Разработка комплексного реагента для ингибирования гидратообразования природного газа в процессах добычи углеводородов тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 00.00.00, кандидат наук Фархадиан Абдолреза

• Фархадиан Абдолреза
• кандидат наук
• 2023

Оглавление диссертации кандидат наук Фархадиан Абдолреза

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1. ЛИТЕРАТУРНЫЙ ОБЗОР

1.1 Структура и условия образования газовых гидратов

1.2 Применение газовых гидратов и их присутствие в природе

1.3 Образование газовых гидратов при разработке и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений

1.4 Методы борьбы с образованием гидратов метана и попутного нефтяного

газа при разработке и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений

1.4.1 Термодинамические ингибиторы гидратообразования (ТИГ)

1.4.2 Кинетические ингибиторы гидратообразования (КИГ)

1.4.3 Антиагломеранты (АА)

1.5 Экспериментальные методы оценки эффективности КИГ

1.6 Совместимость КИГ с ингибиторами коррозии (ИК)

1.7 Химические методы борьбы с коррозией

1.8 Комплексные методы борьбы с образованием гидратов и коррозии при

разработке и эксплуатации нефтегазовых месторождений

Выводы по литературному обзору

ГЛАВА 2. ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНАЯ ЧАСТЬ

2.1 Реагенты для получения ингибиторов на основе полиуретанов

2.2 Методика синтеза водорастворимых полиуретанов С^РЦИ)

2.3 Методика синтеза фосфорилированного полиуретана

2.4 Методы характеризации полиуретанов

2.5 Оборудование и методики исследования процессов гидратообразования в различных режимах

2.6 Методы исследования поверхностно-активных свойств водных растворов полиуретанов

2.7 Оборудование и методики исследования коррозии

2.8 Моделирование процессов гидратообразования и коррозии

ГЛАВА 3. РЕЗУЛЬТАТЫ И ОБСУЖДЕНИЕ

3.1 Синтез и характеризация ингибиторов на основе полиуретанов

3.2 Гидратообразование в динамических условиях

3.3 Гидратообразование в статических условиях

3.4 Гидратообразование в качающихся ячейках, моделирующих условия

потока

3.5 Поверхностно-активные свойства водных растворов полиуретанов

3.6 Моделирование гидратообразования в присутствии полиуретанов

3.7 Исследование коррозии стали в присутствии полиуретанов

3.8 Биодеградация ингибиторов на основе полиуретанов

3.9 Условия технологического применения полиуретанов для ингибирования

3.10 Применимость полиуретанового ингибитора в сравнении с метанолом

для борьбы с гидратообразованием на месторождениях

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ

Список сокращений

Список литературы

Приложение

ВВЕДЕНИЕ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Разработка комплексного реагента для ингибирования гидратообразования природного газа в процессах добычи углеводородов»

Актуальность исследований

Гидраты природного газа представляют собой льдоподобные кристаллические

структуры, состоящие из молекул воды и из расположенных в полостях гостевых

молекул, таких как легкие алканы (С1-С4), диоксид углерода и другие. Газовые

гидраты формируются в условиях высокого давления и низких температур. Их

образование является серьезной проблемой при разработке и эксплуатации

нефтегазовых месторождений, особенно на море и в условиях Крайнего Севера,

которая приводит к осложнениям при глубоководном бурении, при применении

газовых и водогазовых методов увеличения нефтеотдачи, газлифте, эксплуатации

нефте- и газотранспортных систем. Газовые гидраты могут частично или полностью

остановить поток углеводородов, что создает повышенное давление в системе и

угрозу аварийной ситуации. Удаление гидратных пробок, как правило, является

трудоемким процессом. В результате может последовать отключение оборудования

и/или остановка трубопровода на несколько дней или недель. Кроме того, удаление

гидратных пробок может привести к значительному повреждению производственных

объектов и создать серьезную угрозу загрязнения окружающей среды. По этим

причинам необходимо эффективно управлять физико-химическими свойствами

нефтяных и газовых систем и предотвращать образование гидратов природного газа,

чтобы гарантировать стабильную работу скважин, трубопроводов, подземного и

поверхностного оборудования. Среди существующих технологий, направленных на

решение этой задачи, наиболее часто используются те, которые основаны на

применении химических реагентов, называемых ингибиторами гидратообразования.

В свою очередь они подразделяются на две широкие категории - термодинамические

ингибиторы и кинетические ингибиторы низкой дозировки. Использование

термодинамических ингибиторов гидратообразования имеет ряд недостатков,

которые связаны с высокой токсичностью реагентов, их большими дозировками и

необходимостью строительства специальной инфраструктуры для их хранения и

4

регенерации. Поэтому в настоящее время все более актуальным является разработка и применение кинетических ингибиторов низкой дозировки, которые позволяют управлять фазовым состоянием нефтяных дисперсных систем и газовых систем, содержащих значимое количество воды.

В составе природного газа могут присутствовать диоксид углерода и сероводород, которые вызывают коррозию оборудования при добыче, сборе и подготовке углеводородного сырья. Для борьбы с ней в промышленных условиях используются различные типы ингибиторов коррозии. Однако эти реагенты могут существенно снижать эффективность действия химических методов борьбы с гидратообразованием. Таким образом, создание комплексных химических реагентов двойного назначения, способных одновременно подавлять коррозию и гидратообразование, является важным и перспективным направлением исследований.

Научно-техническая проблема

В связи с активным освоением нефтегазовых месторождений в северных районах и на арктическом шельфе, характеризующихся низкой температурой окружающей среды, образование гидратов попутного газа на стадиях добычи, сбора и подготовки углеводородного сырья становится острой проблемой. Кроме этого, из-за наличия в составе попутного нефтяного газа углекислого газа и сероводорода возникают дополнительные риски разрушения скважинного оборудования и трубопроводов в результате коррозии. В настоящее время в России отсутствуют промышленные технологии борьбы с гидратообразованием с использованием безопасных для окружающей среды реагентов низкой дозировки, которые кроме управления фазовым состоянием нефтяных дисперсных систем могли бы защищать оборудование от углекислотной и сероводородной коррозии.

Степень разработанности темы

Разработке химических методов ингибирования процессов гидратообразования

метана и попутного нефтяного газа посвящено большое количество научно-

исследовательских работ. В них основное внимание уделяется созданию новых

5

ингибиторов термодинамического и кинетического типа. В последнее время все большее внимание уделяется исследованию реагентов низкой дозировки, которые влияют на скорость образования гидратов и их агломерацию. В России данной тематикой активно занимаются РГУ нефти и газа (НИУ) им. Губкина, ООО «Газпром ВНИИГАЗ», РН-БашНИПИнефть, УфИХ РАН, ИНХ СО РАН, ИПНГ СО РАН, ИКЗ ТюмНЦ СО РАН, Сколтех, ТПУ и другие организации. Также тематика управления фазовым состоянием нефтяных и газовых систем и ингибирования образования гидратов является популярной в других странах. Среди ведущих научных групп в этом направлении можно отметить Университет Ставангера, Китайский нефтяной университет, Китайскую академию наук, Технологический университет Петронаса, Университет западной Австралии и Университет Хериот-Ватт. Широко описаны методы изучения термодинамики и кинетики процессов гидратообразования и оценки эффективности ингибиторов. Однако стоит отметить, что имеется лишь ограниченное количество работ, направленных на создание комплексных реагентов, которые одновременно решают проблему образования и агломерации газовых гидратов и внутритрубной коррозии.

Объект исследования: процессы образования гидратов метана и попутного нефтяного газа в статических и динамических условиях и процессы коррозии низкоуглеродистой стали в присутствии добавок водорастворимых полиуретанов при разработке и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений.

Предмет исследования: разработка метода борьбы с образованием гидратов метана и попутного нефтяного газа с использованием водорастворимых полиуретанов при низких дозировках в статических и динамических условиях, моделирующих процессы добычи углеводородного сырья.

Цель работы: разработка ингибиторов смешанного действия на основе водорастворимых полиуретанов и способов их применения для предотвращения гидратообразования метана и попутного нефтяного газа в процессах добычи углеводородного сырья.

Основные задачи исследования

В соответствии с целью работы были поставлены следующие задачи:

• Разработка способов получения водорастворимых полиуретанов различного состава и структуры (молекулярная масса, соотношение компонентов, использование природных соединений и т.д.);

• Изучение поверхностной активности синтезированных водорастворимых полиуретанов и их коллоидного состояния в водных растворах с использованием модельных компонентов нефти и попутного нефтяного газа.

• Оценка эффективности применения водорастворимых полиуретанов в процессах образования гидратов метана и модели попутного нефтяного газа в статических и динамических условиях.

• Оценка эффективности водорастворимых полиуретанов в процессах ингибирования углекислотной и сероводородной коррозии.

• Определение оптимальных технологических условий применения водорастворимых полиуретанов для предотвращения образования гидратов попутного нефтяного газа.

• Сравнение применимости полиуретановых ингибиторов низкой дозировки с текущими способами борьбы с гидратообразованием с применением метанола на нагнетательных скважинах при закачке газа и промысловом сборе продукции с добывающих скважин в условиях низких температур на исследованных месторождениях.

Научная новизна исследований

• Предложены новые эффективные кинетические ингибиторы гидратообразования метана и попутного нефтяного газа смешанного типа на основе водорастворимых полиуретанов и способ их получения. Выбирая исходные мономеры с различными функциональными группами, можно достаточно легко изменять

физико-химические свойства ингибиторов под заданные условия объекта применения.

• Показано, что наиболее эффективные из предложенных полиуретанов позволяют достичь температуры переохлаждения процесса гидратообразования относительно равновесного 11.8 оС и степени углекислотной и сероводородной коррозии до 98 %, что является основой создания комплексной технологии борьбы с осложнениями в процессах добычи углеводородного сырья с использованием меньшего количества реагентов.

• При создании ингибиторов гидратообразования использовались природные масла, что обеспечивает низкую токсичность и высокую степень биодеградации реагентов, а также позволяет снижать скорость роста гидратов.

• Обнаружено, что водорастворимые полиуретаны обладают поверхностно-активными свойствами и образуют мицеллы при концентрациях, при которых они эффективно ингибируют гидратообразование. Эти результаты способствуют более глубокому пониманию роли мицеллообразования на кинетические параметры формирования газовых гидратов метана и попутного нефтяного газа.

• Выявлено, что оптимальные технологические условия применимости разработанных реагентов для предотвращения гидратообразования метана и попутного нефтяного газа, а также углекислотной и сероводородной коррозии составляют по температуре от 1 до 70 °С, по минерализации воды не выше 6 масс. % и по концентрации ингибитора 0.25 масс. %.

• Показано, что применение полиуретанового ингибитора позволяет более, чем в 40 раз снизить дозировку реагента в сравнении с метанолом для обеспечения стабильной закачки газа и промыслового сбора продукции с добывающих скважин на рассмотренных месторождениях.

Теоретическая значимость

В работе предложен новый подход к управлению процессами образования гидратов метана и попутного нефтяного газа с использованием водорастворимых полиуретанов, состав и свойства которых можно легко варьировать, используя различные исходные мономеры и соотношения между ними. Выявлены закономерности изменения кинетики образования и роста гидратов метана и попутного нефтяного газа в зависимости от структуры, молекулярной массы и концентрации реагента.

Проанализирована взаимосвязь между поверхностными свойствами водорастворимых полиуретанов на границе вода-керосин, вода-металл и их ингибирующей способностью. На основе теоретических расчетов и результатов экспериментальных работ предложены механизмы действия водорастворимых полиуретанов в процессах ингибирования гидратообразования и коррозии. Это вносит существенный вклад в развитие теоретических основ и закономерностей физико-химических процессов при добыче нефти и газа.

Практическая значимость

Продемонстрировано, что полученные водорастворимые полиуретаны на основе К-бутилдиэтаноламина в концентрации 0.25 масс. % оказались более эффективными в сравнении с наиболее распространенными коммерческими кинетическими ингибиторами гидратообразования на основе поливинилкапролактама.

