FR 3092330 A1 20200807 FR 1914529 A 20191216 Description Titre de l'invention : INHIBITEUR D'HYDRATES À FAIBLE DOSE [0001] CONTEXTE [0002] Cette invention concerne la production, le stockage et le transport de gaz naturel et d'autres fluides hydrocarbonés. [0003] Un problème qui peut être rencontré en relation avec la production, le stockage et le transport de gaz naturel et d'autres types de fluides hydrocarbonés est la formation d'hydrates de gaz à partir des fluides. La formation d'hydrates de gaz peut inhiber la capacité du gaz naturel et d'autres fluides hydrocarbonés de s'écouler dans des conduits associés à la production des fluides provenant de puits de pétrole et de gaz, ainsi qu'au stockage et/ou au transport ultérieurs des fluides. Par exemple, les conditions thermodynamiques favorisant la formation d'hydrates se rencontrent souvent dans les environnements d'eau condensée et les pipelines de gaz naturel. La formation d'hydrates de gaz peut également être un problème important en rapport avec les puits offshore. [0004] Les hydrates de gaz appartiennent à une classe de composés chimiques connus sous le nom de clathratcs. Un clathrate est un composé caractérisé par un réseau ouvert rigide dans lequel les molécules d'un composé sont piégées physiquement, sans liaison chimique, au sein de la structure cristalline d'un autre. Dans le cas d'un hydrate de gaz, une molécule d'eau cristalline joue le rôle de molécule hôte et forme une « cage » autour d'une molécule d'hydrocarbure plus petite telle que le méthane, produisant ainsi des cristaux de gaz et d'eau semblables à de la glace. Des exemples de gaz formant des hydrates typiques comprennent l'azote, le dioxyde de carbone, le sulfure d'hydrogène et les hydrocarbures légers tels que le méthane, le propane, le butane et l'heptane. Les hydrates dc gaz se forment à des pressions élevées et à des températures basses où du gaz et de l'eau sont présents. [0005] Une fois formés, les hydrates de gaz ont tendance à s'agglomérer et à adhérer les uns aux autres, produisant de gros cristaux semblables à de la glace. De tels cristaux peuvent se former et adhérer aux surfaces intérieures de conduits tels que des pipelines. Par exemple, les hydrates de gaz peuvent obstruer les tubes de puits, les lignes d'écoulement de collecte et autres, les conduits de séparateurs, les pompes, les compresseurs et un autre équipement, les pipelines (y compris les pipelines d'enlèvement et de transmission) et les conduits d'hydrocarbures. En plus d'entraver l'écoulement, les hydrates de gaz peuvent endommager des équipements tels que des vannes et des instruments. 2 [0006] Les environnements d'eau condensée sont souvent associés à des puits offshore et à d'autres types de puits de pétrole et de gaz. Par exemple, l'eau condensée peut être condensée à partir du gaz produit dans les tubes et équipements de production. L'inhibition d'hydrates dans des environnements d'eau condensée est particulièrement difficile en raison du manque de solutés dans l'eau condensée qui, lorsqu'ils sont présents, aident souvent à réduire le sous-refroidissement. [0007] Les puits offshore et les lignes de transmission offshore fonctionnent souvent dans des conditions de température et de pression qui favorisent la formation d'hydrates de gaz naturel. Les hydrates de gaz naturel ont tendance à se former à des températures relativement basses et à des pressions élevées. Par exemple, l'hydrate de gaz méthane est stable au fond de la mer à des profondeurs d'eau inférieures à environ 500 mètres. [0008] Divers procédés ont été utilisés pour inhiber et contrôler la formation d'hydrates de gaz. Par exemple, une approche traditionnelle implique l'utilisation d'inhibiteurs thermodynamiques d'hydrates tels que le méthanol et l'éthylène glycol pour modifier les conditions (par exemple, la température et la pression) dans lesquelles les hydrates sont stables, provoquant ainsi la décomposition des hydrates existants et empêchant ainsi la formation de nouveaux hydrates. Si suffisamment d'inhibiteur thermodynamique d'hydrates est injecté, les hydrates ne se formeront pas dans le système. Cependant, l'injection d'un inhibiteur thermodynamique suffisant dans les emplacements nécessaires peut poser problème. [0009] Dans les environnements d'eau condensée, le problème de la formation d'hydrates de gaz est généralement traité en utilisant une dose plus élevée d'anti-agglomérants, par exemple, par rapport à la quantité d'anti-agglomérants utilisée dans des environnements d'eau contenant plus de matières solides dissoutes totales. Cependant, une concentration d'anti-agglomérants plus élevée peut entraîner des dépenses en capital et des dépenses d'exploitation accrues, en particulier en ce qui concerne les puits offshore. [0010] Comme alternative aux inhibiteurs d'hydrates traditionnels, des