Композиция и способ для снижения агломерации гидратов

КОМПОЗИЦИЯ И СПОСОБ ДЛЯ СНИЖЕНИЯ АГЛОМЕРАЦИИ ГИДРАТОВ Предложены и заявлены композиция и способ для снижения или ингибирования образования и/или роста гидратов в текучих средах, содержащих воду, газ и, возможно, жидкий углеводород,включающий добавление к текучей среде эффективного против агломерации количества композиции, содержащей одно из соединений, представленных следующими формулами и,возможно, его солей:X- представляет собой галогенид или карбоксилат; и по меньшей мере один полярный или неполярный растворитель или их смесь. Область техники Настоящее изобретение в целом относится к снижению или ингибированию образования и роста гидратных частиц в текучих средах, содержащих углеводородный газ и воду. Более конкретно, изобретение относится к снижению или ингибированию такого образования при добыче и транспортировке природного газа, попутного газа или других газов. Настоящее изобретение относится, в частности, к обработке таких систем поверхностно-активными веществами на основе сложных бета-аминоэфиров в качестве агентов против агломерации для снижения или ингибирования образования газовых гидратов. Уровень техники После того как в 1934 году Хаммершмидт (Hammerschmidt) обнаружил, что газовые гидраты могут засорять газопроводы, исследование возможности предотвращения образования и агломерации гидратов стало важной задачей. Газовые гидраты могут легко образовываться при транспортировке нефти и газа в трубопроводах при наличии соответствующих условий. Для образования газовых гидратов требуется присутствие воды, низкие температуры и повышенное давление. Образование газовых гидратов часто приводит к потерям при добыче нефти, повреждению трубопроводов и угрозе безопасности персонала. В современных нефтегазовых технологиях процесс добычи и производства нефти зачастую предполагает применение жестких условий, например, высокой скорости откачивания, высокого давления в трубопроводах, протяженных трубопроводов и низкой температуры нефти и газа, протекающих через трубопроводы. Указанные условия являются особенно благоприятными для образования газовых гидратов, что может быть особенно опасным при добыче нефти в акваториях или в местах с холодным климатом. Газовые гидраты представляют собой льдоподобные твердые вещества, которые образуются из небольших неполярных молекул и воды при пониженных температурах и повышенных давлениях. При указанных условиях вокруг таких небольших неполярных молекул (как правило, растворенных газов,таких как диоксид углерода, сероводород, метан, этан, пропан, бутан и изобутан) молекулы воды могут образовывать клеточные структуры, создавая взаимодействие типа хозяин-гость, также известное как клатрат или клатрат-гидрат. Специфическая архитектура таких клеточных структур может представлять собой один из нескольких типов (называемых тип 1, тип 2, тип Н), в зависимости от идентичности гостевых молекул. Однако после образования указанные кристаллические клеточные структуры проявляют тенденцию к осаждению из раствора и накоплению с образованием больших твердых масс, которые могут перемещаться по нефтегазовым транспортным трубопроводам и потенциально могут засорять или повреждать трубопроводы и/или связанное с ними оборудование. Повреждение, возникающее в результате засорения, может иметь очень дорогостоящие последствия с точки зрения починки оборудования, а также с точки зрения снижения добычи и, в конечном счете, возникающего воздействия на окружающую среду. В промышленности для предотвращения указанных засоров используют ряд способов, таких как способы с применением термодинамических ингибиторов гидратообразования (THI), агентов против агломерации (АА) и кинетических ингибиторов гидратообразования (KHI). Количество химического реагента, необходимого для предотвращения засоров, варьируется в широком диапазоне в зависимости от типа используемого ингибитора. Термодинамические ингибиторы гидратообразования представляют собой вещества, которые могут понижать температуру образования гидратов при данном давлении и содержании воды и которые обычно применяют в очень высоких концентрациях (обычно их дозируют в