Определение типа действия ингибиторов гидратообразования по их инфракрасным спектрам

Введение. Исследованы отличия инфракрасных спектров ингибиторов гидратообразования термодинамического и кинетического типов действия. Предложен метод определения типа действия ингибитора гидратообразования по его инфракрасному спектру. Актуальность предложенного метода обусловлена его экспрессностью в сравнении с тестированием ингибиторов в рамках лабораторных испытаний. Метод. В работе предложено использовать метод инфракрасной спектрометрии с преобразованием Фурье. Метод позволяет получить данные о молекулярных и межмолекулярных взаимодействиях исследуемого вещества. Спектры, полученные в режиме нарушенного полного внутреннего отражения, проанализированы методом главных компонент и регрессионным методом проекции на латентные структуры. Эти методы относятся к хемометрическим методам анализа и позволяют выделить ключевые особенности составов ингибиторов, влияющих на механизм их действия. Основные результаты. Выборки инфракрасных спектров исследуемых ингибиторов разделены на две группы, которые представляют различные типы действия ингибиторов. Для кинетических ингибиторов выявлено характерное соотношение во внутреннем стандарте спектра амплитуд колебаний функциональных групп –OH и N–H. Показано, что решающим фактором разделения ингибиторов на группы является различие резонансных частот колебаний, соответствующих валентным колебаниям связей С–О, С–N, и резонансных частот колебаний фторорганических соединений. Отмечена схожесть амплитудных значений сигнала в указанных спектральных областях. Для группы термодинамических ингибиторов наиболее значимыми полосами инфракрасного спектра оказались полосы симметричных и асимметричных валентных колебаний связей C–H в группах CH₂ и CH₃. Отмечено значительное повышение амплитуды в спектральном диапазоне 2950–2750 см^–1 по сравнению с амплитудой сигнала в областях 3300–3400 см^–1 и 1200–1100 см^–1, также обнаруженных в спектрах данной группы ингибиторов. Методом проекции на латентные структуры построена регрессионная модель для определения типа действия исследуемых ингибиторов. Обсуждение. Предложенный метод позволит проводить экспресс-анализ типа действия ингибиторов гидратообразования. Результаты работы могут найти применение в нефтепромысловой химии для определения типа действия ингибиторов гидратообразования, используемых для предотвращения образования газогидратов при добыче, подготовке или транспортировке углеводородного сырья.

1. Макогон Ю.Ф. Природные газовые гидраты: распространение, модели образования, ресурсы // Российский химический журнал. 2003. Т. 48. № 3. С. 70–79.

2. Соловьёв В.А. Природные газовые гидраты как потенциальное полезное ископаемое // Российский химический журнал. 2003. Т. 48. № 3. С. 59–69.

3. Makogon Y.F. Natural gas hydrates — A promising source of energy // Journal of Natural Gas Science and Engineering. 2010. V. 2. N 1. P. 49–59. https://doi.org/10.1016/j.jngse.2009.12.004

4. Dong H., Wang J., Xie Z., Wang B., Zhang L., Shi Q. Potential applications based on the formation and dissociation of gas hydrates // Renewable and Sustainable Energy Reviews. 2021. V. 143. P. 110928. https://doi.org/10.1016/j.rser.2021.110928

5. Thakre N., Jana A.K. Physical and molecular insights to Clathrate hydrate thermodynamics // Renewable and Sustainable Energy Reviews. 2021. V. 135. P. 110150. https://doi.org/10.1016/j.rser.2020.110150

6. Якуцени В.П. Газогидраты — нетрадиционное газовое сырье, их образование, свойства, распространение и геологические ресурсы // Нефтегазовая геология. Теория и практика. 2013. Т. 8. № 4. С. 12.

7. Грицишин Д.Н., Квон В.Г., Истомин В.А., Минигулов Р.М. Технологии предупреждения гидратообразования в промысловых системах: проблемы и перспективы // Газохимия. 2009. № 10. С. 32–40.

8. Farhadian A., Kudbanov A., Varfolomeev M.A., Dalmazzone D. Waterborne polyurethanes as a new and promising class of kinetic inhibitors for methane hydrate formation // Scientifc Reports. 2019. V. 9. P. 9797. https://doi.org/10.1038/s41598-019-46274-w

9. Farhadian A., Varfolomeev M.A., Kudbanov A., Rezaeisadat M., Nurgaliev D.K. Waterborne polymers as kinetic/anti-agglomerant methane hydrate and corrosion inhibitors: A new and promising strategy for fow assurance // Journal of Natural Gas Science and Engineering. 2020. V. 77. P. 103235. https://doi.org/10.1016/j.jngse.2020.103235

10. Farhadian A., Varfolomeev M.A., Kudbanov A., Gallyamova S.R. A new class of promising biodegradable kinetic/anti-agglomerant methane hydrate inhibitors based on castor oil // Chemical Engineering Science. 2019. V. 206. P. 507–517. https://doi.org/10.1016/j.ces.2019.05.055

11. Farhadian A., Varfolomeev M.A., Shaabani A., Zaripova Y.F., Yarkovoi V.V., Khayarov K.R. Inhibition performance of chitosangraft-polyacrylamide as an environmentally friendly and high-cloudpoint inhibitor of nucleation and growth of methane hydrate // Crystal Growth & Design. 2020. V. 20. N 3. P. 1771–1778. https://doi.org/10.1021/acs.cgd.9b01500

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

13. Фаресов А.В., Пономарев А.И. Исследование эффективности ингибиторов гидратообразования кинетического типа // Нефтегазовое дело. 2013. Т. 11. № 4. С. 86–95.

14. Kunakova A.M., Usmanova F.G., Vorozhtsova I.S., Lanchuk I.V. Approaches to the selection of effective inhibitors of gas hydrate formation // Proc. of the SPE Russian Petroleum Technology Conference. 2019. P. SPE-196781-MS. https://doi.org/10.2118/196781-MS

15. Perez P., Gurnon K., Chichak K., McDermott J., de Paulo J., Peng W., Xie X. Mitigating wax deposition from crude oils: correlations between physical-chemical properties of crude oils and the performance of wax inhibitors // Proc. of the Offshore Technology Conference. 2016. P. OTC-27255-MS. https://doi.org/10.4043/27255-MS

16. Meléndez L.V., Lache A., Orrego-Ruiz J.A., Pachón Z., MejíaOspino E. Prediction of the SARA analysis of colombian crude oils using ATR-FTIR Spectroscopy and chemometric methods // Journal of Petroleum Science and Engineering. 2012. V. 90–91. P. 56–60. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2012.04.016

17. Келланд М. Промысловая химия в нефтегазовой отрасли. СПб.: ЦОП «Профессия», 2015. 608 с.

18. Wold S., Esbensen K., Geladi P. Principal component analysis // Chemometrics and Intelligent Laboratory Systems. 1987. V. 2. N 1-3. P. 37-52. https://doi.org/10.1016/0169-7439(87)80084-9

19. Родионова О.Е., Померанцев А.Л. Хемометрика: достижения и перспективы // Успехи химии. 2006. Т. 75. № 4. С. 302–321.

20. Тарасевич Б.Н. ИК спектры основных классов органических соединений. Справочные материалы / МГУ имени М.В. Ломоносова, химический факультет, кафедра органической химии. М., 2012. 54 с.