Исследование эффективности термодинамических ингибиторов гидратообразования в условиях осложненной нефтегазодобычи

Газовые гидраты — кристаллические соединения воды и газа (чаще всего метана), образующиеся при низких температурах и высоком давлении, — могут блокировать потоки в трубопроводах, создавая риски для эксплуатации нефтегазовых месторождений. Цель работы — исследование эффективности термодинамических ингибиторов гидратообразования в системах газ – вода и газ – вода – нефть. Исследовали зоны образования и диссоциации гидратов при давлении до 200 бар и температуре до –40 °C. Эффективность ингибиторов оценивали изохорным методом с применением ступенчатого нагрева, анализировали также влияние состава нефти и газа на формирование гидратных пробок. В качестве ингибиторов гидратообразования использовали ингибиторы термодинамического действия: метанол и моноэтиленгликоль (МЭГ). Исследовали образцы нефти, отличающиеся по плотности (0,78 и 0,85 г/см³). Установлено, что наличие нефти снижает температуру гидратообразования на 11 °C. При добавлении в систему газ – вода – нефть 35 % метанола в исследуемом диапазоне температур образование гидратов отсутствовало. В случае более густой нефти (0,85 г/см³) МЭГ показал меньшую по сравнению с метанолом эффективность вследствие плохой растворимости, низкой скорости диффузионного переноса, ограничения массообмена и др. Полученные результаты могут быть использованы для совершенствования технологии предотвращения гидратообразования при эксплуатации месторождений с осложненной нефтегазодобычей.

1. Zhang J., Li C., Shi L., et al. The formation and aggregation of hydrate in W/O emulsion containing different compositions: a review / Chem. Eng. J. 2022. Vol. 445. P. 1 – 12. DOI: 10.1016/j.cej.2022.136800

2. Sloan E. D. Natural gas hydrates in flow assurance. — Gulf Professional Publishing, 2010.

3. Giavarini C., Hester K. Hydrates seen as a problem for the oil and gas industry. — Springer, 2011.

4. Fingas M., Fieldhouse B. Studies on water-in-oil products from crude oils and petroleum products / Mar. Pollut. Bull. 2012. Vol. 64. No. 2. P. 272 – 283. DOI: 10.1016/j.marpolbul.2011.11.019

5. Luan H., Liu M., Shan Q., et al. Experimental study on the effect of mixed thermodynamic inhibitors with different concentrations on natural gas hydrate synthesis / Energies. 2024. Vol. 17. No. 9. P. 2078. DOI: 10.3390/en17092078

6. Semenov A. P., Mendgaziev R. I., Stoporev A. S., et al. Gas hydrate nucleation and growth in the presence of water-soluble polymer, nonionic surfactants, and their mixtures / J. Nat. Gas Sci. Eng. 2020. Vol. 82. P. 103491. DOI: 10.1016/j.jngse.2020.103491

7. Chen L., Sun C., Chen G., et al. Measurements of hydrate equilibrium conditions for CH4, CO2, and CH4 + C2H6 + C3H8 in various systems by step-heating method / Chin. J. Chem. Eng. 2009. No. 4. P. 635 – 641. DOI: 10.1016/s1004-9541(08)60256-6

8. Arfanejad A., Poplygin V., Shi X. Study of the formation and dissociation of methane hydrate system in the presence of pure water / Energies. 2025. Vol. 18. No. 11. P. 2849. DOI: 10.3390/en18112849

9. Semenov A. P., Mendgaziev R. I., Tulegenov T. B., et al. Analysis of the techniques for measuring the equilibrium conditions of gas hydrates formation / Chem. Technol. Fuels Oils. 2022. Vol. 58. No. 5. P. 628 – 636. DOI: 10.1007/s10553-022-01429-w

10. Fakhreeva A., Nosov V., Voloshin A., et al. Polysaccharides are effective inhibitors of natural gas hydrate formation / Polymers. 2023. Vol. 15. P. 1789. DOI: 10.3390/polym15071789

11. Aminnaji M. Improving the accuracy of experimental hydrate equilibrium point determination: a mini-review / Petrol. Petrochem. Eng. J. 2023. Vol. 7. No. 3. DOI: 10.23880/ppej-16000355

12. Ito H., Gibo A., Shiraishi S., et al. Renewed measurements of carbon dioxide hydrate phase equilibrium / Int. J. Thermophys. 2023. Vol. 44. Art. 128.