концентрациях вплоть до 50% в пересчете на содержание воды - гликоль часто применяют в количествах вплоть до 100% от массы производимой воды). Поэтому имеют место значительные затраты, связанные с транспортировкой и хранением больших количеств указанных растворителей. Более рентабельной альтернативой является применение ингибиторов гидратообразования низкой дозировки (LDHI), так как их необходимая доза для ингибирования зародышеобразования или роста газовых гидратов в общем случае составляет менее 2%. Существует два распространенных типа LDHI: кинетические ингибиторы гидратообразования (KHI) и агенты против агломерации (АА), оба из которых обычно применяют в гораздо более низких концентрациях (0,3-0,5% активной концентрации). KHI действуют путем задержки роста кристаллов газовых гидратов и в качестве средств, подавляющих зародышеобразование. АА не препятствуют протеканию процесса образования гидратов, но препятствуют их агломерации и последующему накоплению с формированием более крупных масс, способных привести к образованию пробок. АА допускают образование газовых гидратов, но газовые гидраты образуются в форме жидкой суспензии, диспергированной в жидкой углеводородной фазе. В целом, обводненность должна быть ниже 50%, в противном случае суспензия становится слишком вязкой для транспортировки. Следовательно, существует насущная потребность в новых и эффективных способах ингибирования образования агломератов гидратов, в частности способах, которые могут быть реализованы при повышенной обводненности. Краткое описание изобретения Соответственно, настоящее изобретение относится к композициям против агломерации, а также способам ингибирования образования агломератов гидратов в водной среде, содержащей воду, газ и,возможно, жидкий углеводород. В одном аспекте настоящее изобретение относится к синтезу и применению поверхностноактивных веществ на основе сложных бета-аминоэфиров в качестве агентов против агломерации. Такие поверхностно-активные вещества содержат 3-(диалкиламино)-1-пропиламин в качестве гидрофильной части молекулы и жирную алкильную группу в качестве гидрофобной части молекулы. Указанные агенты против агломерации предложены для включения в композицию, содержащую соединения следующей формулы и, возможно, их соли: Каждый R1 независимо представляет собой C1-С 10-алкил, бензил или Н. Согласно одному из вариантов реализации изобретения по меньшей мере один R1 отсутствует. R2 и R3 независимо представляют собой C1-С 10-алкил. R4 представляет собой С 4-С 22-алкил или алкенил. Согласно одному из вариантов реализации изобретения противоион присутствует при наличии R1 у четверичного или катионного азота. Согласно другому аспекту в настоящем изобретении предложен способ ингибирования образования агломератов гидратов в водной среде, содержащей воду, газ и, возможно, жидкий углеводород, включающий добавление к водной среде эффективного против агломерации количества композиции, содержащей соединение приведенной выше формулы и, возможно, его соли. Согласно одному из вариантов реализации изобретения противоион присутствует при наличии R1 у четверичного или катионного азота. Преимущество изобретения состоит в обеспечении композиций против агломерации, подходящих для предотвращения образования гидратных пробок в трубопроводах с нефтью. Еще одним преимуществом настоящего изобретения является обеспечение композиций против агломерации, которые не оказывают негативного воздействия на качество забортной воды. Другое преимущество настоящего изобретения заключается в обеспечении композиций против агломерации, которые можно поставлять через подводные соединительные линии. Выше в общих чертах описаны признаки и технические преимущества настоящего изобретения чтобы можно было лучше понять подробное описание изобретения, приведенное ниже. Далее будут описаны дополнительные признаки и преимущества изобретения, составляющие предмет притязаний. Специалисты в данной области техники должны понимать, что замысел и конкретные описанные варианты реализации изобретения могут быть легко положены в основу модификации или разработки других вариантов реализации для достижения тех же целей, что заявлены в