Использование полиуретанов в качестве кинетических ингибиторов газовых гидратов низкой дозировки и коррозии позволит решить проблемы с осложнениями и снизить эксплуатационные расходы нефтегазовых компаний, в том числе на инфраструктуру, необходимую для хранения и закачки реагентов в процессах добычи, сбора и подготовки углеводородного сырья.

Низкая токсичность и высокая степень биодеградации, а также низкая

дозировка предложенных ингибиторов гидратообразования позволяет применять их

9

на морских месторождениях, на которых предъявляются повышенные требования по экологической безопасности.

Возможность варьирования состава под заданные свойства, мягкие условия получения, стабильность растворов в широкой интервале температур и минерализаций воды делает водорастворимые полиуретаны перспективными ингибиторами гидратообразования метана и попутного нефтяного газа для применения на большом круге промышленных объектов разработки и эксплуатации месторождений, характеризующихся низкими температурами и высокими давлениями.

Методология и методы исследований

На основе анализа научно-технической и патентной литературы была

предложена методология получения водорастворимых полиуретанов без

использования катализаторов при оптимальной температуре, при которой достигалась

необходимая скорость синтеза. Для получения реагента использовали мономеры с

различными по длине алкильными цепями, поскольку предыдущие исследования

показывают, что алкильная группа в боковой цепи молекулы улучшает эффективность

ингибирования гидратообразования.

Для определения структуры и физико-химических свойств растворов

ингибиторов гидратообразования, в том числе в модельных углеводородных

системах, использовались современные методы ЯМР- и ИК-спектроскопии,

динамического светорассеяния, просвечивающей электронной микроскопии,

измерения межфазного натяжения и краевого угла смачивания.

Для изучения процессов образования и разложения газовых гидратов метана и

попутного нефтяного газа и оценки эффективности водорастворимых полиуретанов в

качестве ингибиторов применялось специализированное оборудование, включающее

автоклав высокого давления с перемешиванием с сапфировыми стеклами, реактор с

качающимися ячейками и дифференциальный сканирующий микрокалориметр

высокого давления. Эксперименты выполнялись в динамических и статических

10

условиях. Исследование коррозии проводилось гравиметрическим и электрохимическими методами, а также с использованием профилометрии и сканирующей электронной микроскопии.

Основные положения, выносимые на защиту

1. Разработка нового класса кинетических ингибиторов гидратообразования метана и попутного нефтяного газа на основе водорастворимых полиуретанов, дополнительно обладающих свойствами защиты от углекислотной и сероводородной коррозии.

2. Закономерности изменения времени начала гидратообразования метана и попутного нефтяного газа и температуры переохлаждения системы от равновесных условий в статическом и динамическом режимах в зависимости от структуры, молекулярной массы и концентрации ингибитора в сравнении с экспериментами без применения реагентов.

3. Влияние водорастворимых полиуретанов при различной концентрации на степень защиты от углекислотной и сероводородной коррозии, а также результаты по определению механизма их антикоррозионного действия на основе экспериментальных данных и расчетов.

4. Особенности поверхностно-активных свойств (межфазное натяжение, смачиваемость, способность к образованию мицелл) растворов разработанных ингибиторов на границе с моделью нефти и с образцами стали.

5. Оптимальные технологические условия применения разработанных реагентов для управления процессами гидратообразования метана и попутного нефтяного газа и результаты сравнения применимости полиуретановых ингибиторов низкой дозировки с метанолом для борьбы с гидратообразованием на двух месторождениях в процессах закачки газа для повышения нефтеотдачи и промыслового сбора продукции с добывающих скважин.

Достоверность и обоснованность результатов

Достоверность результатов исследования подтверждается применением современного оборудования и методов исследования, а также сравнением полученных результатов с имеющимися в литературе данными. Изучение процессов гидратообразования и оценка эффективности ингибиторов проводились с помощью трех различных методов (автоклав высокого давления, дифференциально-сканирующая калориметрия и качающиеся ячейки), основанных на различных принципах. Кроме того, каждый эксперимент проводили не менее трёх раз, чтобы убедиться в воспроизводимости результатов. Было проведено более 250 экспериментов по определению условий образования газовых гидратов метана и попутного нефтяного газа при различных концентрациях ингибиторов в динамических и статических условиях. Кроме того, было выполнено 102 гравиметрических и электрохимических эксперимента по коррозии для оценки эффективности ингибирования полиуретанов.

Личный вклад автора заключается в сборе и анализе научных публикаций по теме образования гидратов углеводородных газов и методам ингибирования этого процесса с использованием различных химических реагентов; постановке методик и проведении синтеза полиуретанов, анализе экспериментальных данных по характеризации их свойств и структуры; проведении экспериментов по оценке времени и температуры образования газовых гидратов метана и попутного нефтяного газа на автоклаве высокого давления и дифференциально-сканирующем калориметре, а также обработке результатов, полученных на реакторе с качающимися ячейками; оценке условий применимости предложенных реагентов в зависимости от температуры, минерализации воды и концентрации; сравнение эффективности полиуретанов с базовыми технологиями борьбы с гидратообразованием на рассмотренных месторождениях; планировании и проведении других экспериментальных работ; обработке и анализе полученных данных. Совместно с

научным руководителем выполнены постановка цели и задач работы, обобщение основных результатов, формулировка защищаемых положений и выводов.

Апробация материалов исследований

Основные положения и результаты работы были представлены и обсуждены на всероссийских и международных конференциях: II и IV Международная научно-практическая конференция «Актуальные вопросы исследования нефтегазовых пластовых систем» (Москва, 2018 г., 2022 г.); 2-я и 3-я Всероссийская молодежная научная конференция «Актуальные проблемы нефти и газа» (Москва, 2018 г., 2019 г.); 19th International Multidisciplmary Scientific GeoConference SGEM 2019 (Албена, Болгария, 2019 г.); II и III Conference of Computational Methods in Offshore Technology and First Conference of Oil and Gas Technology in Cold Climate (Ставангер, Норвегия, 2019 г., 2021 г.); VII Международная (XV Всероссийская) научно -практическая конференция «Нефтепромысловая химия» (Москва, 2020 г.); XI Международная конференция «Химия нефти и газа» (Томск, 2020 г.); Всероссийская научная конференция с международным участием «IV Байкальский материаловедческий форум» (Улан-Удэ, 2022 г.). Также планируются пилотные испытания предложенного в работе нового класса ингибиторов гидратообразования на основе водорастворимых полиуретанов на объектах нефтегазовых компаний.

Публикации

По теме диссертации опубликовано 20 работ, среди них 9 статей в журналах, рекомендованных ВАК РФ и индексируемых в базах данных Scopus и WoS (8 статей Q1), 2 патента РФ, 9 статей и тезисов в сборниках конференций.

Связь работы с научными программами и грантами

Работа выполнена при финансовой поддержке Российского фонда

фундаментальных исследований (№ 18-05-70121 (направление - ресурсы Арктики) и

№ 20-55-20010 (междисциплинарные российско-норвежские проекты)), а также

средств субсидии, выделенной Казанскому федеральному университету для

выполнения государственного задания в сфере научной деятельности (проект №

13

Б78М-2021-0025). Содержание диссертационной работы соответствует приоритетному направлению Стратегии научно-технологического развития Российской Федерации «переход к экологически чистой и ресурсосберегающей энергетике, повышение эффективности добычи и глубокой переработки углеводородного сырья, формирование новых источников, способов транспортировки и хранения энергии».

Структура и объем диссертации

Диссертационная работа состоит из введения, 3 глав, основных результатов и выводов, списка цитируемой литературы (232 источника). Материал работы изложен на 211 страницах, включая 70 рисунков, 24 таблицы, 7 схем и Приложение.

ГЛАВА 1. ЛИТЕРАТУРНЫЙ ОБЗОР

1.1 Структура и условия образования газовых гидратов

Газовые гидраты (или клатраты) представляют собой льдоподобные кристаллические соединения, где в качестве гостевых молекул выступают лёгкие углеводороды (обычно меньше 10 А), такие как метан, этан, изобутан, пропан и циклопентан, а также неорганические молекулы, такие как Н^, и С02, которые заключены в полостях, образованных из молекул воды (рисунок 1.1) [1,2]. Гидраты не являются химическими соединениями и ковалентные взаимодействия между молекулами воды и газа отсутствуют. Гидраты стабилизируются только за счёт ван-дер-ваальсовых сил и гидрофобных взаимодействий молекул газа, захваченных в полости из молекул воды, связанных водородными связями.

Рисунок 1.1 - Молекула метана, заключённая в полости из молекул воды в

газовом гидрате [1]

Как правило, высокие давления и низкие температуры обеспечивают наиболее благоприятные условия для образования устойчивых гидратов. Кроме того, этот процесс является экзотермическим и происходит с выделением теплоты согласно уравнению 1 [1]:

газ + вода * ► газовый гидрат; ДЯр < 0 (1)

В неглубоких районах Земли газообразный метан при среднем давлении и

низких температурах попадает в полости в кристаллической решетке воды. Такие

условия, широко распространенные в полярных регионах, обеспечивают

гидратообразование в недрах под воздействием литостатического давления и на

поверхности под действием более низкой температуры. Свойства молекул газа и их

соотношение в структуре гидрата оказывают решающее влияние на условия

стабильности образующейся газогидратной фазы. Это продемонстрировано на

рисунке 1.2, где показаны давления и температуры гидратообразования для

различных по составу газов. Можно отметить, что при добавлении к метану более

тяжелых углеводородов, этана и пропана, происходит смещение гидратообразования

в сторону более высоких температур и более низких давлений. Следовательно, риски

гидратообразования для жирного газа намного выше, чем для сухого газа. Гидраты

углекислого газа стабильны при более мягких условиях, чем гидраты метана.

Газовые гидраты могут иметь разные структуры, среди которых кубическая

структура I ф), структура II ^П) и гексагональная структура H Эта

классификация зависит от размеров и типов полостей, образованных молекулами

воды, и количества молекул воды, находящихся в каждой элементарной ячейке.

Структуры sI и 8П подробно описаны в таблице 1.1 и на рисунках 1.3 и 1.4, поскольку

это две наиболее распространенные клатратные структуры, образующиеся в

трубопроводах. Как правило, природный газ, в том числе попутный нефтяной газ,

образует гидрат типа sП, тогда как sI является самой простой из гидратных структур

и будет образовываться в системах с высоким содержанием метана [1-4]. Структура

sI состоит из двух типов полостей: (1) додекаэдр, 12-сторонний многогранник, где

16

каждая грань является правильным пятиугольником, и (2) тетракаидекаэдр, 14-сторонний многогранник с 12 пятиугольными гранями и 2 шестиугольными гранями. Учитывая тот факт, что додекаэдрические полости меньше по сравнению с тетракаидекаэдрическими, додекаэдры часто называют малыми полостями, тогда как тетракаидекаэдры называют большими полостями.

