Контроль состава и определение дозировки ингибиторов гидратообразования по их инфракрасным спектрам

Введение. Исследована возможность повышения точности и оперативности применения инфракрасных спектров термодинамических ингибиторов для контроля их состава и расчета дозировки, необходимой для предотвращения гидратообразования в нефтяной и газовой промышленности. Предложенный метод заключается в определении количества ингибитора для исследуемой системы «газ-вода» и величины снижения температуры начала гидратообразования. Актуальность работы и ее новизна в сравнении с традиционным экспериментальным подходом состоит в появлении возможности качественной и количественной идентификаций до девяти компонентов в составе термодинамического ингибитора, сокращении временных затрат на процессы расчетов.

Метод. Для решения задачи определения концентрации веществ используется метод инфракрасной спектрометрии с преобразованием Фурье. Инфракрасные спектры растворов измерялись в режиме нарушенного полного внутреннего отражения. Для повышения точности измерений концентрации веществ по инфракрасному спектру в условиях многокомпонентности и схожести компонентов по химическому строению предложено применение регрессионной нейронной сети. В обучающую выборку были включены инфракрасные спектры чистых веществ — каждого отдельного компонента, двух- и трехкомпонентные смесевые водные растворы (вода + спирт + гликоль), а также ряд четырехкомпонентных растворов (гликоли + вода). Полученные данные о составе ингибитора использовались при расчете его дозировки для предотвращения гидратообразования в заданных условиях.

Основные результаты. Продемонстрирована возможность обученной нейронной сети определять концентрации до девяти схожих по своим свойствам веществ в составе термодинамических ингибиторов гидратообразования: метанол, этанол, пропанол, моноэтиленгликоль, диэтиленгликоль, триэтиленгликоль пропиленгликоль, глицерин. Показано, что применение нейронной сети обеспечивает точность определения концентраций до 2 % об. Апробация предложенного метода обработки результатов контроля состава и определения дозировки термодинамического ингибитора для подавления процесса образования гидратов показала хорошее соответствие результатам традиционно применяемого метода.

Обсуждение. Предложенный подход позволяет повысить оперативность подбора дозировки ингибиторов. Результаты работы могут найти применение в нефтепромысловой химии для входного контроля и прогнозирования эффективности применения ингибиторов гидратообразования термодинамического типа действия при добыче, подготовке или транспортировке углеводородного сырья.

1. Истомин В.А., Якушев B.C., Квон В.Г., Долгаев С.И., Чувилин Е.М. Направления современных исследований газовых гидратов // Газохимия. 2009. № 5. С. 56–63.

2. Макогон Ю.Ф. Природные газовые гидраты: распространение, модели образования, ресурсы // Российский химический журнал. 2003. Т. 47. № 3. С. 70–79.

3. Соловьёв В.А. Природные газовые гидраты как потенциальное полезное ископаемое // Российкий химический журнал. 2003. Т. 47. № 3. С. 59–69.

4. 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

5. Hongsheng D., 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

6. 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

7. Sloan E.D., Koh C.A., Sum A. Natural Gas Hydrates in Flow Assurance. Gulf Professional Publishing, 2010. 224 p.

8. 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.

9. Келланд М.А. Промысловая химия в нефтегазовой отрасли. СПб.: Профессия, 2015. 607 с.

10. Ворожцова Ю.С., Носенко Т.Н., Успенская М.В. Определение типа действия ингибиторов гидратообразования по их инфракрасным спектрам // Научно-технический вестник информационных технологий, механики и оптики. 2023. Т. 23. № 4. С. 669–675. https://doi.org/10.17586/2226-1494-2023-23-4-669-675

11. Semenov A.P., Medvedev V.I., Gushchin P.A., Vinokurov V.A. Kinetic inhibition of hydrate formation by polymeric reagents: effect of pressure and structure of gas hydrates // Chemistry and Technology of Fuels and Oils. 2016. V. 51. N 6. P. 679–687. https://doi.org/10.1007/s10553-016-0658-5

12. Gjertsen L.H., Fadnes F.H. Measurements and predictions of hydrate equilibrium conditions // Annals of the New York Academy of Sciences. 2006. V. 912. N 1. P. 722–734. https://doi.org/10.1111/j.1749-6632.2000.tb06828.x