настоящем изобретении. Специалисты в данной области техники должны также понимать, что такие эквивалентные варианты реализации изобретения не выходят за рамки сущности и объема изобретения, определяемые прилагаемой формулой изобретения. Подробное описание Композиции согласно изобретению содержат соединения общей формулы и, возможно, их соли, как описано ниже: Согласно одному из вариантов реализации изобретения по меньшей мере один R1 отсутствует. Согласно другому варианту реализации изобретения каждый R1 независимо представляет собойC1-С 10-алкил, бензил или Н. R2 и R3 независимо представляют собой C1-С 10-алкил. R4 представляет собой С 4-С 22-алкил или алкенил. Согласно одному из вариантов реализации изобретения противоион присутствует при наличии R1 у четверичного или катионного азота. Присутствие R1, хотя и не требуется, в общем,улучшает свойства композиции с точки зрения ингибирования агломерации и качества воды. Более того,полагают, что присутствие сложноэфирной группы в общей структуре может обеспечить улучшенные профили биодеградации."Алкенил" означает моновалентную группу, полученную из линейного, разветвленного или циклического углеводорода, содержащего по меньшей мере одну двойную связь углерод-углерод, путем удаления одного атома водорода от каждого из двух соседних атомов углерода алкильной группы. Типичные алкенильные группы включают, например, этенил, пропенил, бутенил, 1-метил-2-бутен-1-ил и т.п."Алкил" относится к моновалентной группе, полученной путем удаления одного атома водорода от линейного или разветвленного или циклического насыщенного или ненасыщенного углеводорода. Типичные алкильные группы включают метил, этил, пропил, бутил, пентил, гексил, гептил, октил, нонил и децил."Противоион" относится к галогениду, выбранному из фторида, хлорида, бромида, иодида, или карбоксилату, выбранному из продукта реакции с минеральной кислотой, акриловой кислотой, уксусной кислотой, метакриловой кислотой, гликолевой кислотой, тиогликолевой кислотой, пропионовой кислотой, масляной кислотой и т.п. и любой их комбинации. Согласно одному из вариантов реализации изобретения композиция содержит соединение следующей формулы и, возможно, его соли: Согласно другому варианту реализации изобретения композиция содержит соединение следующей формулы и, возможно, его соли: Согласно другому варианту реализации изобретения композиция содержит соединение следующей формулы и, возможно, его соли: Согласно другому варианту реализации изобретения композиция содержит соединение следующей формулы и, возможно, его соли: Согласно другому варианту реализации изобретения композиция содержит соединение следующей формулы и, возможно, его соли: Для получения предложенных композиций можно использовать различные методики синтеза, которые могут быть применены средним специалистом в данной области техники. Композиции согласно настоящему изобретению могут содержать один или более дополнительных химических реагентов. Различные составы могут быть известны среднему специалисту в данной области техники и могут быть получены без проведения лишних экспериментов. Согласно одному из вариантов реализации изобретения, композиция дополнительно содержит по меньшей мере один дополнительный ингибитор гидратообразования. Типичные ингибиторы гидратообразования описаны в заявках на патенты США 12/253504 "Method of Controlling Gas Hydrates in FluidHydrates in a Process", поданной 9 марта 2009 г., при этом все указанные заявки находятся в настоящее время на рассмотрении. Согласно другому варианту реализации изобретения композиция дополнительно содержит один или более термодинамических ингибиторов гидратообразования, один или более кинетических ингибиторов гидратообразования, одно или более агентов против агломерации или их комбинацию. Согласно другому варианту реализации изобретения композиция дополнительно содержит один или более ингибиторов асфальтенообразования, ингибиторов парафинообразования, ингибиторов коррозии, ингибиторов образования отложений, эмульгаторов, водоосветлителей, диспергирующих агентов,деэмульгаторов или их комбинацию. Согласно еще одному варианту реализации изобретения композиция дополнительно