Зона стабильности гидрата /'

6 /* о/ /т

щ- ' Состав газа:

—^^— ' — • 100% сн4 • 98% СН4 -о 96% СН4 - • 90% СН4 - 2% С3Н8 3% С2Н6 5% С2Нд -1%С3Н8 " 5% С3Нд

274 278 282 286 290

Температура [К]

Рисунок 1.2 - Равновесные кривые (р, Т) образования гидрата метана (СН4) и смешанных газовых гидратов, которые содержат этан (С2Н6) и пропан (СзНв) [3]

Таблица 1.1 - Параметры гидратов структуры I и II

Параметр Структура I Структура II

Описание ячейки, обозначение 512 51262 512 51264

Количество малых полостей в одной ячейке 6 16

Количество больших полостей в одной ячейке 2 8

Число молекул воды в одной ячейке 46 136

Теоретическая формула, если заполнены все полости Х.53/4 Н2О Х.52/3 Н2О

Мольная доля гидратообразователя во всех полостях 0.1154 0.1500

Теоретическая формула, если заполнены только большие полости Х.72/3 Н2О Х.17 Н2О

Мольная доля гидратообразователя в больших полостях 0.1154 0.0556

Диаметр малых полостей (А°) 7.9 7.8

Диаметр больших полостей (А°) 8.6 9.5

Гидратное число} 5.75 5.67

Метан, этан, диоксид углерода и сероводород являются наиболее распространёнными гидратообразователями структуры sI. Гостевые молекулы могут занимать как малые, так и большие полости в случае гидратов СН4, CO2 и H2S, тогда как молекулы этана занимают только большие полости [1]. Гидраты структуры sII также состоят из двух типов полостей, они значительно сложнее, чем sI. Элементарная ячейка гидратов sП состоит из: (1) додекаэдра, 12-стороннего многогранника, где каждая грань является правильным пятиугольником, (2) гексакаидекаэдра, 16-стороннего многогранника с 12 пятиугольными гранями и 4 шестиугольными. 136 молекул воды присутствуют в единичной структуре гидрата sП. Если гостевые молекулы занимают все полости, в этом случае теоретический состав гидрата равен Х.52/3 Н20, где X - гидратообразователь. В противном случае, если гость занимает только большие полости, то теоретическая формула приобретает вид Х.17 Н20.

Гидраты типа б11 представляют собой нестехиометрические соединения, как и гидраты б1, поэтому их реальный состав может быть отличным от теоретических значений. Обычными БИ-образующими соединениями в природном газе являются пропан, азот и изобутан. Следует отметить, что азот занимает как малые, так и большие полости в структуре б11, тогда как пропан и изобутан захватывают только большие [1].

Соответствующая молекула гостя в водной среде определяет кристаллическую структуру гидрата. В таблице 1.2 показано соответствие размеров молекул метана, этана, пропана, изобутана и н-бутана, и полостей типа (512 и 51262) и (512 и 51264). Верхний индекс «Б» в таблице 1.2 означает, что полость занята чистым газом. Показано, что чистые СН4 и С2Н6 образуют гидрат структуры I, а чистые изобутан и пропан - II. Ниже представлены три закономерности, связанные со структурой и стабильностью гидратов [5]:

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Фархадиан Абдолреза, 2023 год

Список литературы

1. Sloan, E.D. Clathrate hydrates of natural gases / E.D. Sloan, C.A. Koh // CRC Press 3rd ed.; CRC Press (Taylor & Francis Group). - 2008.

2. Koh, C.A. et al. Fundamentals and Applications of Gas Hydrates / C.A. Koh, E.D. Sloan, A.K. Sum, D.T. Wu // Annu. Rev. Chem. Biomol. Eng. - 2011. V. 2. - № 1. - P. 237-257.

3. Machrafi, H. Methane Gas Hydrate: As a Natural Gas Source / H. Machrafi // Bentham Science Publisher. - 2012.

4. Kelland, M.A. History of the Development of Low Dosage Hydrate Inhibitors / M.A. Kelland // Energy & Fuels. - 2006. V. 20. - № 3. - P. 825-847.

5. Koh C.A. Natural Gas Hydrates in Flow Assurance / C.A. Koh, E. Sloan, A. Sum // Elsevier. Gulf Professional Publishing. - 2011.

6. Davidson, D.W. Crystallographic studies of clathrate hydrates Part I / D.W. Davidson, Y.P. Handa, C.I. Ratcliffe, J.A. Ripmeester, J.S. Tse, J.R.Dahn, F. Lee, L.D. Calvert // Mol. Cryst. Liq. Cryst. - 1986. - V. 141. - P. 141-149.

7. Davidson, D.W. The ability of small molecules to form clathrate hydrates of structure II / D.W. Davidson, Y.P. Handa, C.I. Ratcliffe, J.S. Tse, B.M. Powell // Nature. -1984. - V. 311. - P. 142-143.

8. Kelland, M.A. Challenges with gas hydrate formation / M.A. Kelland // IOP Conference Series: Materials Science and Engineering. IOP Publishing. - 2019. - P. 12057.

9. Milkov, A.V. Co-existence of gas hydrate, free gas, and brine within the regional gas hydrate stability zone at Hydrate Ridge (Oregon margin): evidence from prolonged degassing of a pressurized core / A.V. Milkov, G.R. Dickens, G.E. Claypool, Y.J. Lee, W.S. Borowski, M.E. Torres, W. Xu, H. Tomaru, A.M. Trehu, P. Schultheiss // Earth Planet. Sci. Lett. - 2004. - V. 222. - P. 829-843.

10. Rajput, S. Geological Controls for Gas Hydrates and Unconventionals / S. Rajput, N.K. Thakur // Geological Controls for Gas Hydrates and Unconventionals. - 2016. - P. 1366.

11. Shin, K. Ammonia clathrate hydrates as new solid phases for Titan, Enceladus, and other planetary systems / K. Shin, R. Kumar, K.A. Udachin, S. Alavi, J.A. Ripmeester, // Proc. Natl. Acad. Sci. - 2012. - V. 109. - P. 14785-14790.

12. Veluswamy, H.P. A review of solidified natural gas (SNG) technology for gas storage via clathrate hydrates / H.P. Veluswamy, A. Kumar, Y. Seo, J.D. Lee, P. Linga // Appl. Energy. - 2018. - V. 216. - P. 262-285.

13. Mori, Y.H. Recent advances in hydrate-based technologies for natural gas storage-a review / Y.H. Mori // J. Chem. Ind. Eng. China. - 2003. - P. 54.

14. Li, X.-S. Effects of tetrabutyl-(ammonium/phosphonium) salts on clathrate hydrate capture of CO2 from simulated flue gas / X.S. Li, H. Zhan, C.G. Xu, Z.Y. Zeng, Q.N. Lv, K.F. Yan // Energy & Fuels. - 2012. - V. 26. P. 2518-2527.

15. Ando, N. Clathrate hydrate formation from a methane+ ethane+ propane mixture in an unstirred surfactant-containing system / N. Ando, T. Kodama, W. Kondo, Y.H. Mori // Energy & Fuels. - 2012. - V. 26. - P. 1798-1804.

16. Kang, K.C. Seawater desalination by gas hydrate process and removal characteristics of dissolved ions (Na+, K+, Mg2+, Ca2+, B3+, Cl-, SO42-) / K.C. Kang, P. Linga, K. Park, S.J. Choi, J.D. Lee // Desalination. - 2014. - V. 353. -P. 84-90.

17. Kelland M.A. Production chemicals for the oil and gas industry / M.A. Kelland // CRC press. - 2014.

18. Mokhatab, S. A review of strategies for solving gas-hydrate problems in subsea pipelines / S. Mokhatab, R.J. Wilkens, K.J. Leontaritis // Energy Sources, Part A. - 2007. -V. 29. - P. 39-45.

19. Stoisits, R.F. Method for managing hydrates in subsea production line / R.F. Stoisits, D.C. Lucas, J.K. Sonka // International Patent Application WO/2008/023979. -2008.

20. Kondapi, P. Today's top 30 flow assurance technologies: where do they stand? / P. Kondapi, R. Moe // Offshore Technology Conference. Offshore Technology Conference. - 2013.

21. Falana, O.M. Gas hydrate inhibitors and methods for making and using same / O.M. Falana, M. Morrow, F.G. Zamora // US Patent Application 20130178399. - 2012.

22. Farhadian, A. Waterborne polymers as kinetic/anti-agglomerant methane hydrate and corrosion inhibitors: a new and promising strategy for flow assurance / A. Farhadian, M.A. Varfolomeev, A. Kudbanov, M. Rezaeisadat, D.K. Nurgaliev // J. Nat. Gas Sci. Eng.

- 2020. - V. 77. - P. 103235.

23. Perrin, A. The chemistry of low dosage clathrate hydrate inhibitors / A. Perrin, O.M. Musa, J.W. Steed // Chem. Soc. Rev. - 2013. - V. 42. - P. 1996-2015.

24. Masoudi, R. Measurement and prediction of salt solubility in the presence of hydrate organic inhibitors / R. Masoudi, B. Tohidi, A. Danesh, A.C. Todd, J. Yang // SPE Prod. Oper. - 2006. - V. 21. - P. 182-187.

25. Dirdal, E. Synthesis and Investigation of Polymers of 2-Methacrylamido-caprolactam as Kinetic Hydrate Inhibitors / E. Dirdal, M.A. Kelland // Energy & Fuels. -2020. - V. 34. - P. 6981-6990.

26. Del Villano, L. Effect of polymer tacticity on the performance of poly (N, N-dialkylacrylamide) s as kinetic hydrate inhibitors / L. Del Villano, M.A. Kelland, G.M. Miyake, E.Y.X. Chen // Energy & Fuels. - 2010. - V. 24. - P. 2554-2562.

27. Zhang, Q. Polyvinylsulfonamides as Kinetic Hydrate Inhibitors / Q. Zhang, M.A. Kelland, H. Ajiro // Energy & Fuels. - 2020. - V. 34. - P. 2230-2237.

28. Ree, L.H.S. Polymers of N-(Pyrrolidin-1-yl)methacrylamide as High Cloud Point Kinetic Hydrate Inhibitors / L.H.S. Ree, M.A. Kelland // Energy & Fuels. - 2018. - V. 32.

- P. 10639-10648.

29. Ree, L.S. A Systematic Study of Polyglyoxylamides as Powerful, High Cloud Point Kinetic Hydrate Inhibitors / L.S. Ree, Q. Sirianni, E.R. Gillies, M.A. Kelland // Energy & Fuels. - 2019. - V. 33. - P. 2067-2075.

30. Sefidroodi, H. THF hydrate crystal growth inhibition with small anionic organic compounds and their synergistic properties with the kinetic hydrate inhibitor poly (N-

vinylcaprolactam) / H. Sefidroodi, P.C. Chua, M.A. Kelland // Chem. Eng. Sci. - 2011. - V. 66. P. 2050-2056.

31. Farhadian, A. Waterborne Polyurethanes as a New and Promising Class of Kinetic Inhibitors for Methane Hydrate Formation / A. Farhadian, A. Kudbanov, M.A. Varfolomeev, D. Dalmazzone // Sci. Rep. - 2019. - V. 9. - P. 9797.

32. Arjmandi, M. Is subcooling the right driving force for testing low-dosage hydrate inhibitors? / M. Arjmandi, B. Tohidi, A. Danesh, A.C. Todd // Chem. Eng. Sci. - 2005. - V. 60. - P. 1313-1321.

33. Kelland, M.A. Kinetic hydrate inhibition at pressures up to 760 bar in deep water drilling fluids / M.A. Kelland, J.E. Iversen // Energy & Fuels. - 2010. - V. 24. - P. 30033013.

34. Farhadian, A. Challenges and advantages of using environmentally friendly kinetic gas hydrate inhibitors for flow assurance application: A comprehensive review / A. Farhadian, A. Shadloo, X. Zhao, R.S. Pavelyev, K. Peyvandi, Z. Qiu, M.A. Varfolomeev // Fuel. - 2023. - V. 336. - P. 127055.

35. Kelland, M.A. A Review of Kinetic Hydrate Inhibitors from an Environmental Perspective / M.A. Kelland // Energy & Fuels. - 2018. - V. 32. - P. 12001-12012.

36. Varma-Nair, M. Thermal analysis of polymer-water interactions and their relation to gas hydrate inhibition / M. Varma-Nair, C.A. Costello, K.S. Colle, H.E. King // J. Appl. Polym. Sci. - 2007. - V. 103. - P. 2642-2653.

37. Gizah, F.A.E. Pioneer challenge Reduction of MEG consumption using KHI for hydrate control in a deepwater environment offshore Egypt / F.A.E. Gizah, T.A.R. Ali, M. Baydoon, S. Allenson, A. Scott // Offshore Technology Conference. Offshore Technology Conference. - 2010.