13. Kamari E., Oyarhossein M. Experimental determination of hydrate phase equilibrium curve for an Iranian sour gas condensate sample / J. Nat. Gas Sci. Eng. 2012. Vol. 9. P. 11 – 15. DOI: 10.1016/j.jngse.2012.05.004

14. Aghajanloo M., Taheri Z., Jafari Behbahani T., et al. Experimental determination and thermodynamic modeling of clathrate hydrate stability conditions in methane + hydrogen sulfide + water system / J. Nat. Gas Sci. Eng. 2020. Vol. 83. P. 103 – 119. DOI: 10.1016/j.jngse.2020.103549

15. PSL Operation manual. Version 193001. https://www.psl- systemtechnik.de (accessed 19.08.2025).

16. Zulu N., Hashemi H., Tumba K. Chemical inhibitors in gas hydrate formation: a review of modelling approaches / Chem. Eng. 2024. Vol. 8. No. 6. P. 124. DOI: 10.3390/chemengineering8060124

17. Zhang Q., Kelland M., Lu H. Non-amide kinetic hydrate inhibitors: a review / Fuel. 2022. Vol. 315. P. 123179. DOI: 10.1016/j.fuel.2022.123179

18. Yaqub S., Murtaza M., Lal B. Towards a fundamental understanding of biopolymers and their role in gas hydrates: a review / J. Nat. Gas Sci. Eng. 2021. Vol. 91. P. 103892. DOI: 10.1016/j.jngse.2021.103892

19. Brustad S., Løken K.-P., Waalmann J. Hydrate prevention using MEG instead of MeOH: impact of experience from major norwegian developments on technology selection for injection and recovery of MEG / Proc. Offshore Technology Conf. — Houston, Texas, 2005. DOI: 10.4043/17355-ms

20. Vagapov R. K. Assessment of the influence of glycol and alcohol on the morphology and protective properties of iron carbonate during CO2 corrosion of pipelines / Industr. Lab. Mater. Diagn. 2024. Vol. 90. No. 10. P. 32 – 38. DOI: 10.26896/1028-6861-2024-90-10-32-38

21. Vagapov R. K., Zapevalov D. N., Ibatullin K. A. Study of corrosion of gas production infrastructure in the presence of CO2 by analytical control methods / Industr. Lab. Mater. Diagn. 2020. Vol. 86. No. 10. P. 23 – 30. DOI: 10.26896/1028-6861-2020-86-10-23-30

22. Volkov V. I., Chernyak A. V., Slesarenko N. A., et al. Ion and molecular transport in solid electrolytes studied by NMR / Int. J. Mol. Sci. 2022. Vol. 23. No. 9. P. 5011. DOI: 10.3390/ijms23095011

23. Wang J., Liu H., Zhang Y., et al. The effect of multi-component inhibitor systems on hydrate formation / J. Nat. Gas Sci. Eng. 2024. Vol. 122. DOI: 10.1016/j.jgsce.2024.205214

24. Kashish, Yusuf M., Beg M., et al. Natural gas hydrates: a review of various inhibitors and respective mechanisms / J. Mol. Liq. 2024. Vol. 403. DOI: 10.1016/j.molliq.2024.124809

25. Sira A., Alhajji A., Al-Qasim A. A study on inhibitors for the prevention of hydrate formation in gas transmission pipeline / J. Nat. Gas Chem. 2007. Vol. 16. No. 1. P. 81 – 85. DOI: 10.1016/s1003-9953(07)60031-0

26. Liu Y., Duan J., Xu D., et al. Inhibiting effect of a composite formulation of kinetic and thermodynamic inhibitors for gas hydrate formation in high water cut oil-water emulsion / Energy Sci. Eng. 2023. DOI: 10.1002/ese3.1453

27. Paz P., Netto T. On the rheological properties of thermodynamic hydrate inhibitors used in offshore oil and gas production / J. Mar. Sci. Eng. 2020. Vol. 8. No. 11. P. 878. DOI: 10.3390/jmse8110878

28. Bahadori A., Vuthaluru H. Prediction of methanol loss in vapour phase during gas hydrate inhibition using Arrhenius-type functions / J. Loss Prevent. Proc. 2010. Vol. 23. No. 6. P. 902 – 908. DOI: 10.1002/ese3.1156

29. Teixeira A., de Oliveira Arinelli L., de Medeiros J., et al. Monoethylene glycol as hydrate inhibitor in offshore natural gas processing: from fundamentals to exergy analysis / Springer Briefs in Petroleum Geoscience & Engineering. 2018. DOI: 10.1007/978-3-319-66074-5