inhibiteurs d'hydrates à faible dose (LDHI) ont été développés. Des exemples de LDHI comprennent les inhibiteurs cinétiques d'hydrates et les anti-agglomérants. Les inhibiteurs cinétiques d'hydrates agissent en retardant la nucléation et/ou la croissance des hydrates pendant une période connue sous le nom de temps d'induction. Les antiagglomérants permettent aux hydrates de se former, mais ont pour fonction de maintenir les particules d'hydrate relativement petites, permettant ainsi aux particules de rester dispersées dans le fluide hydrocarboné. Les quantités d'inhibiteurs cinétiques d'hydrates et d'anti-agglomérants nécessaires pour être efficaces sont nettement inférieures à la quantité d'inhibiteurs thermodynamiques d'hydrates, par exemple, typiquement requises. 3 100111 Les inhibiteurs d'hydrates traditionnels ainsi que les LDH1 sont ajoutés au système de production, par exemple, un puits de forage ou un pipeline. Le type et la concentration optimaux d'inhibiteurs d'hydrates de gaz sont généralement déterminés à l'aide de méthodologies d'appareils à cellules à oscillation, qui sont réalisées en laboratoire. DESCRIPTION DÉTAILLÉE [0012] La présente invention peut être comprise plus facilement en se référant à cette des- cription détaillée ainsi qu'aux exemples inclus ici. De plus, de nombreux détails spécifiques sont présentés afin de permettre une compréhension approfondie des exemples décrits ici. Cependant, l'homme du métier comprendra que les exemples décrits ici peuvent être mis en pratique sans ces détails spécifiques. Dans d'autres cas, les procédés, les modes opératoires et les composants n'ont pas été décrits en détail afin de ne pas masquer la caractéristique pertinente associée décrite. De plus, la description ne doit pas être considérée comme limitant la portée des exemples décrits ici. [0013] Tels qu'utilisés ici et dans les revendications annexées, les termes et expressions suivants ont les définitions correspondantes indiquées ci-dessous. [0014] Un « puits » désigne un puits de forage s'étendant dans le sol, toute formation sou- terraine pénétrée par le puits de forage et tous les équipements et conduits associés au puits, y compris les équipements de stockage et les pipelines. [0015] Un « fluide dc puits » désigne tout fluide associé à un puits, à un équipement de stockage d'hydrocarbures et/ou à un pipeline de transport d'hydrocarbures. [0016] Le terme « eau condensée » désigne de l'eau qui s'est condensée à partir d'une phase vapeur en une phase liquide. [0017] Sauf indication contraire, le terme « alkyle », tel qu'utilisé seul ou en combinaison, désigne un hydrocarbure primaire, secondaire ou tertiaire saturé, linéaire ou ramifié, y compris mais sans s'y limiter, les groupes méthyle, éthyle, propyle, isopropyle, butyle, isobutyle, t-butyle et sec-butyle. Le groupe « alkyle » peut éventuellement être substitué, lorsque c'est possible, par un quelconque groupement, y compris mais sans s'y limiter, les groupements halogéno, halogénoalkylc, hydroxyle, carboxyle, acyle, aryle, acyloxy, amino, amide), dérivé dc carboxyle, alkylamino, dialkylamino, phosphonoalkylamino, mylamino, alcoxy, aryloxy, nitro, cyano, acide sulfonique, thiol, imine, sulfonyle, sulfanyle, sulfinyle, sulfamonyle, ester, acide carboxylique, amide, phosphonyle, phosphinyle, phosphoryle, phosphine, thioester, thioéther, halogénure d'acyle, anhydride, oxime, hydrazine, carbamate, acide phosphonique, phosphonate ou tout autre groupement souhaité qui n'interfère pas autrement avec l'activité ou la réactivité spécifique du composé global comme indiqué dans la présente invention, ou qui inhibe l'activité ou la fonction souhaitée du composé global en association avec cette invention, soit non protégé, soit protégé le cas échéant, comme le sait l'homme du métier. [0018] Sauf indication contraire, le terme « alcénylc », tel qu'utilisé seul ou en combinaison, désigne un groupe alkyle cyclique ou non cyclique possédant une ou plusieurs liaisons carbone-carbone insaturées. Le groupe « alcényle » peut éventuellement être substitué, lorsque c'est possible, par un quelconque groupement, y compris niais sans s'y limiter, les groupements halogéno, halogénoalkyle, hydroxyle, carboxyle, acyle, aryle, acyloxy, allyle, amino, amido, dérivé de carboxyle, alkylamino, dialkylamino, phosphonoalkylamino, arylarnino, alcoxy, aryloxy, nitro, cyano, acide sulfonique, thiol, imine, sulfonylc, sulfanylc, sulfinylc, sulfamonyle, ester, acide carboxylique, amide, phosphonylc, phosphinylc, phosphoryle, phosphine, thioester, thioéther, halogénure d'acyle, anhydride, oximc, hydrazinc, carbamatc, acide phosphonique, phosphonatc ou tout autre groupement souhaité qui n'interfère pas autrement avec l'activité ou la réactivité spécifique du composé global comme indiqué dans la présente invention, ou qui inhibe l'activité