38. Szymczak, S. Chemical compromise: A thermodynamic and low-dose hydrateinhibitor solution for hydrate control in the Gulf of Mexico / S. Szymczak, K.B. Sanders, M.K. Pakulski, T.D. Higgins // SPE Proj. Facil. Constr. - 2006. - V. 1. - № 04. - P. 1-5.1.

39. Fu, S.B. A summary of successful field applications of a kinetic hydrate inhibitor / S.B. Fu, L.M. Cenegy, C.S. Neff // SPE International Symposium on Oilfield Chemistry. Society of Petroleum Engineers. - 2001.

40. Reyes, F.T. First investigation of the kinetic hydrate inhibitor performance of poly(N -alkylglycine)s / F.T. Reyes, L. Guo, J.W. Hedgepeth, D. Zhang, M.A. Kelland // Energy & Fuels. - 2014. - V. 28. - № 11. - P. 6889-6896.

41. O'Reilly, R. Missing poly(N -vinyl lactam) kinetic hydrate inhibitor: High-pressure kinetic hydrate inhibition of structure II gas hydrates with poly(N -vinyl piperidone) and other poly(N -vinyl lactam) homopolymers / R. O'Reilly, N.S. Ieong, P.C. Chua, M.A. Kelland // Energy & Fuels. - 2011. - V. 25. - № 10. - P. 4595-4599.

42. Reyes F.T. Investigation of the kinetic hydrate inhibitor performance of a series of copolymers of N-vinyl azacyclooctanone on structure ii gas hydrate / F.T. Reyes, M.A. Kelland // Energy & Fuels. - 2013. - V. 27. - № 3. - P. 1314-1320.

43. Ralf, W. Process for Preparing Graft Polymers / W. Ralf, W. Ludger, M. Antonietta, W. Mathauer, L. Jahnel, T. Herrera, N. Karin, K. Alexander // U.S. Patent Application 20080255326. - 2008.

44. Musa O.M. Degradable polymer compositions and uses thereof / O.M. Musa, C. Lei // International Patent Application W0/2010/114761. - 2010.

45. Guan H. Kinetic Gas Hydrate Inhibitors and Synergy of the Inhibiting Molecules / H. Guan // Proceedings of the 7th International Conference on Gas Hydrates. - 2011. - P. 17-21.

46. Leinweber D. Use of pyroglutamic acid esters as gas hydrate inhibitors with improved biodegradability / D. Leinweber, M. Feustel // International Patent Application W0/2007/054226. - 2007.

47. Arjmandi M. Development of a new class of green kinetic hydrate inhibitors / M. Arjmandi, D. Leinweber, K. Allan // 19th International Oilfield Chemical Symposium. -2008.

48. Kelland M.A. Composition for controlling clathrate hydrates and a method for controlling clathrate hydrate formation / M.A. Kelland, M. Rodger, T. Namba // International Patent Application W098/53007. - 1998.

49. Colle, K.S. Method for inhibiting hydrate formation / K.S. Colle, C.A. Costello, R.H. Oelfke, L.D. Talley, J.M. Longo, E. Berluche // International Patent Application W096/08672. - 1996.

50. Mady M.F. N,N-dimethylhydrazidoacrylamides. Part 2: High-cloud-point kinetic hydrate inhibitor copolymers with N- Vinylcaprolactam and effect of pH on performance / M.F. Mady, M.A. Kelland // Energy & Fuels. - 2015. - V. 29. - № 2. - P. 678-685.

51. Zhang, Q. Optimizing the Kinetic Hydrate Inhibition Performance of N-Alkyl-N-vinylamide Copolymers / Q. Zhang, R. Kawatani, H. Ajiro, M.A. Kelland // Energy & Fuels. - 2018. - V. 32. - № 4. P. 4925-4931.

52. Reyes, F.T. First investigation of the kinetic hydrate inhibition of a series of poly(P-peptoid)s on structure II gas hydrate, including the comparison of block and random copolymers / F.T. Reyes, M.A. Kelland, N. Kumar, L. Jia // Energy & Fuels. - 2015. - V. 29. - № 2. P. 695-701.

53. Thieu V. Method for preventing or retarding the formation of gas hydrates / V. Thieu, K.N. Bakeev, J.S. Shih // U.S. Patent 6451891. - 2002.

54. Talley L. Method for predetermining a polymer for inhibiting hydrate formation / L.D. Talley, R.H. Oelfke // International Patent Application W097/07320. - 1997.

55. Klug P. Additives for inhibiting formation of gas hydrates / P. Klug, M.A. Kelland // International Patent Application. - W098/23843. - 1998.

56. Kelland M.A. Method of inhibiting the formation of gas hydrates using amidines and guanidines / M.A. Kelland // International Patent Application. - W0/2013/053770, -2013.

57. Villano L. A study of the kinetic hydrate inhibitor performance and seawater biodegradability of a series of poly(2-alkyl-2-oxazoline)s / L. Villano, R.D. Kommedal,

M.W.M. U.S. Fijten, R.S. Hoogenboom, M.A. Kelland, // Energy & Fuels. - 2009. -V. 23.

- № 7. - P. 3665-3673.

58. Ajiro H. Study of the kinetic hydrate inhibitor performance of a series of poly(N-alkyl-N-vinylacetamide)s / H. Ajiro, Y. Takemoto, M. Akashi, P.C. Chua, M.A. Kelland // Energy & Fuels. - 2010. - V. 24. - № 12. - P. 6400-6410.

59. Del Villano L. Class of kinetic hydrate inhibitors with good biodegradability / L. Del Villano, R. Kommedal, M.A. Kelland // Energy & Fuels. - 2008. - V. 22. - № 5. - P. 3143-3149.

60. Burgazli C.R. New dual-purpose chemistry for gas hydrate and corrosion inhibition / Burgazli C.R., Navarrete R.C., Mead S.L // J. Can. Pet. Technol. - 2005. - V. 44

- P. 11.

61. Xiao C. Dual function inhibitors for methane hydrate / C. Xiao, H. Adidharma // Chem. Eng. Sci. - 2009. - V. 64. - № 7. - P. 1522-1527.

62. Rithauddeen M.A. Removal of kinetic hydrate inhibitors / M.A. Rithauddeen, S.I. Al-Adel, A.F. Mohammad // US Patent Application US20190118114. - 2019.

63. Tohidi F. Evaluation of a Novel Water-Immiscible Kinetic Hydrate Inhibitor Formulation / F. Tohidi, R. Anderson, B. Tohidi // Energy & Fuels. - 2018. - V. 32. - № 6.

- P. 6518-6523.

64. Klomp U.C. et al. Method for inhibiting the plugging of conduits by gas hydrates / U.C. Klomp, V.R. Kruka, R. Reijnhart, A.J. Weisenborn // US Patent Application US5648575A. - 1997.

65. Chua P.C. Study of the Gas Hydrate Anti-agglomerant Performance of a Series of n -Alkyl-tri(N-butyl) ammonium Bromides / P.C. Chua, M.A. Kelland // Energy & Fuels. -2013. - V. 27. - № 3. - P. 1285-1292.

66. Gao S. Investigation of interactions between gas hydrates and several other flow assurance elements / S. Gao // Energy & Fuels. - 2008. - V. 22. - № 5. - P. 3150-3153.

67. Nagappayya S.K. Antiagglomerant hydrate inhibitors: the link between hydrate-philic surfactant behavior and inhibition performance / S.K. Nagappayya, R.M. LucenteSchultz, V.M. Nace, V.M. Ho // J. Chem. Eng. Data. - 2015. - V. 60. - № 2. - P. 351-355.

68. Rivers G.T. Oxazolidinium compounds and use as hydrate inhibitors / G.T. Rivers, J. Tian, J.A. Hackerott // US Patent Application US8134011B2. - 2012.

69. Aman Z.M. Characterization of crude oils that naturally resist hydrate plug formation / Z.M. Aman, W.G.T. Syddall, A. Haber, Y. Qin, B. Graham, E.F. May, M.L. Johns, P.F. Pickering // Energy & Fuels. - 2017. - V. 31. - № 6. - P. 5806-5816.

70. Gasson J.R. Comparison of the gas hydrate plugging potentials of a set of crude oils from the Norwegian continental shelf using chemometric decomposition of GC -FID data / J.R. Gasson, T. Barth, G. Genov // J. Pet. Sci. Eng. - 2013. - V. 102. - P. 66-72.

71. Erstad K. Changes in crude oil composition during laboratory biodegradation: Acids and oil-water, oil-hydrate interfacial properties / K. Erstad, I.V. Hvidsten, K.M. Askvik, T. Barth // Energy & Fuels. - 2009. - V. 23. - № 8. - P. 4068-4076.

72. Pakulski M.K. Method for controlling gas hydrates in fluid mixtures / M.K. Pakulski // US Patent Application US6331508B1. - 2001.

73. Qasim A. A perspective on dual purpose gas hydrate and corrosion inhibitors for flow assurance / A. Qasim, M.S. Khan, B. Lal, A.M. Shariff // J. Pet. Sci. Eng. - 2019. - V. 183. - P. 106418-106440.

74. Yaqub S. Investigation of the task oriented dual function inhibitors in gas hydrate inhibition: A review / S. Yaqub, B. Lal, B. Partoon, N.B. Mellon // Fluid Phase Equilib. -2018. - V. 477. - P. 40-57.

75. Wei Ke M.A.K. Kinetic Hydrate Inhibitor Studies for Gas Hydrate Systems - A Review of Experimental Equipment and Test Methods / M.A.K. Wei Ke // Energy & Fuels. - 2016. - V. 30. - № 12. - P. 10015-10028.

76. Farhadian A. A new class of promising biodegradable kinetic/anti-agglomerant methane hydrate inhibitors based on castor oil / A. Farhadian, M.A. Varfolomeev, A. Kudbanov, S.R. Gallyamova // Chem. Eng. Sci. - 2019. - V. 206. - P. 507-517.

77. Webber P. Development of a Novel Kinetic Hydrate Inhibitor and Corrosion Inhibitor Package for Wet Gas Application / P. Webber, R. Harrington, R. Jones, N. Morales, J. Anthony, N. Champion // Offshore Technol Conference. - 2013.

78. Morales N.L. A Mature Southern North Sea Asset Considers Conversion to Wet Gas Operation Which Requires the Development of Compatible and Novel Chemistries for Flow-Assurance and Asset Integrity / N.L. Morales, J. Anthony, J.F.L. Garming, R.A. Trompert, G.J. De Vries, P.A. Webber // Offshore Technology Conference. - 2013.

79. Menendez C.M. New sour gas corrosion inhibitor compatible with kinetic hydrate inhibitor / C.M. Menendez, J. Jardine, W.Y. Mok, S. Ramachandran, V. Jovancicevic, A. Bhattacharya // International Petroleum Technology Conference. European Association of Geoscientists & Engineers. - 2014. - P. 1-9.

80. Moloney J.J. Compatible corrosion and kinetic hydrate inhibitors for wet sour gas transmission lines / J.J. Moloney, W.Y. Mok, C.G. Gamble // NACE International CORROSION. - 2009.

81. Moore J. Understanding Kinetic Hydrate Inhibitor and Corrosion Inhibitor Interactions / J. Moore, L. Ver Vers, P. Conrad // Offshore Technology Conference. - 2009.

82. Pakulski M.K. Accelerating effect of surfactants on gas hydrates formation / M.K. Pakulski // SPE International Symposium on Oilfield Chemistry. - 2007.

83. Zou C. Inhibiting evaluation of P-Cyclodextrin-modified acrylamide polymer on alloy steel in sulfuric solution / C. Zou, X. Yan, Y. Qin, M. Wang, Y. Liu, // Corros. Sci. -2014. - V. 85. - P. 445-454.