содержит один или более полярных или неполярных растворителей или их смесь. Согласно еще одному варианту реализации изобретения композиция дополнительно содержит один или более растворителей, выбранных из изопропанола, метанола, этанола, 2-этилгексанола, тяжелой ароматической нафты, толуола, этиленгликоля, монобутилового эфира этиленгликоля (EGMBE), моноэтилового эфира диэтиленгликоля, ксилола или их комбинации. Композицию вводят в текучую среду с помощью любых средств, подходящих для обеспечения распределения ингибитора в текучей среде, подвергаемой обработке. Как правило, ингибитор нагнетают с помощью механического оборудования, такого как насосы для нагнетания химических реагентов, тройники системы трубопроводов, арматура для нагнетания и т.п. Смесь ингибиторов можно подавать в виде готовых смесей или смешанных с одним или более дополнительными полярными или неполярными растворителями в зависимости от применения и требований. Типичные полярные растворители, подходящие для смешивания с композицией ингибитора, включают воду, солевой раствор, морскую воду, спирты (в том числе линейные или разветвленные алифатические спирты, такие как метанол, этанол, пропанол, изопропанол, бутанол, 2-этилгексанол, гексанол,октанол, деканол, 2-бутоксиэтанол и т.д.), гликоли и производные (этиленгликоль, 1,2-пропиленгликоль,1,3-пропиленгликоль, монобутиловый эфир этиленгликоля и т.д.), кетоны (циклогексанон, диизобутилкетон), N-метилпирролидинон (NMP), N,N-диметилформамид и т.п. Типичные неполярные растворители, подходящие для смешивания с композицией ингибитора,включают алифатические соединения, такие как пентан, гексан, циклогексан, метилциклогексан, гептан,декан, додекан, дизельное топливо и т.п.; ароматические соединения, такие как толуол, ксилол, тяжелая ароматическая нафта, производные жирных кислот (кислоты, сложные эфиры, амиды) и т.п. Согласно некоторым вариантам реализации изобретения предложенную композицию используют в способе ингибирования образования агломератов гидратов в водной среде, содержащей воду, газ и, возможно, жидкий углеводород. Указанный способ включает добавление к водной среде эффективного ингибирующего агломерацию количества предложенной композиции. Композиция и способ согласно настоящему изобретению позволяют эффективно регулировать образование газовых гидратов и закупоривание систем добычи и транспортировки углеводородов. Для обеспечения эффективного ингибирования образования гидратов композицию ингибиторов следует вводить перед существенным образованием гидратов. Предпочтительным местом нагнетания в случае производственных операций по добыче нефти является скважина вблизи поверхности, контролируемая предохранительным клапаном придонного превентора. Это гарантирует, что во время остановки скважины продукт можно диспергировать по всему участку, на котором происходит образование гидратов. Обработку также можно проводить на других участках напорного трубопровода с учетом плотности нагнетаемой текучей среды. Если место нагнетания намного выше глубины образования гидратов, то ингибитор гидратообразования следует смешивать с растворителем, который имеет плотность, достаточно высокую, чтобы погрузить ингибитор в напорный трубопровод для скапливания у поверхности раздела вода/нефть. Кроме того, указанную обработку также можно использовать для обработки трубопроводов или других участков в системе, в которых существует возможность образования гидратов. Согласно некоторым вариантам реализации изобретения композицию применяют в водной среде,имеющей различные уровни минерализации. Согласно одному из вариантов реализации изобретения минерализация текучих сред составляет от 1 до 25% (мас./мас.) общего содержания растворенных твердых веществ (TDS). Водная среда, в которой используют описанные композиции и/или составы, может находиться во многих различных видах аппаратуры, в частности в устройствах, которые транспортируют водную среду из одного места в другое. Согласно некоторым вариантам реализации изобретения водная среда содержится в нефтегазопроводе. Согласно другим вариантам реализации изобретения водная среда находится в нефтеперерабатывающих установках, таких как