ou la fonction souhaitée du composé global en association avec cette invention, soit non protégé, soit protégé le cas échéant, comme le sait l'homme du métier. [0019] Sauf indication contraire, le terme « alcynylc », tel qu'utilisé seul ou en combinaison, désigne un groupe alkyle cyclique ou non cyclique possédant une ou plusieurs triples liaisons carbone-carbone, y compris niais sans s'y limiter, les groupes éthynylc et propynyle. Le groupe « alcynyle » peut éventuellement être substitué, lorsque c'est possible, par un quelconque groupement, y compris mais sans s'y limiter, les groupements halogéno, halogénoalkyle, hydroxyle, carboxyle, acyle, aryle, acyloxy, amino, amido, dérivé de carboxyle, alkylamino, dialkylamino, phosphonoalkylamino, arylamino, alcoxy, aryloxy, nitro, cyano, acide sulfonique, thiol, imine, sulfonyle, sulfanyle, sulfinyle, sulfamonyle, ester, acide carboxylique, amide, phosphonyle, phosphinyle, phosphoryle, phosphine, propargyle, thioester, thioéther, halogénure d'acyle, anhydride, oxime, hych-azine, carbamate, acide phosphonique, phosphonate ou tout autre groupement souhaité qui n'interfère pas autrement avec l'activité ou la réactivité spécifique du composé global comme indiqué dans la présente invention, ou qui inhibe l'activité ou la fonction souhaitée du composé global en association avec cette invention, soit non protégé, soit protégé le cas échéant, comme le sait l'homme du métier. [0020] Sauf indication contraire, le terme « aryle », tel qu'utilisé seul ou en combinaison, désigne un système aromatique contenant un, deux ou trois cycles aromatiques et/ou hétéroaromatiques dans lequel de tels cycles peuvent être liés ensemble de manière pendante ou peuvent être en variante condensés. Le groupe « aryle » peut éventuellement être substitué, lorsque c'est possible, par un quelconque groupement, y compris mais sans s'y limiter, un groupe alkyle, alcénylc, alcynyle, allyle, benzoyle, benzyle, hétéroaryle, hétérocyclique, carbocycic, alcoxy, oxo, aryloxy, aryloxy, arylalkoxy, cycloalkylc, tétrazolyle, héteroaryloxy ; héteroarylalcoxy, glucide, acide aminé, esters d'acides aminés, amides d'acides aminés, alditol, halogéno, halogénoalkylthio, halogénoalcoxy, halogénoalkyle, hydroxyle, carboxyle, acyle, acyloxy, amino, aminoalkyle, aminoacylc, amido, alkylamino, dialkylamino, arylamino, propargyle, nitro, cyano, thiol, imide, acide sulfonique, sulfate, sulfonatc, sulfonylc, alkylsulfonylc, aminosulfonylc, alkylsulfonylamino, halogénoalkylsulfonyle, sulfanyle, sulfinylc, sulfamoylc, ester carboxylique, acide carboxylique, amide, phosphonylc, phosphinyle, phosphorylc, thioester, thioéther, oxime, hydrazine, carbamatc, acide phosphoniquc, phosphate, phosphonate, phosphinatc, sulfonamido, carboxamido, acide hydroxamique, sulfonylimidc ou toute autre groupement souhaité qui n'interfère pas avec l'activité ou la réactivité spécifique du composé global, comme indiqué dans la présente invention, ou qui inhibe l'activité ou la fonction souhaité du composé global en association avec cette invention, soit non protégé, soit protégé le cas échéant, comme le sait l'homme du métier. De plus, des groupes adjacents sur un cycle « aryle » peuvent se combiner pour former un cycle carbocyclique, aryle, hétéroaryle ou hétérocyclique saturé ou partiellement insaturé de 5 à 7 chaînons, qui peut être à son tour substitué. [0021] Sauf indication contraire, le terme « acyle », tel qu'utilisé seul ou en combinaison, désigne un groupe de formule « -C(0)R' », dans laquelle R' représente un groupe alkyle, alcényle, allyle, alcynyle, aryle, aralkyle ou propargyle. [0022] Les termes et formules « carboxy », « COOH » et « C(0)0H » sont utilisés de manière interchangeable dans la présente invention. [0023] Une « polyétheramine » désigne un composé qui comprend au moins un groupe amino attaché à une extrémité d'une chaîne principale de polyéther. [0024] Le terme « amino » tel qu'utilisé ici, seul ou en combinaison, désigne un groupe de la formule NR'R", dans laquelle R' et R" sont choisis indépendamment dans un groupe constitué d'une liaison, d'un atome d'hydrogène, d'un groupe alkyle, aryle, alkaryle, aralkyle, alcényle, allyle, alcynyle et propargyle, dans lequel les groupes alkyle, aryle, alkaryle, aralkyle, alcényle, allyle, alcynyle et propargyle peuvent éventuellement être substitués lorsque c'est possible comme défini ci-dessus. [0025] Un composant qui « comprend » ou « inclut » un ou plusieurs composés spécifiés signifie que le composant comprend le ou les composés spécifiés seuls ou comprend le ou les composés spécifiés avec un ou plusieurs composés supplémentaires. [0026] Un composant qui « est constitué » d'un ou de plusieurs composés spécifiés signifie que le composant ne comprend que le ou les composés spécifiés. [0027] Un composant qui « est essentiellement constitué » d'un ou de plusieurs composés 6 spécifiés signifie que le composant est constitué du ou des composés spécifiés seuls, ou est constitué du ou des composés spécifiés avec un ou plusieurs composés supplémentaires qui n'affectent pas matériellement les propriétés de base du composant. [0028] Chaque fois qu'une plage est décrite ici, la plage inclut indépendamment et sé- parément chaque élément de la plage s'étendant entre deux nombres quelconques énumérés dans la plage. De plus, les nombres les plus bas et les plus élevés de toute plage doivent être compris comme étant inclus dans la plage indiquée. De plus, chaque fois que le terme « C (plage d'alkyle) » est utilisé, le terme inclut indépendamment chaque élément de cette classe comme s'il était expressément et séparément défini [0029] Selon la présente invention, un mélange d'inhibiteurs d'hydrates à faible dose et un procédé de traitement d'un fluide de puits sont fournis. Comme indiqué ci-dessus, un « puits » désigne un puits de forage s'étendant dans le sol, toute formation souterraine pénétrée par le puits de forage ainsi que tous les équipements et conduits associés au puits, y compris les équipements de stockage et les pipelines. Par exemple, le puits peut être un puits de pétrole, un puits de gaz naturel, un puits d'eau ou toute combinaison de ceux-ci. Un « fluide de puits » désigne tout fluide associé à un puits, à un équipement de stockage d'hydrocarbures et/ou à un pipeline de transport d'hydrocarbures. Par exemple, le fluide de puits peut contenir un fluide hydrocarboné tel que du gaz naturel ou du pétrole, de l'eau ou tout autre type de fluide qui entre ou entrera en contact avec du gaz naturel, du pétrole ou un autre type de fluide hydrocarboné. [0030] Le mélange d'inhibiteurs d'hydrates à faible dose déctit ici comprend : [0031] un tensioactif cationique, dans lequel le tensioactif cationique répond à la formule structurelle (1) ci-dessous : [Chem.1] 0 H R "P.-1 N- -R 3 d (1) [0032] dans laquelle : R1 est un groupe alkyle ou un groupe alcényle ayant de 5 à 22 atomes de carbone, R2 et R3 sont des groupes alkyle ayant de 1 à 6 atomes de carbone, R4 est. un atome d'hydrogène ou un groupe alkyle ayant de 1 à 6 atomes de carbone et X- est choisi dans le groupe constitué par un carboxylate, un acrylate, un méthacrylate, un halogénure, un phosphonate, un sulfate, un sull-onate, un hydroxyde, un carbonate ou toute combinaison de ceux-ci ; et [0033] un co-tensioactif, dans lequel le co-tensioactif est. présent dans le mélange 7 d'inhibiteurs en une quantité ne dépassant pas environ 10 pourcent en poids par rapport au poids total du mélange. [0034] Par exemple, R, de la formule (1) peut être un groupe alkyle ayant dc 5 à 22 atomes de carbone. Par exemple, RI de la formule (1) peut être un groupe alkyle ayant de 11 à 17 atomes de carbone. Par exemple, R, et R, de la formule (1) peuvent être des groupes alkyle ayant 1 à 4 atomes de carbone. Par exemple, R4 de la formule (1) peut être un atome d'hydrogène ou un groupe alkyle ayant de 1 à 2 atomes de carbone. Par exemple, X- de formule (1) peut être choisi dans le groupe constitué par un sulfonate, un carbonate ou toute combinaison de ceux-ci. [0035] Par exemple, le ce-tensioactif du mélange d'inhibiteurs peut être présent dans le mélange d'inhibiteurs en une quantité dans la plage d'environ 0,01 % en poids à environ 10% en poids, sur la base du poids total du mélange d'inhibiteurs. Par exemple, le co-tensioactif peut être présent dans le mélange d'inhibiteurs en une quantité dans la plage d'environ 0,1 % en poids à environ 10% en poids sur la base du poids total du mélange d'inhibiteurs. Par exemple, le co-tensioactif peut être présent dans le mélange d'inhibiteurs en une quantité dans la plage d'environ 1 % en poids à environ 5 % en poids sur la base du poids total du mélange d'inhibiteurs. [0036] Par exemple, le ce-tensioactif du mélange d'inhibiteurs peut comprendre au moins une polyétheramine. Par exemple, le co-tensioactif du mélange d'inhibiteurs peut comprendre un mélange de deux polyétheramines ou plus. Par exemple, le cotensioactif du mélange d'inhibiteurs peut être essentiellement constitué d'au moins une polyétheramine. Par exemple, le co-tensioactif du mélange d'inhibiteurs peut être essentiellement constitué d'un mélange de deux polyétheramines ou plus. Par exemple, le co-tensioactif du mélange d'inhibiteurs peut être constitué d'au moins une polyétheramine. Par exemple, le co-tensioactif du mélange d'inhibiteurs peut être constitué d'un mélange de deux polyétheramines ou plus. [0037] Comme indiqué ci-dessus, une « polyétheramine » est un composé qui comprend au moins un groupe amino lié à une extrémité d'une chaîne principale de polyéther. Par exemple, le groupe amino de la ou des polyétheramines peut être un groupe amino primaire. Par exemple, le groupe