84. Hsissou R. Development and potential performance of prepolymer in corrosion inhibition for carbon steel in 1.0 M HCl: Outlooks from experimental and computational investigations / R. Hsissou, F. Benhiba, O. Dagdag, M. El Bouchti, K. Nouneh, M. Assouag, S. Briche, A. Zarrouk, A. Elharfi // J. Colloid Interface Sci. - 2020. - V. 574. - P. 43-60.

85. Ma X. New corrosion inhibitor acrylamide methyl ether for mild steel in 1 M HCl / X. Ma, X. Jiang, S. Xia, M. Shan, X. Li, L. Yu, Q. Tang // Appl. Surf. Sci. - 2016. -V. 371. - P. 248-257.

86. Monticelli C. Evaluation of 2-(salicylideneimino) thiophenol and other Schiff bases as bronze corrosion inhibitors by electrochemical techniques and surface analysis / C. Monticelli, A. Balbo, J. Esvan, C. Chiavari, C. Martini, F. Zanotto, L. Marvelli, L. Robbiola // Corros. Sci. - 2019. - V. 148. - P. 144-158.

87. Fernandes C.M. Ircinia strobilina crude extract as corrosion inhibitor for mild steel in acid medium / C.M. Fernandes, T.D.F. Fagundes, N.E. dos Santos, T.S.D. Rocha, R. Garrett, R.M. Borges, G. Muricy, A.L. Valverde, E.A. Ponzio // Electrochim. Acta. - 2019. - V. 312. - P. 137-148.

88. Haque J. Polar group substituted imidazolium zwitterion as eco-friendly corrosion inhibitors for mild steel in acid solution / J. Haque, V. Srivastava, M.A. Quraishi, D.S. Chauhan, H. Lgaz, I.-M. Chung // Corros. Sci. - 2020. - P. 108665.

89. Solomon M.M. Myristic acid based imidazoline derivative as effective corrosion inhibitor for steel in 15% HCl medium / M.M. Solomon, S.A. Umoren, M.A. Quraishi, M. Salman // J. Colloid Interface Sci. - 2019. - V. 551. - P. 47-60.

90. Corrales-Luna M. 1-ethyl 3-methylimidazolium thiocyanate ionic liquid as corrosion inhibitor of API 5L X52 steel in H2SO4 and HCl media / M. Corrales-Luna, T. Le Manh, M. Romero-Romo, M. Palomar-Pardave, E.M. Arce-Estrada // Corros. Sci. - 2019. -V. 153. - P. 85-99.

91. Onyeachu I.B. Green corrosion inhibitor for oilfield application II: The timeevolution effect on the sweet corrosion of API X60 steel in synthetic brine and the inhibition performance of 2-(2-pyridyl) benzimidazole under turbulent hydrodynamics / I.B. Onyeachu, I.B. Obot, A.Y. Adesina // Corros. Sci. - 2020. - V. 168. - P. 108589.

92. Hou B.S. A pyrimidine derivative as a high efficiency inhibitor for the corrosion of carbon steel in oilfield produced water under supercritical CO2 conditions / B.S. Hou, Q.H. Zhang, Y.Y. Li, G.Y. Zhu, H.F. Liu, G.A. Zhang // Corros. Sci. - 2020. - V. 164. - P. 108334.

93. Morozov Y. Epoxy coatings modified with a new cerium phosphate inhibitor for smart corrosion protection of steel / Y. Morozov, L.M. Calado, R.A. Shakoor, R. Raj, R. Kahraman, M.G. Taryba, M.F. Montemor // Corros. Sci. - 2019. - V. 159. - P. 108128.

94. Erami R.S. Carboxamide derivatives as new corrosion inhibitors for mild steel protection in hydrochloric acid solution / R.S. Erami, M. Amirnasr, S. Meghdadi, M. Talebian, H. Farrokhpour, K. Raeissi // Corros. Sci. - 2019. - V. 151. - P. 190-197.

95. Qiang Y. Evaluation of Ginkgo leaf extract as an eco-friendly corrosion inhibitor of X70 steel in HCl solution / Y. Qiang, S. Zhang, B. Tan, S. Chen // Corros. Sci. - 2018. -V. 133. - P. 6-16.

96. Fernandes C.M. Green synthesis of 1-benzyl-4-phenyl-1H-1, 2, 3-triazole, its application as corrosion inhibitor for mild steel in acidic medium and new approach of classical electrochemical analyses / C.M. Fernandes, L.X. Alvarez, N.E. dos Santos, A.C.M. Barrios, E.A. Ponzio // Corros. Sci. - 2019. - V. 149. - P. 185-194.

97. Tiu B.D.B. Polymeric corrosion inhibitors for the oil and gas industry: Design principles and mechanism / B.D.B. Tiu, R.C. Advincula // React. Funct. Polym. - 2015. -V. 95. - P. 25-45.

98. Finsgar M. Application of corrosion inhibitors for steels in acidic media for the oil and gas industry: a review / M. Finsgar, J. Jackson // Corros. Sci. - 2014. - V. 86. - P. 1741.

99. Brondel D. Corrosion in the oil industry / D. Brondel, R. Edwards, A. Hayman, D. Hill, S. Mehta, T. Semerad // Oilf. Rev. - 1994. - V. 6. - № 2. - P. 4-18.

100. Zhang W. Fructan from Polygonatum cyrtonema Hua as an eco-friendly corrosion inhibitor for mild steel in HCl media / W. Zhang, H.J. Li, L. Chen, S. Zhang, Y. Ma, C. Ye, Y. Zhou, B. Pang, Y.C. Wu // Carbohydr. Polym. - 2020. - V. 238. - P. 116216.

101. Solomon M.M. Gum Arabic-silver nanoparticles composite as a green anticorrosive formulation for steel corrosion in strong acid media / M.M. Solomon, H. Gerengi, S.A. Umoren, N.B. U.B. Essien, Essien, E. Kaya // Carbohydr. Polym. - 2018. -V. 181. - P. 43-55.

102. Szoke Â.F. Eco-friendly indigo carmine-loaded chitosan coatings for improved anti-corrosion protection of zinc substrates / Â.F. Szoke, G.S. Szabo, Z. Horvôlgyi, E. Albert, L. Gaina, L.M. Muresan // Carbohydr. Polym. - 2019. - V. 215. - P. 63-72.

103. Macedo R.G.M. Water-soluble carboxymethylchitosan used as corrosion inhibitor for carbon steel in saline medium / R.G.M. Macedo, N.D.N. Marques, J. Tonholo, R.D.C. Balaban // Carbohydr. Polym. - 2019. - V. 205. - P. 371-376.

104. Cui G. Chitosan oligosaccharide derivatives as green corrosion inhibitors for P110 steel in a carbon-dioxide-saturated chloride solution / G. Cui, J. Guo, Y. Zhang, Q. Zhao, S. Fu, T. Han, S. Zhang, Y. Wu // Carbohydr. Polym. - 2019. - V. 203. - P. 386-395.

105. Zhang K. Amino acids modified konjac glucomannan as green corrosion inhibitors for mild steel in HCl solution / K. Zhang, W. Yang, X. Yin, Y. Chen, Y. Liu, J. Le, B. Xu // Carbohydr. Polym. - 2018. - V. 181. - P. 191-199.

106. Umoren S.A. Performance evaluation of pectin as ecofriendly corrosion inhibitor for X60 pipeline steel in acid medium: Experimental and theoretical approaches / S.A. Umoren, I.B. Obot, A. Madhankumar, Z.M. Gasem // Carbohydr. Polym. - 2015. - V. 124. - P. 280-291.

107. Marcus P. Corrosion mechanisms in theory and practice / P. Marcus // CRC press Taylor & Francis. - 2012.

108. Hedges B. A review of monitoring and inspection techniques for CO2 and H2S corrosion in oil & gas production facilities / B. Hedges, H.J. Chen, T.H. Bieri, K. Sprague // NACE CORROSION. - 2006.

109. Sun W. A mechanistic model of H2S corrosion of mild steel / W. Sun, S. Nesic // NACE CORROSION. - 2007.

110. de Moraes F. Characterization of CO2 corrosion product scales related to environmental conditions / F. de Moraes, J.R. Shadley, J. Chen, E.F. Rybicki // NACE CORROSION. - 2000.

111. Groysman, A. Corrosion problems and solutions in oil refining and petrochemical industry / A. Groysman // Springer. - 2017.

112. Sastri V.S. Corrosion inhibitors: principles and applications / V.S. Sastri // Wiley New York. -1998.

113. Mobin M. Polysaccharide from Plantago as a green corrosion inhibitor for carbon steel in 1 M HCl solution / M. Mobin, M. Rizvi // Carbohydr. Polym. - 2017. - V. 160. - P. 172-183.

114. Obot I.B. Sodium alginate: A promising biopolymer for corrosion protection of API X60 high strength carbon steel in saline medium / I.B. Obot, I.B. Onyeachu, A.M. Kumar // Carbohydr. Polym. - 2017. - Vol. 178. - P. 200-208.

115. Azzaoui K. Eco friendly green inhibitor Gum Arabic (GA) for the corrosion control of mild steel in hydrochloric acid medium / K. Azzaoui, E. Mejdoubi, S. Jodeh, A. Lamhamdi, E. Rodriguez-Castellon, M. Algarra, A. Zarrouk, A. Errich, R. Salghi, H. Lgaz // Corros. Sci. - 2017. - V. 129. - P. 70-81.

116. Somers A.E. New, environmentally friendly, rare earth carboxylate corrosion inhibitors for mild steel / A.E. Somers, B.R.W. Hinton, C. de Bruin-Dickason, G.B. Deacon, P.C. Junk, M. Forsyth // Corros. Sci. - 2018. - V. 139. - P. 430-437.

117. Umoren S.A. Natural products for material protection: Inhibition of mild steel corrosion by date palm seed extracts in acidic media / S.A. Umoren, Z.M. Gasem, I.B. Obot // Ind. Eng. Chem. Res. - 2013. - V. 52. - № 42. - P. 14855-14865.

118. Yan X. A new sight of water-soluble Polyacrylamide modified by ß-cyclodextrin as corrosion inhibitor for X70 steel / X. Yan, C. Zou, Y. Qin // Starch. - 2014. - V. 66. - P. 968-975.

119. Jeyaprabha C. Polyaniline as corrosion inhibitor for iron in acid solutions / C. Jeyaprabha, S. Sathiyanarayanan, G. Venkatachari // J. Appl. Polym. Sci. - 2006. - V. 101. - № 4. - P. 2144-2153.

120. Cui R. Polyaspartic acid as a green corrosion inhibitor for carbon steel / R. Cui, N. Gu, C. Li // Mater. Corros. - 2011. - V. 62. - № 4. - P. 362-369.

121. Qian B. Synergistic effect of polyaspartic acid and iodide ion on corrosion inhibition of mild steel in H2SO4 / B. Qian, J. Wang, M. Zheng, B. Hou // Corros. Sci. -2013. - V. 75. - P. 184-192.

122. Hellberg P.E. Polymeric Corrosion Inhibitors-a New Class of Versatile Oilfield Formulation Bases / P.E. Hellberg, A. Zuberbuehler // International Petroleum Technology Conference. European Association of Geoscientists & Engineers. - 2014. - P. 1-20.

123. Solomon M.M. Exploration of Dextran for Application as Corrosion Inhibitor for Steel in Strong Acid Environment: Effect of Molecular Weight, Modification, and Temperature on Efficiency / M.M. Solomon, S.A. Umoren, I.B. Obot, A.A. Sorour, H. Gerengi // ACS Appl. Mater. Interfaces. - 2018. - V. 10. - № 33. - P. 28112-28129.

124. Onyeachu I.B. Green corrosion inhibitor for oilfield application I: Electrochemical assessment of 2-(2-pyridyl) benzimidazole for API X60 steel under sweet environment in NACE brine ID196 / I.B. Onyeachu, I.B. Obot, A.A. Sorour, M.I. Abdul-Rashid // Corros. Sci. - 2019. - V. 150. - P. 183-193.