сепараторы, дегидрационные установки, газовые линии и трубопроводы. Согласно некоторым вариантам реализации изобретения композицию используют в водной среде,имеющей различные уровни обводненности. Специалист в данной области техники поймет, что обводненность означает % воды в композиции, содержащей смесь нефти и воды. Согласно одному из вариантов реализации изобретения обводненность составляет от 1 до 80% (мас./мас.) общего содержания растворенных твердых веществ. Композиции согласно настоящему изобретению и/или содержащие их составы можно использовать в водной среде различными способами, которые известны обычному специалисту в данной области техники. Обычный специалист в данной области техники примет во внимание указанные технологии и различные местоположения, в которых можно применять указанные композиции или химические реагенты. Согласно одному из вариантов реализации изобретения композиции и/или составы подают насосом в нефте/газотрубопровод с применением соединительной линии. Согласно другому варианту реализации изобретения в случае агентов против агломерации для подачи композиций и/или составов согласно изобретению можно использовать капиллярные системы нагнетания в трубопровод. В патенте США 7311144 дано описание аппарата и способов, связанных с капиллярным нагнетанием. Для ингибирования образования агломератов гидратов в водной среде можно использовать различные количества композиции и/или состава. Средний специалист в данной области техники сможет без проведения лишних экспериментов рассчитать количество агента против агломерации для конкретной ситуации. Факторы, которые считаются важными в таких расчетах, включают, например, содержание водной среды, процент обводненности, плотность углеводорода в градусах API и газовую композицию,подвергаемую испытанию. Согласно одному из вариантов реализации изобретения диапазон доз ингибиторе гидратообразования, который используют в водной среде, составляет от примерно 0,1 до примерно 3 об.% в пересчете на обводненность. Согласно другому варианту реализации изобретения диапазон доз составляет от примерно 0,25 до примерно 1,5 об.% в пересчете на обводненность. Методики, описанные в настоящем изобретении, можно использовать и в случае других композиций, которые соответствуют области настоящего изобретения. Можно использовать другие химические реагенты, применяемые для ингибирования образования агломерирующих веществ в текучих средах,которые не включены в конкретную общую формулу, описанную выше, но соответствуют заявленным композициям общей формулы по области применения, если условия в системе таковы, что указанные композиции могут ингибировать образование агломерирующих веществ (агломератов гидратов). Такой протокол можно осуществить без проведения лишних экспериментов, в частности, например, испытание путем раскачивания, описанное ниже, можно использовать для определения, работает химический реагент или нет. Приведенное выше описание может быть лучше понято с помощью следующих примеров, которые предназначены для иллюстративных целей и не предполагают ограничения объема изобретения. Пример 1. Данный пример иллюстрирует вариант реализации композиции согласно настоящему изобретению. Описана типичная методика синтеза 2-этилгексил-3-(3-(диметиламино)пропиламино)пропаноата. В 500-мл 3-горлую круглодонную колбу помещали 50,0 г (0,49 моль) 3-(диметиламино)-1 пропиламина и магнитную мешалку. Колбу снабжали термопарой, обратным холодильником и капельной воронкой, содержащей 90,2 г (0,49 моль) 2-этилгексилакрилата. При перемешивании к амину добавляли акрилат путем впрыскивания трех порций равного объема. После того как добавление было завершено, реакционную смесь нагревали до 100 С в течение 5 ч. При температуре окружающей среды готовый продукт представлял собой светло-желтую жидкость. О полном превращении свидетельствует исчезновение исходного диаминового вещества по данным ТСХ (1/5 CHCl3/MeOH с 0,5% (об./об.) NH4OH). Пример 2. Данный пример иллюстрирует вариант реализации композиции согласно настоящему изобретению. Описана типичная методика синтеза N-(3-(бутил(3-(2-этилгексилокси)-3-оксопропил)амино)пропил)N,N-диметилбутан-1-аминийхлорида. В