amino de la ou des polyétheramines peut être un groupe amino secondaire. Par exemple, la chaîne principale de polyéther de la ou des polyétheramines peut être à base d'oxyde de propylène, d'oxyde d'éthylène ou d'une combinaison de ceux-ci. Par exemple, la chaîne principale de polyéther de la ou des polyétheramines peut être à base d'oxyde de propylène. Par exemple, la chaîne principale de polyéther de la ou des polyétheramines peut être à base d'oxyde d'éthylène. [0038] Par exemple, la ou les polyétheramines peuvent être choisies dans le groupe de composés qui incluent une ou plusieurs monoamines, diamines ou n'amines primaires 8 ou secondaires attachées à une ou aux deux extrémités d'une chaîne principale de polyether, et toute combinaison de tels composés. Par exemple, la ou les polyétheramines peuvent être un composé qui inclut une diamine primaire attachée à une extrémité d'une chaîne principale de polyether qui est à base d'oxyde de propylène ou d'oxyde d'éthylène. [0039] Par exemple, la ou les polyétheramincs peuvent être choisies dans le groupe constitué par une polyoxypropylène diamine, une 3,6-dioxaoctaméthylènediamine et les mélanges de celles-ci. Par exemple, la ou les polyétheramincs peuvent être une polyoxypropylène diamine. Par exemple, la ou les polyétheramincs peuvent être une 3,6-dioxaoctaméthylènediamine. Par exemple, la ou les polyétheramincs peuvent être un mélange d'une polyoxypropylène diamine et d'une 3,6-dioxaoctaméthylènediamine, dans lequel la polyoxypropylène diamine est présente dans le mélange en une quantité supérieure à 50 % en poids sur la base du poids total du mélange. Par exemple, la ou les polyétheramincs peuvent être un mélange d'une polyoxypropylène diamine et d'une 3,6-dioxaoctaméthylènediamine, dans lequel la polyoxypropylène diamine est présente dans le mélange en une quantité supérieure à 75 % en poids sur la base du poids total du mélange. Des exemples de polyétheramines appropriées pour être utilisés comme, ou comme partie du, co-tensioactif du mélange d'inhibiteurs sont commercialisés par Huntsman en association avec la marque de commerce JEFFAMINE®. [0040] Le mélange d'inhibiteurs d'hydrates à faible dose peut éventuellement inclure également d'autres composants. Des exemples incluent des inhibiteurs de corrosion et des solvants. Par exemple, les solvants appropriés incluent le méthanol, l'éthanol, l'éthylène glycol, l'hexane, le xylène, le toluène et les combinaisons de ceux-ci. [0041] Le procédé de traitement d'un fluide de puits décrit ici comprend la combinaison d'un mélange d'inhibiteurs d'hydrates à faible dose avec le fluide de puits. Le mélange d'inhibiteurs d'hydrates à faible dose est le mélange d'inhibiteurs d'hydrates à faible dose décrit ici et décrit ci-dessus. Le mélange d'inhibiteurs d'hydrates à faible dose atténue les problèmes causés par les hydrates de gaz dans le fluide de puits. Le mélange d'inhibiteurs d'hydrates à faible dose n'inhibe pas nécessairement la formation d'hydrates dans le fluide de puits, mais il empêche l'agglomération de petits amas d'hydrates en gros bouchons. [0042] Une autre méthode de traitement d'un fluide de puits décrit ici comprend la com- binaison d'un mélange d'inhibiteurs d'hydrates à faible dose avec le fluide de puits. Le mélange d'inhibiteurs d'hydrates à faible dosage comprend celui décrit précédemment et comprend au moins une polyétheramine. Le mélange d'inhibiteurs d'hydrates à faible dose peut être combiné avec le fluide de puits à l'aide d'un équipement de mélange. [0043] Par exemple, le fluide de puits peut inclure un fluide produit à partir d'un puits. Par 9 exemple, le fluide de puits peut inclure un hydrocarbure ou un fluide qui est ou entrera en contact avec un hydrocarbure. [0044] Par exemple, le fluide de puits peut inclure un hydrocarbure. Par exemple, le fluide de puits peut inclure du gaz naturel. Par exemple, le fluide de puits peut inclure du pétrole. [0045] Par exemple, le puits peut inclure un fluide qui est ou entrera en contact avec un hy- drocarbure. Par exemple, le fluide de puits peut inclure de l'eau qui est ou entrera en contact avec un hydrocarbure. [0046] Par exemple, le fluide de puits peut être un mélange d'un hydrocarbure et d'eau. L'eau peut provenir de diverses sources. Par exemple, l'eau peut être de l'eau douce ou de l'eau contenant du sel. Des exemples d'eau contenant du sel incluent l'eau salée, la saumure (par exemple, l'eau salée saturée ou l'eau produite), l'eau de mer, l'eau saumâtre, l'eau produite (par exemple, l'eau produite à partir d'une formation souterraine), l'eau de formation, l'eau de reflux traitée et toute combinaison celles-ci. Par exemple, l'eau salée peut avoir dans la plage d'environ 10 000 ppm à environ 150 000 ppm de matières solides dissoutes totales (TDS). Par exemple, l'eau salée peut avoir dans la plage