125. Zhang Q.H. Two novel chitosan derivatives as high efficient eco-friendly inhibitors for the corrosion of mild steel in acidic solution / Q.H. Zhang, B.S. Hou, Y.Y. Li, G.Y. Zhu, H.F. Liu, G.A. Zhang // Corros. Sci. - 2019. - V. 164. - P. 108346.

126. Brustad S. Hydrate Prevention using MEG instead of MeOH: Impact of experience from major Norwegian developments on technology selection for injection and recovery of MEG / S. Brustad, K.P. L0ken, J.G. Waalmann // Offshore technology conference. - 2005.

127. Nesic S. Key issues related to modelling of internal corrosion of oil and gas pipelines-A review / S. Nesic // Corros. Sci. - 2007. - V. 49. - № 12. - P. 4308-4338.

128. Umoren S.A. Polyvinylpyrollidone and polyacrylamide as corrosion inhibitors for mild steel in acidic medium / S.A. Umoren, I.B. Obot // Surf. Rev. Lett. - 2008. - V. 15. - № 03. - P. 277-286.

129. Bavoh C.B. New methane hydrate phase boundary data in the presence of aqueous amino acids / C.B. Bavoh, M.S. Khan, B. Lal, N.I.B.A. Ghaniri, K.M. Sabil // Fluid Phase Equilib. - 2018. - V. 478. - P. 129-133.

130. Aouniti A. Correlation between inhibition efficiency and chemical structure of some amino acids on the corrosion of armco iron in molar HCl / A. Aouniti, K.F. Khaled, B. Hammouti // Int. J. Electrochem. Sci. - 2013. - V. 8. - P. 5925-5943.

131. Mendonfa G.L.F. Understanding the corrosion inhibition of carbon steel and copper in sulphuric acid medium by amino acids using electrochemical techniques allied to molecular modelling methods / G.L.F. Mendonfa, S.N. Costa, V.N. Freire, P.N.S. Casciano, A.N. Correia, P. de Lima-Neto // Corros. Sci. - 2017. - V. 115. - P. 41-55.

132. Bavoh C.B. Methane hydrate-liquid-vapour-equilibrium phase condition measurements in the presence of natural amino acids / C.B. Bavoh, B. Partoon, B. Lal, L.K. Keong // J. Nat. Gas Sci. Eng. - 2017. - V. 37. - P. 425-434.

133. Amin M.A. Inhibition performance and adsorptive behavior of three amino acids on cold-rolled steel in 1.0 M HCl—chemical, electrochemical, and morphological studies / M.A. Amin, O.A. Hazzazi, F. Kandemirli, M. Saracoglu // Corrosion. - 2012. - V. 68. - № 8. - P. 688-698.

134. Amin M.A. Assessment of EFM as a new nondestructive technique for monitoring the corrosion inhibition of low chromium alloy steel in 0.5 M HCl by tyrosine / M.A. Amin, S.S. Abd El Rehim, M.M. El-Naggar, H.T.M. Abdel-Fatah, // J. Mater. Sci. Springer. - 2009. - V. 44. - № 23. - P. 6258-6272.

135. Talaghat M.R. 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 / M.R. Talaghat // J. Nat. Gas Sci. Eng. - 2014. - V. 18. - P. 7-12.

136. Talaghat M.R. Experimental investigation of induction time for double gas hydrate formation in the simultaneous presence of the PVP and l-Tyrosine as kinetic inhibitors in a mini flow loop apparatus / M.R. Talaghat // J. Nat. Gas Sci. Eng. - 2014. - V. 19. - P. 215-220.

137. Sa J. Hydrophobic amino acids as a new class of kinetic inhibitors for gas hydrate formation / J. Sa, G. Kwak, B.R. Lee, K. Han, K. Lee // Sci. Rep. - 2013. - V. 3. - P. 2428.

138. Sa J.H. Amino acids as natural inhibitors for hydrate formation in CO2 sequestration / J.H. Sa, B.R. Lee, D.H. Park, K. Han, H.D. Chun, K.H. Lee, // Environ. Sci. Technol. - 2011. - V. 45. - № 13. - P. 5885-5891.

139. El-Haddad M.N. Hydroxyethylcellulose used as an eco-friendly inhibitor for 1018 c-steel corrosion in 3.5% NaCl solution / M.N. El-Haddad // Carbohydr. Polym. - 2014.

- V. 112. - P. 595-602.

140. Jokandan E.F. The synergism of the binary and ternary solutions of polyethylene glycol, polyacrylamide and Hydroxyethyl cellulose to methane hydrate kinetic inhibitor / E.F. Jokandan, P. Naeiji, F. Varaminian // J. Nat. Gas Sci. Eng. - 2016. - V. 29. - P. 15-20.

141. Brindha T., Mallika J., V S.M. Synergistic effect between Starch and Substituted Piperidin-4-one on the Corrosion Inhibition of Mild Steel in Acidic Medium / T. Brindha, J. V.S.M. Mallika // J. Mater. Environ. Sci. -2015. - V. 6. - № 1. - P. 191-200.

142. Farhadian A. Inhibition Performance of Chitosan- graft-Polyacrylamide as an Environmentally Friendly and High-Cloud-Point Inhibitor of Nucleation and Growth of Methane Hydrate / A. Farhadian, M.A. Varfolomeev, A. Shaabani, Y.F. Zaripova, V.V. Yarkovoi, K.R. Khayarov // Cryst. Growth Des. - 2020. - V. 20. - № 3. - P. 1771-1778.

143. Xu Y. Chitosan as green kinetic inhibitors for gas hydrate formation / Y. Xu, M. Yang, X. Yang // J. Nat. Gas Chem. - 2010. - V. 19. - № 4. - P. 431-435.

144. Gupta N.K. Chitosan: A macromolecule as green corrosion inhibitor for mild steel in sulfamic acid useful for sugar industry / N.K. Gupta, P.G. Joshi, V. Srivastava, M.A. Quraishi // Int. J. Biol. Macromol. - 2018. - V. 106. - P. 704-711.

145. Xu S. Pectin as an Extraordinary Natural Kinetic Hydrate Inhibitor / S. Xu, S. Fan, S. Fang, X. Lang, Y. Wang, J. Chen // Sci. Rep. - 2016. - V. 6. - P. 23220.

146. Peng X. Separation of ionic liquids from dilute aqueous solutions using the method based on CO2 hydrates / X. Peng, Y. Hu, Y. Liu, C. Jin, H. Lin // J. Nat. gas Chem.

- 2010. - V. 19. - № 1. - P. 81-85.

147. Yousefi A. Imidazolium-based ionic liquids as modulators of corrosion inhibition of SDS on mild steel in hydrochloric acid solutions: experimental and theoretical studies / A. Yousefi, S. Javadian, N. Dalir, J. Kakemam, J. Akbari // RSC Adv. - 2015. - V. 5. - № 16. - P. 11697-11713.

148. Xiao C. Dialkylimidazolium halide ionic liquids as dual function inhibitors for methane hydrate / C. Xiao, N. Wibisono, H. Adidharma // Chem. Eng. Sci. - 2010. - V. 65.

- № 10. - P. 3080-3087.

149. Ashassi-Sorkhabi H. Corrosion inhibition of mild steel in acidic media by [BMIm] Br Ionic liquid / H. Ashassi-Sorkhabi, M. Es'Haghi // Mater. Chem. Phys. - 2009.

- V. 114. - № 1. - P. 267-271.

150. Yesudass S. Experimental and theoretical studies on some selected ionic liquids with different cations/anions as corrosion inhibitors for mild steel in acidic medium / S. Yesudass, L.O. Olasunkanmi, I. Bahadur, M.M. Kabanda, I.B. Obot, E.E. Ebenso // J. Taiwan Inst. Chem. Eng. - 2016. - V. 64. - P. 252-268.

151. Erfani A. Gas hydrate formation inhibition using low dosage hydrate inhibitors / A. Erfani, F. Varaminian, M. Muhammadi // 2nd national Iranian conference on gas hydrate (NICGH). - 2013.

152. Sasikumar Y. Experimental, quantum chemical and Monte Carlo simulation studies on the corrosion inhibition of some alkyl imidazolium ionic liquids containing tetrafluoroborate anion on mild steel in acidic medium / Y. Sasikumar, A.S. Adekunle, L.O. Olasunkanmi, I. Bahadur, R. Baskar, M.M. Kabanda, I.B. Obot, E.E. Ebenso // J. Mol. Liq.

- 2015. - V. 211. - P. 105-118.

153. Sherif E.S.M. Corrosion inhibition of cast iron in arabian gulf seawater by two different ionic liquids / E.S.M. Sherif, H.S. Abdo, S.Z. El Abedin // Materials. - 2015. - V. 8. - № 7. - P. 3883-3895.

154. Ree L.S. N-Alkyl Methacrylamide Polymers as High Performing Kinetic Hydrate Inhibitors / L.S. Ree, E. Opsahl, M.A. Kelland // Energy & Fuels. - 2019. - V. 33.

- № 5. - P. 4190-4201.

155. Zhang Q. Kinetic Hydrate Inhibition of Glycyl-valine-Based Alternating Peptoids with Tailor-Made N-Substituents / Q. Zhang, Y. Koyama, A.B. Ihsan, M.A. Kelland // Energy & Fuels. - 2020. - V. 34. - № 4. - P. 4849-4854.

156. MacDonald A.W.R. Field Application of Combined Kinetic Hydrate and Corrosion Inhibitors in the Southern North Sea: Case Studies / A.W.R. MacDonald, M. Petrie, J. Wylde, A. Chalmers, M. Arjmandi // SPE Gas Technology Symposium. - 2006. -P. 1-6.

157. Sheng Q. Simultaneous Hydrate and Corrosion Inhibition with Modified Poly(vinyl caprolactam) Polymers / Q. Sheng, K.C.D. Silveira, W. Tian, C. Fong, N. Maeda, R. Gubner, C.D. Wood // Energy & Fuels. - 2017. - V. 31. - № 7. - P. 6724-6731.

158. Lligadas G. Plant oils as platform chemicals for polyurethane synthesis: Current state-of-the-art / G. Lligadas, J.C. Ronda, M. Galiá, V. Cádiz // Biomacromolecules. - 2010.

- V. 11. - № 11. - P. 2825-2835.

159. Karak N. Vegetable Oil-Based Polymers: Properties, Processing and Applications / N. Karak // Woodhead Publishing Limited. - 2012.

160. Omrani I. Synthesis of novel high primary hydroxyl functionality polyol from sunflower oil using thiol-yne reaction and their application in polyurethane coating / I. Omrani, A. Farhadian, N. Babanejad, H.K. Shendi, A. Ahmadi, M.R. Nabid // Eur. Polym. J. - 2016. - V. 82. - P. 220-231.

161. Farhadian A. Synthesis of fully bio-based and solvent free non-isocyanate poly (ester amide/urethane) networks with improved thermal stability on the basis of vegetable oils / A. Farhadian, A. Ahmadi, I. Omrani, A.B. Miyardan, M.A. Varfolomeev, M.R. Nabid // Polym. Degrad. Stab. - 2018. - V. 155. - P. 111-121.

162. Gaddam S.K. Self-Cross-Linkable Anionic Waterborne Polyurethane-Silanol Dispersions from Cottonseed-Oil-Based Phosphorylated Polyol as Ionic Soft Segment / S.K. Gaddam, S.N.R. Kutcherlapati, A. Palanisamy // ACS Sustain. Chem. Eng. - 2017. - V. 5.

- № 8. - P. 6447-6455.

163. Daraboina N. Assessing the performance of commercial and biological gas hydrate inhibitors using nuclear magnetic resonance microscopy and a stirred autoclave / N. Daraboina, I.L. Moudrakovski, J.A. Ripmeester, V.K. Walker, P. Englezos // Fuel. - 2013.

- V. 105. - P. 630-635.