запаянную пробирку вместимостью 220 мл помещали 25,0 г (87,3 ммоль) 2-этилгексил-3-(3(диметиламино)пропиламино)пропаноата, 16,2 г (174,6 ммоль) 1-хлорбутана, 8,27 г 2-пропанола и магнитную мешалку. Пробирку плотно закрывали и нагревали в бане с силиконовым маслом в течение 21 ч при 130 С. О полном превращении свидетельствует исчезновение диаминового исходного вещества по данным ТСХ (1/5 CHCl3/MeOH с 0,5% (об./об.) NH4OH). Пример 3. Данный пример иллюстрирует вариант реализации композиции согласно настоящему изобретению. Описана типичная методика синтеза 2-этилгексил-3-(3-(дибутиламино)пропиламино)пропаноата. В 500-мл 3-горлую круглодонную колбу помещали 50,0 г (0,27 моль) 3-(дибутиламино)-1 пропиламина и магнитную мешалку. Колбу оборудовали термопарой, обратным холодильником и капельной воронкой, содержащей 49,4 г (0,27 моль) 2-этилгексилакрилата. При перемешивании к амину добавляли акрилат путем впрыскивания трех порций равного объема. После того как добавление было завершено, реакционную смесь нагревали до 100 С в течение 5 ч. При температуре окружающей среды готовый продукт представлял собой светло-желтую жидкость. О полном превращении свидетельствует исчезновение диаминового исходного вещества по данным ТСХ (1/5 CHCl3/MeOH с 0,5% (об./об.)NH4OH). Пример 4. Данный пример иллюстрирует вариант реализации композиции согласно настоящему изобретению. Описана типичная методика синтеза В 500-мл 3-горлую круглодонную колбу помещали 99,4 г 2-этилгексил-3-(3(дибутиламино)пропиламино)пропаноата и магнитную мешалку. Колбу оборудовали термопарой, обратным холодильником и капельной воронкой, содержащей 16,1 г (0,27 моль) уксусной кислоты. Уксусную кислоту медленно добавляли при температуре окружающей среды на протяжении 10 мин. После того как добавление было завершено, реакционную смесь перемешивали в течение 2 ч при температуре окружающей среды. При температуре окружающей среды готовый продукт представлял собой густую оранжевую жидкость. Структуры, приведенные в табл. 1, представляют собой, например, продукты образования четвертичного основания при реакции 1-бромбутана с аддуктом, образовавшимся при присоединении 2-этилгексилакрилата к (3-диметиламино)-1-пропиламину, или продукты образования четвертичного основания при реакции 1-хлорбутана с аддуктом, образовавшимся при присоединении коммерчески доступного 2-этилгексилакрилата к (3-диметиламино)-1-пропиламину. Все из указанных соединений четверичного аммония растворимы в 2-пропаноле (IPA), метаноле, этиленгликоле (MEG), монобутиловом эфире этиленгликоля (EGMBE) и их комбинациях. Переменные параметры в структурах 1-18, перечисленные в табл. 1, относятся к общей формуле, приведенной ниже. Пример 5. Некоторые из структур 1-18 растворяли до уровня 40% (мас./мас.) для проведения испытания на ингибирование агломерации (табл. 2). Испытание с применением качающейся ячейки является основным тестом для оценки эффективности химического реагента против агломерации. Химические реагенты оценивали на основе их способности эффективно минимизировать размер частиц гидратных агломератов и затем диспергировать указанные частицы в углеводородную фазу. Эффективность химических реагентов оценивали путем определения максимальной поддающейся обработке обводненности (отношения воды к нефти) и минимальной дозировки химического реагента, необходимой для регистрации прохода при испытании с применением качающейся ячейки. Качающаяся ячейка состояла из двух частей, манифольда и корпуса ячейки. Манифольд был сделан из соединительных деталей трубопровода из нержавеющей стали, сваренных вместе, и содержал три стержня. Впускной стержень использовали для подачи газа в ячейку. Выпускной стержень использовали для выпуска газа из ячейки. Третий стержень был соединен с датчиком, который измерял давление внутри ячейки. Корпус ячейки состоял из трех слоев. Внешний слой представлял собой поликарбонатную трубку, толщина которой составляла 0,7 см. Средний слой был выполнен из нержавеющей стали и соединен с манифольдом. Внутренний слой представлял собой сапфировую трубку высокого давления с внешним диаметром 2,8 см, внутренним диаметром 1,85 см и длиной 5 см. Такая сапфировая трубка выдерживала до примерно 20,7 МПа (3000 psi). Шар из нержавеющей стали диаметром 1,6 см помещали внутри сапфировой трубки, чтобы вызвать турбулентность и перемешивать текучие среды в процессе качания. Текучие среды, подвергаемые испытанию, содержали три компонента. Для данного испытания на действие против агломерации в ячейку нагнетали точное количество теплой сырой нефти маркиMagnolia. Далее, подавали раствор, содержащий 7 мас.