d'environ 50 000 ppm à environ 100 000 ppm de matières solides dissoutes totales (TDS). [0047] Par exemple, le fluide de puits peut inclure un mélange d'un hydrocarbure liquide et d'eau, dans lequel le mélange a une teneur en eau comprise entre environ 1 et environ 99 %. Par exemple, le fluide de puits peut inclure un mélange d'un hydrocarbure liquide et d'eau, dans lequel le mélange a une teneur en eau supérieure à environ 5 %. Par exemple, le fluide de puits peut inclure un mélange d'un hydrocarbure liquide et d'eau, dans lequel le mélange a une teneur en eau supérieure à environ 10 %. Par exemple, le fluide de puits peut inclure un mélange d'un hydrocarbure liquide et d'eau, dans lequel le mélange a une teneur en eau supérieure à environ 15 %. Par exemple, le fluide de puits peut inclure un mélange d'un hydrocarbure liquide et d'eau, dans lequel le mélange a une teneur en eau supérieure à environ 20 %. Par exemple, le fluide de puits peut inclure un mélange d'un hydrocarbure liquide et d'eau, dans lequel le mélange a une teneur en eau supérieure à environ 25 %. Par exemple, le fluide de puits peut inclure un mélange d'un hydrocarbure liquide et d'eau, dans lequel le mélange a une teneur en eau supérieure à environ 30 %. Par exemple, le fluide de puits peut inclure un mélange d'un hydrocarbure liquide et d'eau, dans lequel le mélange a une teneur en eau supérieure à environ 35 %. [0048] Par exemple, le fluide de puits traité par le procédé peut inclure un mélange d'un hy- drocarbure et d'eau, dans lequel l'eau inclut de l'eau condensée. Par exemple, l'eau condensée peut avoir dans une plage d'environ 0 ppm à environ 25 000 ppm de matières solides dissoutes totales (TDS). Par exemple, l'eau condensée peut être présente dans le fluide de puits en une quantité dans la plage d'environ 1 % en volume à environ 50 % en volume, sur la base du volume total du fluide de puits. [0049] Par exemple, le mélange d'inhibiteurs d'hydrates à faible dose peut être combiné au fluide de puits en injectant le mélange d'inhibiteurs d'hydrates à faible dose dans un puits dans lequel le fluide de puits est présent à travers la tête de puits du puits. Par exemple, le mélange d'inhibiteurs d'hydrates à faible dose peut être injecté dans un puits à travers la tête de puits du puits par une ligne ombilicale ou capillaire s'étendant à travers la tête de puits dans le puits. [0050] Par exemple, le procédé de traitement d'un fluide de puits décrit ici peut être utilisé pour traiter un fluide de puits associé à un système de production de puits de pétrole et de gaz. Par exemple, le procédé de traitement d'un fluide de puits décrit ici peut être utilisé pour traiter un fluide de puits associé à un système de production de puits de pétrole et de gaz fonctionnant à des pressions élevées et à basses températures. Par exemple, le procédé de traitement d'un fluide de puits décrit ici peut être utilisé pour traiter un fluide de puits associé à un système de production de puits de pétrole et de gaz offshore. Par exemple, le procédé de traitement d'un fluide de puits décrit ici peut être utilisé pour traiter un fluide de puits associé à un système de production de puits de pétrole et de gaz offshore fonctionnant à des pressions élevées et à basses températures. Par exemple, le procédé de traitement d'un fluide de puits décrit ici peut être utilisé pour traiter un fluide de puits associé à un système de production de puits de pétrole et de gaz offshore qui inclut un environnement d'eau condensée. [0051] Comme le montrent les exemples ci-dessous, le tensioactif cationique et le co- tensioactif du mélange d'inhibiteurs d'hydrates à faible dose décrit ici ont un effet synergique inattendu et bénéfique sur la capacité du mélange d'inhibiteurs à atténuer les problèmes causés par la formation d'hydrates de gaz dans un fluide de puits. Cette synergie est particulièrement efficace pour les puits offshore et des conduits et des pipelines associés, et en association avec des environnements d'eau condensée. Même si le mélange d'inhibiteurs d'hydrates à faible dose décrit ici fait partie de la classe de produits appelée inhibiteurs d'hydrates à faible dose et est donc désigné comme tel, il n'inhibe pas nécessairement la formation d'hydrates dans le fluide de puits. Cependant, le mélange d'inhibiteurs d'hydrates à faible dose décrit ici empêche l'agglomération de petits amas d'hydrates en gros bouchons et atténue ainsi les problèmes causés par les hydrates de gaz dans les fluides de puits. [0052] Par exemple, le mélange d'inhibiteurs d'hydrates à faible dose décrit ici a tendance à être stable à des températures élevées. Il a peu tendance à former des émulsions et donne ainsi une eau de qualité relativement propre. Le mélange d'inhibiteurs d'hydrates à faible dose peut être utilisé en une quantité significativement inférieure