164. Roux M.V. Critically evaluated thermochemical properties of polycyclic aromatic hydrocarbons / M.V. Roux, M. Temprado, J.S. Chickos, Y. Nagano // J. Phys. Chem. Ref. Data. - 2008. - V. 37. - № 4. - P. 1855-1996.

165. Daraboina N. Investigation of Kinetic Hydrate Inhibition Using a High Pressure Micro Differential Scanning Calorimeter / N. Daraboina, C. Malmos, N.V. Solms // Energy & Fuels. - 2013. - V. 27. - № 10. - P. 5779-5786.

166. Wang F. Effects of surfactant micelles and surfactant-coated nanospheres on methane hydrate growth pattern / F. Wang, G. Guo, G.Q. Liu, S.J. Luo, R.B. Guo // Chem. Eng. Sci. - 2016. - V. 144. - P. 108-115.

167. Wang F. et al. Effects of different anionic surfactants on methane hydrate formation / F. Wang, Z.Z. Jia, S.J. Luo, S.F. Fu, L. Wang, X.S. Shi, C.S. Wang, R.B. Guo // Chem. Eng. Sci. - 2015. - V. 137. - P. 896-903.

168. Qin H.B. Relationship between the interfacial tension and inhibition performance of hydrate inhibitors / H.B. Qin, C.Y. Sun, Z.F. Liu, B. Sun, G.J. Chen // Chem. Eng. Sci. -2016. - V. 148. - P. 182-189.

169. Qin H.B. Interfacial Tension between Methane and Water Containing Kinetic Hydrate Inhibitor PVP Ramification and Its Emulsification Property / H.B. Qin, Z.Y. Zhang, C.Y. Sun, G.J. Chen, Q.L. Ma, Z.F. Ning // J. Chem. Eng. Data. - 2017. V. 62. - № 9. - P. 2770-2775.

170. Farag A.A. Inhibition of carbon steel corrosion in acidic solution using some newly polyester derivatives / A.A. Farag, A.S. Ismail, M.A. Migahed // J. Mol. Liq. - 2015.

- V. 211. - P. 915-923.

171. Fares M.M. Pectin as promising green corrosion inhibitor of aluminum in hydrochloric acid solution / M.M. Fares, A.K. Maayta, M.M. Al-Qudah // Corros. Sci. -2012. - V. 60. - P. 112-117.

172. Farhadian A. Sulfonated chitosan as green and high cloud point kinetic methane hydrate and corrosion inhibitor: Experimental and theoretical studies / A. Farhadian, M.A. Varfolomeev, A. Shaabani, S. Nasiri, I. Vakhitov, Y.F. Zaripova, V.V. Yarkovoi, A.V. Sukhov // Carbohydr. Polym. - 2020. - V. 236. - P. 116035.

173. Kumar S. Experimental and theoretical studies on inhibition of mild steel corrosion by some synthesized polyurethane tri-block co-polymers / S. Kumar, H. Vashisht, L.O. Olasunkanmi, I. Bahadur, H. Verma, G. Singh, I.B. Obot, E.E. Ebenso, // Sci. Rep. -2016. - V. 6. - P. 1-18.

174. Tomasi J. Quantum mechanical continuum solvation models / J. Tomasi, B. Mennucci, R. Cammi // Chem. Rev. - 2005. - V. 105. - № 8. - P. 2999-3094.

175. Lileev A.S., Dar'ya V.L., Lyashchenko A.K. Dielectric properties of aqueous hydrochloric acid solutions / A.S. Lileev, V.L. Dar'ya, A.K. Lyashchenko // Mendeleev Commun. - 2007. - V. 17. - № 6. - P. 364-365.

176. Lin H. Poly(alkyl ethylene phosphonate)s: A New Class of Non-amide Kinetic Hydrate Inhibitor Polymers / H. Lin, T. Wolf, F.R. Wurm, M.A. Kelland // Energy & Fuels.

- 2017. - V. 31. - № 4. - P. 3843-3848.

177. Magnusson C.D. Nonpolymeric Kinetic Hydrate Inhibitors: Alkylated Ethyleneamine Oxides / C.D. Magnusson, M.A. Kelland // Energy & Fuels. - 2015. - V. 29.

- № 10. - P. 6347-6354.

178. Magnusson C.D. Non-Amide Kinetic Hydrate Inhibitors: Investigation of the Performance of a Series of Poly (vinylphosphonate) Diesters / C.D. Magnusson, D. Liu, E.Y.X. Chen, M.A. Kelland // Energy & Fuels. - 2015. - V. 29. - № 4. - P. 2336-2341.

179. Abrahamsen E., Kelland M.A. Carbamate Polymers as Kinetic Hydrate Inhibitors / E. Abrahamsen, M.A. Kelland // Energy & Fuels. - 2016. - V. 30. - № 10. - P. 8134-8140.

180. Zhou X. Recent Advances in Synthesis of Waterborne Polyurethane and Their Application in Water-based Ink: A Review / X. Zhou, Y. Li, C. Fang, S. Li, Y. Cheng, W. Lei, X. Meng // J. Mater. Sci. Technol. - 2015. - V. 31. - № 7. - P. 708-722.

181. Tariq M. Gas Hydrate Inhibition: A Review of the Role of Ionic Liquids / M. Tariq, D. Rooney, E. Othman, S. Aparicio, M. Atilhan, M. Khraisheh // Ind. Eng. Chem. Res. - 2014. - V. 53. - № 46. - P. 17855-17868.

182. Sharma, SK. A Handbook of Applied Biopolymer Technology: Synthesis, Degradation and Appications / SK. Sharma, A. Mudhoo// RSC Publication. - 2011.

183. Sharifi H. Insights into the behavior of biological clathrate hydrate inhibitors in aqueous saline solutions / H. Sharifi, V.K. Walker, J. Ripmeester, P. Englezos // Cryst. Growth Des. - 2014. - V. 14. - № 6. - P. 2923-2930.

184. Zeng H. The inhibition of tetrahydrofuran clathrate-hydrate formation with antifreeze protein / H. Zeng, L.D. Wilson, V.K. Walker, A. John // Can. J. Phys. - 2003. -V. 24. - P. 17-24.

185. Daraboina N. Natural Gas Hydrate Formation and Decomposition in the Presence of Kinetic Inhibitors. 3. Structural and Compositional Changes / N. Daraboina, J. Ripmeester, V.K. Walker, P. Englezos // Energy & Fuels. - 2011. - V. 25. - № 10. - P. 4398-4404.

186. Sloan E.D. Quantifying Hydrate Formation and Kinetic Inhibition / E.D. Sloan, S. Subramanian, P.N. Matthews, J.P. Lederhos, A.A. Khokhar // Ind. Eng. Chem. Res. -1998. - V. 5885. - № 97. - P. 3124-3132.

187. Omidvar, M. Development of Highly Efficient Dual-Purpose Gas Hydrate and Corrosion Inhibitors for Flow Assurance Application: An Experimental and Computational Study / M. Omidvar, L. Cheng, A. Farhadian, A. Berisha, A. Rahimi, F. Ning, H. Kumar, K. Peyvandi, M.R. Nabid // Energy & Fuels. - 2023. - V. 37. - № 2. - P. 1006-1021.

188. Lim J. Dual inhibition effects of diamines on the formation of methane gas hydrate and their significance for natural gas production and transportation / J. Lim, E. Kim, Y. Seo // Energy Convers. Manag. - 2016. - V. 124. - P. 578-586.

189. Sa J.H. Gas hydrate inhibition by perturbation of liquid water structure / J.H. Sa, G.H. Kwak, K. Han, D. Ahn, K.H. Lee // Sci. Rep. - 2015. - V. 5. - P. 1-9.

190. Norland A.K. Crystal growth inhibition of tetrahydrofuran hydrate with bis- and polyquaternary ammonium salts / A.K. Norland, M.A. Kelland // Chem. Eng. Sci. - 2012. -V. 69. № 1. - P. 483-491.

191. Cha M. Catastrophic growth of gas hydrates in the presence of kinetic hydrate inhibitors / M. Cha, K. Shin, Y. Seo, J.Y. Shin, S.P. Kang // J. Phys. Chem. A. - 2013. - V. 117. - № 51. - P. 13988-13995.

192. Sharifi H. Accelerated hydrate crystal growth in the presence of low dosage additives known as kinetic hydrate inhibitors / H. Sharifi, P. Englezos // J. Chem. Eng. Data. - 2015. - V. 60. - № 2. - P. 336-342.

193. Handa Y.P. Compositions, enthalpies and heat capacities in the 270 K for clathrate hydrates and dissociation of isobutane determined by a heat-flow of dissociation, range 85 to of methane, enthalpy of hydrate, as calorimeter / Y.P. Handa // J. Chem. Thermodyn. - 1986. - V. 18. - P. 915-921.

194. Mochizuki T. Clathrate-hydrate film growth along water / hydrate-former phase boundaries - numerical heat-transfer study / T. Mochizuki, Y.H. Mori // J. Cryst. Growth. -2006. - V. 290. - P. 642-652.

195. Gulbrandsen A.C. Effect of Poly Vinyl Caprolactam Concentration on the Dissociation Temperature for Methane Hydrates / A.C. Gulbrandsen, T.M. Svartaas // Energy & Fuels. 2017. - V. 31. - № 8. - P. 8505-8511.

196. Dalmazzone D. DSC measurements and modelling of the kinetics of methane hydrate formation in water-in-oil emulsion / D. Dalmazzone, N. Hamed, C. Dalmazzone // Chem. Eng. Sci. - 2009. - V. 64. - № 9. - P. 2020-2026.

197. Maeda N. Ranking of kinetic hydrate inhibitors using a high-pressure differential scanning calorimeter / N. Maeda, M.A. Kelland, C.D. Wood // Chem. Eng. Sci. - 2018. - V. 183. - P. 30-36.

198. Lachance J.W. Determining gas hydrate kinetic inhibitor effectiveness using emulsions / J.W. Lachance, E.D. Sloan, C.A. Koh // Chem. Eng. Sci. - 2009. - V. 64. - № 1. - P. 180-184.

199. Bruusgaard H. Morphology study of structure i methane hydrate formation and decomposition of water droplets in the presence of biological and polymeric kinetic inhibitors / H. Bruusgaard, L.D. Lessard, P. Servio // Cryst. Growth Des. - 2009. - V. 9. -№ 7. - P. 3014-3023.

200. Lee J.D. Unusual kinetic inhibitor effects on gas hydrate formation / J.D. Lee, P. Englezos // Chem. Eng. Sci. - 2006. - V. 61. - № 5. - P. 1368-1376.

201. Huo Z. Hydrate plug prevention by anti-agglomeration / Z. Huo, E. Freer, M. Lamar, B. Sannigrahi, D.M. Knauss, E.D. Sloan // Chem. Eng. Sci. - 2001. - V. 56. - № 17.

- p. 4979-4991.

202. Zanota M.L. Hydrate plug prevention by quaternary ammonium salts / M.L. Zanota, C. Dicharry, A. Graciaa // Energy & Fuels. - 2005. - V. 19. - № 2. - P. 584-590.

203. Chen J. Screening and compounding of gas hydrate anti-agglomerants from commercial additives through morphology observation / J. Chen, C.Y. Sun, B.Z. Peng, B. Liu, S. Si, M.L. Jia, L. Mu, K.L. Yan, G.J. Chen // Energy & Fuels. - 2013. - V. 27. - № 5.

- P. 2488-2496.

204. Sjoblom J. Our current understanding of water-in-crude oil. Recent characterization techniques and high-pressure performance / J. Sjoblom, N. Aske, I. Harald, 0. Brandal, T. Erik, 0. S^ther // Adv. Colloid Interface Sci. - 2003. - V. 102. - P. 399-473.

205. York J.D. Effect of brine on hydrate antiagglomeration / J.D. York, A. Firoozabadi // Energy & Fuels. - 2009. - V. 23. - № 6. - P. 2937-2946.