13. Tohidi B., Burgass R.W., Danesh A., Ostergaard K.K., Todd A.C. Improving the accuracy of gas hydrates dissociation point measurements // Annals of the New York Academy of Sciences. 2000. V. 912. N 1. P. 924–931. https://doi.org/10.1111/j.1749-6632.2000.tb06846.x

14. Zaporozhets E.P., Shostak N.A. Efficiency estimation of the singleand multicomponent anti-hydrate reagents // Journal of Mining Institute. 2019. V. 238. P. 423–429. https://doi.org/10.31897/PMI.2019.4.423

15. Муратова Э.Ж., Крапивин В.Б., Истомин В.А, Федулов Д.М., Квон В.Г., Герасимов Ю.А., Сергеева Д.В., Тройникова А.А., Семенов А.П. Ингибитор гидратообразования на основе смесей моноэтиленгликоля и метанола // Вести газовой науки. 2023. № 4 (56). С. 145–154.

16. Гусаков В.Н., Катермин А.В., Михайлова Л.Р., Горбунов В.В., Невядовский Е.Ю. Разработка методологии оперативного контроля качества нефтепромысловых химических реагентов // Нефтегазовое дело. 2021. Т. 19. № 4. С. 81–89. https://doi.org/10.17122/ngdelo-2021-4-81-89

17. Ракитин А.Р., Боженкова Г.С., Киселев С.А. Стеванович Е., Кильмаматов А.А. Инфракрасная спектроскопия для контроля качества ингибиторов коррозии // Нефтепромысловое дело. 2022. № 11 (647). С. 69–76. https://doi.org/10.33285/0207-2351-2022-11(647)-69-76

18. Суховерхов С.В., Задорожный П.А., Полякова Н.В. Применение инструментальных методов для анализа объектов нефтепромысловой химии // Вестник Дальневосточного отделения Российской академии наук. 2021. № 5 (219). С. 134–143. https://doi.org/10.37102/0869-7698_2021_219_05_11

19. Саранцева В.Д., Бадамшин А.Г., Каштанова Л.Е. Оценка возможности применения методов тонкослойной хроматографии и ИКспектроскопии в лабораторных исследованиях по подбору химических реагентов // Практические аспекты нефтепромысловой химии. 2023. С. 146–147.

20. Ишмияров Э.Р., Прокудина В.Д. Формирование инструментального лабораторного подхода по контролю качества нефтепромысловых химических реагентов // Экспозиция Нефть Газ. 2024. № 8 (109). С. 134–143. https://doi.org/10.24412/2076-6785-2024-8134-143

21. Кожевина Ю.С., Носенко Т.Н., Успенская М.В. Оценка количественного состава ингибиторов гидратообразования по их инфракрасным спектрам // Научно-технический вестник информационных технологий, механики и оптики. 2024. Т. 24. № 3. С. 366–374. https://doi.org/10.17586/2226-1494-2024-24-3-366-374

22. Лаптинский К.А., Буриков С.А., Сарманова О.Э., Вервальд А.М., Утегенова Л.С., Пластинин И.В., Доленко Т.А. Диагностика вредных примесей в водных средах с помощью спектроскопических методов и алгоритмов машинного обучения // Оптика и спектроскопия. 2023. Т. 131 № 6. С. 810–816. https://doi.org/10.21883/OS.2023.06.55915.106-23

23. Запорожец Е.П., Шостак Н.А. Расчет эффективности одно- и многокомпонентных антигидратных реагентов, Записки Горного института. 2019. Т. 238. С. 423–429. https://doi.org/10.31897/PMI.2019.4.423

24. 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. 1–23. https://doi.org/10.2118/196781-MS

25. Кунакова А.М., Усманова Ф.Г., Ворожцова Ю.С., Гоголева А.Д. Оценка эффективности ингибиторов гидратообразования изотермическим методом // PROнефть. Профессионально о нефти. 2019. № 1 (11). С. 18–21. https://doi.org/10.24887/2587-7399-2019-1-18-21