à 11 la quantité requise lorsque le tensioactif cationique ou co-tensioactif est utilisé seul, ou comparée à la quantité requise d'inhibiteurs d'hydrates à faible dose utilisée jusqu'à présent. Cela permet d'économiser sur les dépenses en capital et les coûts d'exploitation, tout en préservant l'environnement. [0053] Par exemple, le mélange d'inhibiteurs d'hydrates à faible dose décrit ici résout un problème de logistique lié aux opérations offshore. Il est écologique en ce qu'il peut être utilisé en moins grande quantité et qu'il a peu tendance à former des émulsions dans l'eau. [0054] Les exemples de produits chimiques, de composés, d'additifs, d'agents et de fluides (« exemples de composants ») décrits ici peuvent affecter directement ou indirectement un ou plusieurs composants ou morceaux d'équipement associés à la préparation, la livraison, la récupération, le recyclage, la réutilisation et/ou l'élimination des exemples de composants décrits. Par exemple, les exemples de fluides décrits peuvent affecter directement ou indirectement un ou plusieurs composants ou morceaux d'équipement associés à un puits, un équipement de stockage d'hydrocarbures et un équipement de transport d'hydrocarbures, y compris mais sans s'y limiter, tous récipients de transport, conduits, pipelines, camions, éléments tubulaires et/ou tuyaux utilisés pour déplacer de manière fluidique les exemples de composants d'un emplacement à un autre, toutes pompes, tous compresseurs ou tous moteurs utilisés pour déplacer les exemples de fluides, toutes vannes ou tous joints associés utilisés pour réguler la pression ou le débit des exemples de fluides et tous capteurs (c'est-à-dire de pression et de température), manomètres et/ou combinaisons de ceux-ci et analogues. EXEMPLES [0055] Les exemples suivants illustrent des modes de réalisation spécifiques conformes à la présente invention, mais ne limitent pas la portée de l'invention ou des revendications annexées. Les concentrations et les pourcentages sont en poids, sauf indication contraire. [0056] Exemple 1 [0057] Expériences de cellules à oscillation [0058] Un appareil de test de cellules à oscillations a été utilisé pour tester le mélange d'inhibiteurs d'hydrates à faible dose décrit ici. Le tensioactif cationique du mélange d'inhibiteurs testé est représenté par la formule (1) ci-dessus dans laquelle R1 est un mélange de groupes alkyle et alcényle ayant de 5 à 17 atomes de carbone, R2 et R3 sont des groupes alkyle ayant 4 atomes de carbone, R4 est un groupe alkyle ayant 1 atome de carbone, et X- est un sulfonate. Le co-tensioactif du mélange d'inhibiteurs était un mélange de polyétherarnines, en particulier un mélange d'une polyoxypropylène diamine et d'une 3,6-dioxaoctaméthylènediamine. 12 [0059] Les expériences ont été effectuées à niasse constante après la période de saturation initiale. Une expérience à niasse constante nécessite un volume fixe de gaz pour pressuriser la cellule et effectuer le test. Il n'y a pas d'approvisionnement en gaz supplémentaire pendant le test. [0060] Les tests ont été réalisés dans les conditions suivantes : [0061] (a) une pression initiale de 2 800 psig ; [0062] (h) une température initiale de 20 °C ; [0063] (c) une température finale de 4 °C ; [0064] (d) une vitesse d'oscillation de 15 cycles/min ; [0065] (c) un angle d'oscillation de 25° ; [0066] (f) des coupes d'eau (WC) de 15 % ; [0067] (g) une période de refroidissement de 20 °C à 4 °C pendant 1 heure ; [0068] (h) l'utilisation d'eau condensée ; et [0069] (i) l'utilisation d'une simulation d'arrêt/redémarrage. [0070] Le pétrole a été préconditionné par chauffage et agitation à 70 °C pendant 1 heure. Des quantités appropriées de pétrole, d'eau et d'inhibiteur ont été injectées dans les cellules. Ensuite, les cellules ont été pressurisées à la pression indiquée avec du gaz Green Canyon, un formateur d'hydrates commun de type H dans le Golfe du Mexique. La composition du gaz Green Canyon utilisé pour cette étude est présentée dans le tableau 1 ci-dessous. [Tableauxl] Tableau 1 : Composition du gaz Green Canyon Composition % en moles N2 0,39 nC1 87,26 nC2 7.57 nC3 3,10 iC4 0,49 nC4 0,79 iC5 0,20 nC5 0,20 [0071] Au cours de la phase initiale de chaque test, les cellules ont été agitées pendant 2 heures à l'angle ct à la vitesse prescrits, afin d'émulsionner suffisamment les fluides et de saturer la phase liquide en gaz de sorte qu'aucun autre gaz n'est consommé par la 13 phase liquide. Ensuite, les vannes d'entrée de gaz ont été fermées et la température a ensuite été réduite de 20 °C à 4 °C sur une période d'une heure. [0072] Après avoir atteint la température désignée, l'oscillation a été poursuivie pendant environ 18 heures. Ensuite, le moteur a été préprogrammé pour s'arrêter pendant 6 heures, les cellules étant horizontales pour simuler l'arrêt du système. La