206. Jacobson L.C. Can amorphous nuclei grow crystalline clathrates? the size and crystallinity of critical clathrate nuclei / L.C. Jacobson, V. Molinero // J. Am. Chem. Soc. -2011. - V. 133. - № 16. - P. 6458-6463.

207. Yagasaki T. Adsorption Mechanism of Inhibitor and Guest Molecules on the Surface of Gas Hydrates / T. Yagasaki, M. Matsumoto, H. Tanaka // J. Am. Chem. Soc. -2015. - V. 137. - № 37. - P. 12079-12085.

208. Jiménez-Ángeles F. Nucleation of methane hydrates at moderate subcooling by molecular dynamics simulations / F. Jiménez-Ángeles, A. Firoozabadi // J. Phys. Chem. C. - 2014. - V. 118. - № 21. - P. 11310-11318.

209. Zerpa L.E. Surface Chemistry and Gas Hydrates in Flow Assurance / L.E. Zerpa, J.L. Salager, C.A. Koh, E.D. Sloan, A.K. Sum // Ind. Eng. Chem. Res. - 2011. - V. 50. - № 1. - P. 188-197.

210. Kumar A. Role of Surfactants in Promoting Gas Hydrate Formation / A. Kumar, G. Bhattacharjee, B.D. Kulkarni, R. Kumar // Ind. Eng. Chem. Res. - 2015. - V. 54. - № 49. - P. 12217-12232.

211. Kalogerakis N. et al. Effect of Surfactants on Hydrate Formation Kinetics / N. Kalogerakis, A.K.M. Jamaluddin, P.D. Dholabhai, P.R. Bishnoi, // SPE International Symposium on Oilfield Chemistry. - 1993.

212. Liu C. Micromechanical Interactions between Clathrate Hydrate Particles and Water Droplets: Experiment and Modeling / C. Liu, M. Li, C. Liu, K. Geng, Y. Li // Energy & Fuels. - 2016. - V. 30. - № 8. - P. 6240-6248.

213. Zhong Y. Surfactant effects on gas hydrate formation / Y. Zhong, R.E. Rogers // Chem. Eng. Sci. - 2000. - V. 55. - № 19. - P. 4175-4187.

214. Albertí M. Are micelles needed to form methane hydrates in sodium dodecyl sulfate solutions? / M. Albertí, A. Costantini, A. Laganá, F. Pirani, // J. Phys. Chem. B. -2012. - V. 116. - № 14. - P. 4220-4227.

215. Nguyen N.N. Hydrophobic Effect on Gas Hydrate Formation in the Presence of Additives / N.N. Nguyen, A.V. Nguyen // Energy & Fuels. - 2017. - V. 31. - № 10. - P. 10311-10323.

216. Yang L. Rapid and repeatable methane storage in clathrate hydrates using gel-supported surfactant dry solution / L. Yang, G. Cui, D. Liu, S. Fan, Y. Xie, J. Chen // Chem. Eng. Sci. - 2016. - V. 146. - P. 10-18.

217. Farhang F. Fundamental investigation of the effects of hydrophobic fumed silica on the formation of carbon dioxide gas hydrates / F. Farhang, A.V. Nguyen, K.B. Sewell // Energy & Fuels. - 2014. - V. 28. - № 11. - P. 7025-7037.

218. Zare M. Effect of imidazolium based ionic liquids and ethylene glycol monoethyl ether solutions on the kinetic of methane hydrate formation / M. Zare, A. Haghtalab, A.N. Ahmadi, K. Nazari, A. Mehdizadeh // J. Mol. Liq. - 2015. - V. 204. - P. 236-242.

219. Ke W. Inhibition-Promotion: Dual Effects of Polyvinylpyrrolidone (PVP) on Structure-II Hydrate Nucleation / W. Ke, T.M. Svartaas, J.T. Kval0y, B.R. Kosberg // Energy & Fuels. - 2016. - V. 30. - № 9. - P. 7646-7655.

220. Sowa B. Probability Distributions of Natural Gas Hydrate Formation in Sodium Dodecyl Sulfate Aqueous Solutions / B. Sowa, N. Maeda // Energy & Fuels. - 2015. - V. 29. - № 9. - P. 5692-5700.

221. Details X. Methanol — inhibitor or promoter of the formation of gas hydrates from deuterated ice? / S. Bobev, KT. Tait // Am. Mineral. - 2004. - V. 89. - P. 1208-1214.

222. Veluswamy H.P. Effect of Biofriendly Amino Acids on the Kinetics of Methane Hydrate Formation and Dissociation/ H.P. Veluswamy, P.Y. Lee, K. Premasinghe, P. Linga // Ind. Eng. Chem. Res. - 2017. - V. 56. - № 21. - P. 6145-6154.

223. Mitzi, D.B. Effect of high salt concentrations on water structure / D.B. Mitzi, C.A. Feild, W.T.A. Harrison, A.M. Guloy // Nature. - 1994. - V. 367. - № 6463. - P. 532538.

224. Luo X. Corrosion inhibition of mild steel in simulated seawater solution by a green eco-friendly mixture of glucomannan (GL) and bisquaternary ammonium salt (BQAS) / X. Luo, X. Pan, S. Yuan, S. Du, C. Zhang, Y. Liu // Corros. Sci. - 2017. - V. 125. - № 15. - P. 139-151.

225. Al-Sabagh A.M. Structure effect of some amine derivatives on corrosion inhibition efficiency for carbon steel in acidic media using electrochemical and quantum theory methods / A.M. Al-Sabagh, N.M. Nasser, A.A. Farag, M.A. Migahed, A.M.F. Eissa, T. Mahmoud // Egypt. J. Pet. - 2013. - V. 22. - № 1. - P. 101-116.

226. Martinez D. Amine type inhibitor effect on corrosion-erosion wear in oil gas pipes / D. Martinez, R. Gonzalez, K. Montemayor, A. Juarez-Hernandez, G. Fajardo, M.A.L. Hernandez-Rodriguez // Wear. - 2009. - V. 267. - P. 255-258.

227. Aman Z.M. Corrosion inhibitor interaction at hydrate-oil interfaces from differential scanning calorimetry measurements / Z.M. Aman, K. Pfeiffer, S.J. Vogt, M.L. Johns, E.F. May // Colloids Surfaces A Physicochem. Eng. - 2014. - V. 448. - P. 81-87.

228. Umoren S.A. Evaluation of chitosan and carboxymethyl cellulose as ecofriendly corrosion inhibitors for steel / S.A. Umoren, A.A. AlAhmary, Z.M. Gasem, M.M. Solomon // Int. J. Biol. Macromol. - 2018. - V. 117. - P. 1017-1028.

229. Oguzie E.E. Natural products for materials protection: Mechanism of corrosion inhibition of mild steel by acid extracts of piper guineense / E.E. Oguzie, C.B. Adindu, C.K. Enenebeaku, C.E. Ogukwe, M.A. Chidiebere, K.L. Oguzie // J. Phys. Chem. C. - 2012. - V. 116. - № 25. - P. 13603-13615.

230. Verma C. Gravimetric, Electrochemical, Surface Morphology, DFT, and Monte Carlo Simulation Studies on Three N-Substituted 2-Aminopyridine Derivatives as Corrosion Inhibitors of Mild Steel in Acidic Medium / C. Verma, L.O. Olasunkanmi, T.W. Quadri, E.S.M. Sherif, E.E. Ebenso // J. Phys. Chem. C. - 2018. - V. 122. - № 22. - P. 1187011882.

231. Zhang J. Theoretical evaluation of corrosion inhibition performance of imidazoline compounds with different hydrophilic groups / J. Zhang, G. Qiao, S. Hu, Y. Yan, Z. Ren, L. Yu // Corros. Sci. - 2011. - V. 53. - № 1. - P. 147-152.

232. Obot I.B. Theoretical evaluation of corrosion inhibition performance of some pyrazine derivatives / I.B. Obot, Z.M. Gasem // Corros. Sci. - 2014. - V. 83. - P. 359-366.

ПРИЛОЖЕНИЕ

Рисунок П1 - Спектр ЯМР !И для даШ1 на основе 1РШ

Рисунок П2 - Спектр ЯМР 13С для WPUU1 на основе ТРБТ

Рисунок П3 - Спектр ЯМР для даШ4 на основе НОТ

Рисунок П4 - Спектр ЯМР 13С для WPUU4 на основе НОТ

Рисунок П5 - Спектр ЯМР 1H для CWPUU

Рисунок П6 - Спектр ЯМР 13C для CWPUU

Рисунок П7 - Спектр ЯМР 35P для Ph-WPUU

к

8.0 7.5 7.0 6.5 6.0 5.5 5.0 4.5 4.0 3.5 3.0 2.5 2.0 1.5 1.0 0.5

Химический сдвиг (РРМ)

Рисунок П8 - Спектр ЯМР для Ph-WPUU

Рисунок П9 - Спектр ЯМР 13C для Ph-WPUU

ï 1 \ 5 К ?! 2 3 S S î \ss"î/

À i

-__A ) —A(

i-!-, -jH r 1—I— lTH

... u-

—I-.-1-1-|-r-1-.-1-1-(-.-p-1-1-.-1-1-|-r-1-.-1-1-1-.-p-1-1-.-1-1-|-r-1-.-1-1-1-.-p-1-1-.-1-1-|-r-1-1-1-1-1-.-p-1-,-.-1—

14.5 13.5 12.5 11.5 10.5 9.5 9.0 8.5 8.0 7.5 7.0 6.5 6.0 5.5 5.0 4.5 4.0 3.5 3.0 2.5 2.0 1.5 1.0 0.5 0.0

Химический сдвиг (PPM)

Рисунок П10 - Спектр ЯМР 1H для WPUl

Рисунок П11 - Спектр ЯМР 13C для WPU1

Г S i: 1?

1 1 N / 1 SSI 1 1 l/S

ijL_ 1 _ J J IV L

1 1 i % '¿' i '¿'i

Н-1-1-|-1-1-1-1-1-1-'-1-1-'-1-1-1-1-1-|-'-1-1-|-1-1-г

15 14 13 12 11 10 9 8 7 6 5 4 3 2 1 0

Химический сдвиг (PPM)

Рисунок П12 - Спектр ЯМР *И для WPU2

Рисунок П13 - Спектр ЯМР 13C для WPU2

Рисунок П14 - Спектр ЯМР 1H для WPU3

Рисунок П15 - Спектр ЯМР 13C для WPU3

Рисунок П16 - Спектр ЯМР 1H для WPU4

Рисунок П17 - Спектр ЯМР 13C для WPU4

11 Т 1

id 1 .J It . uJ t

'ТТ' т £

—I-1-1-1-1-1-1-1-1-I-'-1-'-1-'-1-'-1-1-|-1-1-1-|-1-1-'-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-'-1-1-1-1-1-|-1-1—>—г

14.5 13.5 12.5 11.5 10,5 9-5 9.0 8.5 3.0 7.5 7-0 6.5 6,0 5.5 5.0 4.5 4.0 3.5 3.0 2.5 2.0 1.5 L.O 0.5 0.0

Химический сдвиг (PPM)

Рисунок П18 - Спектр ЯМР *И для WPU5

Рисунок П19 - Спектр ЯМР 13C для WPU5

Рисунок П20 - СЭМ-микрофотографии образцов углеродистой стали, корродированных в 2 М растворе HCl в отсутствие (а и б) и в присутствии Ph-WPUU

(в и г) при концентрации 0.05 масс. %

V V

Рисунок П21 - Трехмерные изображения пластин из углеродистой стали для некорродированных пластин (а) в 2 М растворе HCl без ингибитора (б) и в присутствии Ph-WPUU (в) при концентрации 0.05 масс. %

Таблица П1 - Химический состав промысловой воды, использованной для электрохимических экспериментов по углекислотной и сероводородной коррозии

Вещество Концентрация, г/л

ша 24.53

MgCl2 5.20

Na2SO4 4.09

Caa2 1.16

кa 0.695

NaHCOз 0.201

KBr 0.101