% NaCl и деионизированную воду, точное количество которого было определено в соответствие с процентом водной фазы. Последним компонентом, по-6 024680 даваемым в ячейку, был агент против агломерации согласно настоящему изобретению. Дозировка химического реагента была установлена на основе объема водной фазы. Температура, при которой проводили испытание, составляла 21 С в качестве начального условия. Каждую ячейку наполняли газом GreenCanyon и создавали давление примерно до 14,5 МПа (2100 psi). Все ячейки раскачивали в течение по меньшей мере от 1,5 до 2 ч, пока текучая среда не стала насыщенной, а давление не стабилизировалось. Температуру понижали до заданного значения 4 С. Ячейки раскачивали в течение 16 ч, оставляли неподвижными в течение 6 ч и снова раскачивали в течение 2 ч. На протяжении этого времени регистрировали значения давления. Результаты наблюдения фиксировали каждые 2-3 ч, перед прекращением раскачивания, а также сразу же после возобновления. Сравнительные примеры описаны в заявке на патент США 12/396076, "Compositions Containing Amide Surfactants and Methods for Inhibiting the Formation ofHydrate Agglomerates", поданной 2 марта 2009 г., находящейся в настоящее время на рассмотрении. Результаты показаны в табл. 2. Таблица 2 Из табл. 2 можно видеть, что композиции согласно настоящему изобретению позволяют не только увеличить эффективность химического реагента в испытании с применением качающейся ячейки, но и значительно улучшить качество забортной воды. Композиции согласно настоящему изобретению (которые представляют собой поверхностно-активные вещества) проявляют тенденцию к стабилизации эмульсии на поверхности раздела нефть/вода. Как было показано в лабораторных испытаниях с отбором проб эмульсии в бутылки, применение указанных композиций приводит к повышению качества воды и быстрой дестабилизации эмульсий по сравнению со сравнительными примерами А и В (табл. 2). Все композиции и способы, рассмотренные и предложенные в настоящем изобретении, могут быть получены и выполнены с учетом настоящего описания без проведения лишних экспериментов. Несмотря на то что настоящее изобретение можно реализовать во многих различных формах, в настоящем документе подробно описаны специфические предпочтительные варианты реализации изобретения. Данное описание представляет собой иллюстрацию принципов настоящего изобретения и не предполагает ограничить его конкретными проиллюстрированными вариантами реализации. Кроме того, если специально не указано обратное, подразумевают, что применение термина в единственном числе включает "по меньшей мере один" или "один или более". Например, подразумевают, что "устройство" включает "по меньшей мере одно устройство" или "одно или более устройств". Подразумевают, что любые диапазоны, приведенные в абсолютных или приближенных выражениях, охватывают и те и другие, и любые определения, применяемые в настоящем описании, предназначены для разъяснения, а не для ограничения. Несмотря на то что численные диапазоны и параметры, устанавливающие широкие границы изобретения, являются приближенными величинами, численные значения, приведенные в конкретных примерах, даны как можно точнее. Однако любое численное значение определенно содержит некоторые ошибки, неизбежно возникающие в результате стандартного отклонения, определяемого при их соответствующих измерениях при проведении испытания. Более того, следует понимать, что все диапазоны, приведенные в настоящем описании, включают любые и все поддиапазоны (в том числе все дробные и целые значения), относящиеся к указанным диапазонам. Более того, настоящее изобретение включает любые и все возможные комбинации некоторых или всех различных вариантов реализации изобретения