période d'arrêt a duré au moins 6 heures et n'a varié que pour permettre l'observation visuelle du redémarrage critique. Des observations ont été effectuées tout au long des tests. Cependant, une attention particulière a été accordée à la formation d'hydrates, y compris au cours de la période précédant l'arrêt et le redémarrage. [0073] La performance de chaque inhibiteur d'hydrates à faible dose testé a été classée comme « réussite » ou « échec » sur la base d'une observation visuelle et des données de capteur. Lorsque des blocages d'hydrates ont empêché la bille de bouger, les capteurs l'ont indiqué et la cellule a été classée comme un « échec ». Si une cellule avait visuellement réussi, il était confirmé que les capteurs ne montraient aucune obstruction ou entrave au mouvement de la bille avant qu'un score de réussite ne soit attribué. Une note de réussite a indiqué que l'inhibiteur d'hydrates à faible dose serait efficace pour empêcher l'agglomération d'hydrates sur le terrain. Les résultats sont présentés dans le tableau 2 ci-dessous. [Tableaux2] Tableau 2 : Dose efficace minimale (MED) pour l'anti-agglomérant basé sur un test de cellules à oscillations à 15 % de WC. Pétrole Tensioactif ca- tionique PEA Mélange supérieur Condensat de Mission 8 % de DR Échec - 5 % de DR 3 % de DR Sabine 13 Medium 011 4 % de DR Échec - 5 % de DR 1 % de DR Condensat de Longhorn 8 % de DR 5 % de DR MC 773A Dark 10 % de DR 8 % de DR [0074] Les résultats indiqués dans le tableau 2 présentent la dose efficace minimale pou chaque anti-agglomérant testé. Les tests ont été menés avec différents pétroles à une teneur en eau (WC) de 15 % dans l'eau condensée. [0075] Sur la base des résultats, il a été déterminé que le tensioactif cationique seul né- cessitait un taux de dose minimale (DR) de 8 % en volume pour être efficace dans le condensat de Mission, et une DR minimale de 4 % en volume pour être efficace dans 14 le Sabine 13 Medium Oil, une DR minimale de 8 % en volume pour être efficace dans le condensai de Longhorn, et une DR minimale de 10% en volume pour être efficace dans du MC 773A Dark Oil. Lorsqu'elle a été ajoutée au condcnsat de Mission et au Sabine 13 Medium Oil, la polyétheraminc (PEA) n'a montré aucune performance antiagglomération. [0076] Les résultats indiquent que dans les trois pétroles testés, le mélange d'inhibiteurs décrit ici est efficace pour empêcher l'agglomération d'hydrates à une dose beaucoup moins importante que le tensioactif cationique seul. Ceci confirme clairement qu'une réduction significative de la dose efficace minimale (MED) peut être obtenue en utilisant le mélange d'inhibiteurs décrit ici. [0077] Exemple 2 [0078] Teneur en eau traitée maximale (MTWC) [0079] Dans une autre série d'études, la MTWC (Teneur en eau traitée maximale) a été évaluée sur le mélange d'inhibiteurs à faible dose décrit ici. Les résultats sont résumés dans le tableau 3 ci-dessous. [Tableaux3] Tableau 3 : MTWC pour l'anti-agglomérant basée sur le test de cellules à oscillations Pétrole Tensioactif ca- tionique PEA Mélange supérieur Condensat de Mission 15 % de WC, 8 % de DR 15 % de WC, échec - 5 % de DR 35 % de WC, 8 % de DR Sabine 13 Medium Oil 15 % de WC, 4 % de DR 15 % de WC, échec - 5 % de DR 25 % de WC, 4 % de DR MC 773A Dark 15 % dc WC, 10 % dc DR 20 % de WC, 10 % dc DR [0080] Les résultats indiquent que, pour la même dose de tensioactif cationique de base, le mélange d'inhibiteurs à faible dose décrit ici est efficace pour une teneur en eau substantiellement supérieure. [0081] Par conséquent, le présent mélange d'inhibiteurs d'hydrates à faible dose et le présent procédé sont bien adaptés pour atteindre les objectifs et les avantages mentionnés, ainsi que ceux qui y sont inhérents. Les exemples particuliers décrits ci-dessus sont uniquement illustratifs, car l'appareil peut être modifié et mis en pratique de manières différentes, mais équivalentes, évidentes pour l'homme du métier bénéficiant des enseignements donnés ici. En outre, aucune limitation n'est prévue pour les détails d'élaboration ou de conception fournis ici, autres que ceux décrits dans les reven- dications ci-dessous. Il est donc évident que les exemples illustratifs particuliers décrits ci-dessus peuvent être altérés ou modifiés, et toutes ces variantes sont considérées comme étant dans la portée et dans l'esprit du présent procédé et système. Bien que le présent appareil et ses composants puissent être décrits en termes de « comprenant », « contenant », « ayant » ou « incluant" diverses étapes ou composants, l'appareil peut également, dans certains exemples, « consister essentiellement en » ou « être constitué » des différentes étapes et composants. De plus, les termes des revendications ont un sens simple et ordinaire, sauf indication contraire explicite et claire définie par le titulaire du brevet. 16