск, 3–7 июля 2018 г. Якутск: Цумори Пресс. Т. 2. С. 389–394.

Нефедов П. А., Джеджерова А. А., Истомин В. А., Долгаев С. И., Квон В. Г. 2014. Особенности кинетики гидратообразования метана в водных растворах электролитов // Вести газовой науки. № 2(18). С. 83–89.

Dholabhai P. D., Kalogerakis N., Bishnoi P. R. 1993. Kinetics of methane hydrate formation in aqueous electrolyte solutions // The Canadian Journal of Chemical Engineering. Vol. 71. No. 1. Pp. 68–74. https://doi.org/10.1002/cjce.5450710110

Fan S.-S., Guo T.-M. 1999. Hydrate formation of CO2-rich binary and quaternary gas mixtures in aqueous sodium chloride solutions // Journal of Chemical & Engineering Data. Vol. 4. Pp. 829–832. https://doi.org/10.1021/JE990011B

Farhadian A., Varfolomeev M. A., Shaabani A., Nasiri S., Vakhitov I., Zaripova Yu. F., Yarkovoi V. V., Sukhov A. V. 2020. Sulfonated chitosan as green and high cloud point kinetic methane hydrate and corrosion inhibitor: Experimental and theoretical studies // Carbohydrate Polymers. Vol. 236. 116035. https://doi.org/ 10.1016/j.carbpol.2020.116035

Farhadian A., Varfolomeev M. A., Semenov A. P., Mendgaziev R. I., Stoporev A. S. 2020. Dual-function synergists based on glucose and sucrose for gas hydrate and corrosion inhibition // Energy & Fuels. Vol. 34. No. 11. Pp. 13717–13727. https://doi.org/10.1021/acs.energyfuels.0c02436

Gupta P., Nair V. C., Sangwai J. 2019. Phase equilibrium of methane hydrate in aqueous solutions of Polyacrylamide, Xanthan Gum, and Guar Gum // Journal of Chemical & Engineering Data. Vol. 64(4). Pp. 1650–1661.

Gupta P., Sangwai J. S. 2019. Formation and dissociation kinetics of methane hydrate in aqueous oilfield polymer solutions (Polyacrylamide, Xanthan Gum, and Guar Gum) and their performance evaluation as low-dosage kinetic hydrate inhibitors (LDHI) // Energy & Fuels. Vol. 33. No. 7. Pp. 6335–6349. https://doi.org/10.1021/acs.energyfuels.9b01204

Idress M., Jasamai M., Yuhaznel F. N., Peng W., Karimi N. 2018. Preliminary study of natural polymer as kinetic hydrate inhibitor // Materials Today: Proceedings. Vol. 5. Pp. 21667–21671. https://doi.org/10.1016/j.matpr.2018.07.017

Kannan S. N., Delgado-Linares J. G., Makogon T. Y., Koh C. A. 2024. Synergistic effect of Kinetic Hydrate Inhibitor (KHI) and Monoethylene Glycol (MEG) in gas hydrate management // Fuel. Vol. 366. 131326. https://doi.org/10.1016/j.fuel.2024.131326

Kelland M. A. 2018. A review of kinetic hydrate inhibitors from an environmental perspective // Energy & Fuels. Vol. 32. No. 12. Pp. 12001–12012.

Lee J. D., Wu H., Englezos P. 2007. Cationic starches as gas hydrate kinetic inhibitors // Chemical Engineering Science. Vol. 62. No. 23. Pp. 6548–6555.

Liao B., Sun J., Wang J., Lv X., Wang J., Guo J., KaiheLv, Wang R., Zheng J., Chen Z. 2023. Development of novel natural gas hydrate inhibitor and the synergistic inhibition mechanism with NaCl: Experiments and molecular dynamics simulation // Fuel. Vol. 353. 129162. https://doi.org/10.1016/j.fuel.2023.129162

Roosta H., Dashti A., Mazloumi S. H., Varaminian F. 2017. Inhibition and promotion effects of modified HECs and modified starches on the growth rate of hydrate in methane-propane-water system // Journal of Molecular Liquids. Vol. 243. Pp. 553–563. https://doi.org/10.1016/j.molliq.2017.08.070

Sanatgar S. M., Peyvandi K. 2019. New edible additives as green inhibitors for preventing methane hydrate formation // Journal of Environmental Chemical Engineering. Vol. 7. No. 3. 103172. https://doi.org/10.1016/j.jece.2019.103172

Silva B. L. L. D., Ferraz I. L., do Nascimento D. F., de Castro J. A., Vitorazi L. 2021. Sodium alginate polymer as a kinetic inhibitor of methane hydrate formation // Journal of Materials Research and Technology. Vol. 12. Pp. 1999–2010. https://doi.org/10.1016/j.jmrt.2021.03.074

Talaghat M. R. 2013. Experimental investigation of gas consumption for simple gas hydrate formation in a recirculation flow mini-loop apparatus in the presence of modified starch as a kinetic inhibitor // Journal of Natural Gas Science and Engineering. Vol. 14. Pp. 42–48.

Talaghat M. R. 2014. Enhancement of the performance of modified starch as a kinetic hydrate inhibitor in the presence of polyoxides for simple gas hydrate formation in a flow mini-loop apparatus // Journal of Natural Gas Science and Engineering. Vol. 18. Pp. 7–12.

Talaghat M. R. 2012. Experimental investigation of double gas hydrate formation in the presence of modified starch as a kinetic inhibitor in a flow mini-loop apparatus // Chemical Engineering. Vol. 90. Pp. 429–436.

The OSPAR Acquis: Decisions, Recommendations & Agreements // OSPAR Сommission. URL: https://www.ospar.org/convention/agreements (дата обращения: 28.04.2022).

Wan L., Zhang N., Liang D.-Q. 2019. Inhibition effects of polysaccharides for gas hydrate formation in methane–water system // Journal of Molecular Liquids. Vol. 292. 111435.

Xu Y., Yang M., Yang X. 2010. Chitosan as green kinetic inhibitors for gas hydrate formation // Journal of Natural Gas Chemistry. Vol. 19. No. 4. Pp. 431–435.

Xu S., Fan S., Fang S., Lang X., Wang Y., Chen J. 2016. Pectin as an extraordinary natural kinetic hydrate inhibitor // Scientific Reports. Vol. 6. 23220. https://doi.org/10.1038/srep23220

Yaqub S., Lal B., Keong L. K. 2019a. Thermodynamic and kinetic effect of biodegradable polymers on carbondioxide hydrates // Journal of Industrial and Engineering Chemistry. Vol. 79. Pp. 131–145.

Yaqub S., Lal B., Sharif A. bin M., Mellon N. B. 2019b. Unraveling the effect of sub-cooling temperatures on the kinetic performance of biopolymers for methane hydrate // Journal of Natural Gas Science and Engineering. Vol. 65. Pp. 68–81. https://doi.org/10.1016/j.jngse.2019.03.002