описанных в настоящем документе. Любые и все патенты, заявки на патенты, научные публикации и другие документы, упоминаемые в настоящем описании, а также любые упоминаемые ссылки тем самым в полном объеме включены в настоящее описание. Следует также понимать, что специалистам в данной области техники будут очевидны различные изменения и модификации предпочтительных в настоящее время вариантов реализации изобретения, описанных в настоящем документе. Такие изменения и модификации можно сделать, не выходя за рамки сущности и объема изобретения и не умаляя его преимуществ. Соответственно, подразумевается, что указанные изменения и модификации охватываются прилагаемой формулой изобретения. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ 1. Композиция для снижения или ингибирования образования и/или роста гидратов в текучих средах, содержащая соединение формулыR4 представляет собой С 4-С 22-алкил или С 4-C22-алкенил, и по меньшей мере один полярный или неполярный растворитель или их смесь. 2. Композиция для снижения или ингибирования образования и/или роста гидратов в текучих средах, содержащая соединение формулы где каждый R1 независимо представляет собой C1-C10-алкил, бензил или Н;R4 представляет собой С 4-С 22-алкил или С 4-С 22-алкенил; противоион X- представляет собой галогенид или карбоксилат, и по меньшей мере один полярный или неполярный растворитель или их смесь. 3. Композиция по п.1 или 2, отличающаяся тем, что каждый алкил независимо выбран из группы,состоящей из алкила с линейной цепью, алкила с разветвленной цепью, циклического алкила и их комбинаций. 4. Композиция по п.1 или 2, отличающаяся тем, что алкил для каждого из R1, R2 и R3 независимо выбран из группы, состоящей из метила, этила, пропила, бутила, пентила, гексила, гептила, октила, нонила и децила. 5. Композиция по п.1 или 2, отличающаяся тем, что алкил для R4 выбран из группы, состоящей из бутила, пентила, гексила, гептила, октила, нонила и децила. 6. Композиция по п.1 или 2, отличающаяся тем, что R2 и R3 независимо выбраны из метила или бутила. 7. Композиция по п.1 или 2, отличающаяся тем, что указанный противоион представляет собой галогенид. 8. Композиция по п.1 или 2, отличающаяся тем, что указанный противоион представляет собой карбоксилат, выбранный из продукта реакции с акриловой кислотой, уксусной кислотой, метакриловой кислотой, гликолевой кислотой, тиогликолевой кислотой, пропионовой кислотой, масляной кислотой и их комбинаций. 9. Композиция по п.1 или 2, содержащая по меньшей мере одно из соединений следующих формул 10. Композиция по п.1 или 2, дополнительно содержащая по меньшей мере один компонент, выбранный из термодинамических ингибиторов гидратообразования, одного или более кинетических ингибиторов гидратообразования, одного или более дополнительных агентов против агломерации, ингибиторов асфальтенообразования, ингибиторов парафинообразования, ингибиторов коррозии, ингибиторов образования отложений, эмульгаторов, водоосветлителей, диспергирующих агентов, деэмульгаторов и их комбинаций. 11. Композиция по п.1 или 2, отличающаяся тем, что указанный по меньшей мере один полярный или неполярный растворитель выбран из группы, состоящей из изопропанола, метанола, этанола, 2 этилгексанола, тяжелой ароматической нафты, толуола, этиленгликоля, монобутилового эфира этиленгликоля (EGMBE), моноэтилового эфира диэтиленгликоля, ксилола и их комбинаций. 12. Способ ингибирования образования агломератов гидратов в текучей среде, содержащей воду и газ, включающий добавление к текучей среде эффективного против агломерации количества композиции по любому из пп.1-11. 13. Способ по п.12, отличающийся тем, что текучая среда дополнительно содержит жидкий углеводород. 14. Способ по п.12, отличающийся тем, что минерализация указанной текучей среды составляет от 1 до 25% (мас./мас.) общего содержания растворенных твердых веществ. 15. Способ по п.12, отличающийся тем, что обводненность указанной текучей среды составляет от 1 до 80% (об./об.) общего содержания растворенных твердых веществ. 16. Способ по п.12, отличающийся тем, что текучая среда находится в нефте- или газопроводе или в нефтеперерабатывающей установке.