[go: up one dir, main page]
More Web Proxy on the site http://driver.im/

RU2146725C1 - Composition for removal of asphaltenes, tars, and paraffins form oil- field equipment - Google Patents

Composition for removal of asphaltenes, tars, and paraffins form oil- field equipment Download PDF

Info

Publication number
RU2146725C1
RU2146725C1 RU98104385A RU98104385A RU2146725C1 RU 2146725 C1 RU2146725 C1 RU 2146725C1 RU 98104385 A RU98104385 A RU 98104385A RU 98104385 A RU98104385 A RU 98104385A RU 2146725 C1 RU2146725 C1 RU 2146725C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
water
solution
sodium nitrite
composition
ammonium chloride
Prior art date
Application number
RU98104385A
Other languages
Russian (ru)
Other versions
RU98104385A (en
Inventor
В.Н. Манжай
Н.В. Юдина
И.В. Прозорова
Л.К. Алтунина
Л.М. Труфакина
Original Assignee
Институт химии нефти СО РАН
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Институт химии нефти СО РАН filed Critical Институт химии нефти СО РАН
Priority to RU98104385A priority Critical patent/RU2146725C1/en
Publication of RU98104385A publication Critical patent/RU98104385A/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2146725C1 publication Critical patent/RU2146725C1/en

Links

Images

Landscapes

  • Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)

Abstract

FIELD: oil and gas production. SUBSTANCE: two- part composition contains, wt. %: solution A (ammonium chloride, 10- 35.0; aluminum chloride, 1.0-10.0; surfactant, 0.01-0.5; and water, (the balance) and solution B (sodium nitrite, 15-40; and water, the balance). EFFECT: complete removal of deposits. 2 tbl, 6 ex

Description

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для удаления асфальтосмолопарафиновых (АСП) отложений из трубопроводов и резервуаров. The invention relates to the oil industry and can be used to remove asphalt-resin-paraffin (ASP) deposits from pipelines and tanks.

При транспорте и хранении нефти на стенках и днищах нефтепромыслового оборудования неизбежно накапливается нефтяной конгломерат, уменьшающий пропускную способность трубопроводов и полезную емкость резервуаров. АСП отложения, имеющие плотность 900-1000 кг/м3 и состоящие на 40-60% из асфальтенов, смол, парафинов и 50-80% воды и механических примесей, практически не растворяются в растворителях нефтяной природы (бензин, керосин, дизельное топливо). Разрушение отложений (растворение, диспергирование, деэмульсация) интенсифицируется при температурах, близких к температуре плавления парафинов (50 - 60oC).When transporting and storing oil, oil conglomerate inevitably accumulates on the walls and bottoms of oilfield equipment, which reduces the throughput of pipelines and the useful capacity of the tanks. ASP deposits having a density of 900-1000 kg / m 3 and consisting of 40-60% of asphaltenes, resins, paraffins and 50-80% of water and solids practically do not dissolve in solvents of petroleum nature (gasoline, kerosene, diesel fuel) . The destruction of deposits (dissolution, dispersion, demulsification) intensifies at temperatures close to the melting point of paraffins (50 - 60 o C).

Известно несколько способов удаления твердых парафинов горячим детергентом, один из них - патент США N 4755230, другой - патент Великобритании N 2276218, наиболее близкий по технической сути. Several methods are known for removing solid paraffins with a hot detergent, one of which is US Pat. No. 4,755,230, and the other is UK Patent No. 2,276,218, which is closest in technical essence.

Композиция состоит из двух растворов: А - хлорида аммония, уксусной кислоты и эмульгатора, Б - из нитрита натрия и эмульгатора. The composition consists of two solutions: A - ammonium chloride, acetic acid and emulsifier, B - from sodium nitrite and emulsifier.

При контакте слабокислого раствора хлорида аммония и водного раствора нитрита натрия они вступают во взаимодействие непосредственно в трубопроводе или в резервуаре с образованием хлорида натрия, воды и азота. Уксусная кислота выполняет роль инициатора реакции, которая протекает в течение некоторого промежутка времени и сопровождается выделением тепла. Upon contact of a weakly acidic solution of ammonium chloride and an aqueous solution of sodium nitrite, they interact directly in the pipeline or in the tank with the formation of sodium chloride, water and nitrogen. Acetic acid acts as an initiator of the reaction, which takes place over a period of time and is accompanied by heat.

NH4Cl(p-p) + NaNO2(p-p) ---> NaCl(p-p) + 2H2O + N2(газ), Ho = -309 кДж/моль
Повышение температуры реакционной среды приводит к плавлению и отрыву АСП отложений со стенок нефтепромыслового оборудования.
NH 4 Cl (pp) + NaNO 2 (pp) ---> NaCl (pp ) + 2H 2 O + N 2 (gas), H o = -309 kJ / mol
An increase in the temperature of the reaction medium leads to melting and separation of the sediment ASP from the walls of oilfield equipment.

Задачей предлагаемого изобретения является повышение эффективности очистки трубопроводов и резервуаров за счет увеличения количества тепла, приходящегося на единицу объема реакционной смеси. The objective of the invention is to increase the cleaning efficiency of pipelines and tanks by increasing the amount of heat per unit volume of the reaction mixture.

Технический результат достигается тем, что состав включает водный раствор нитрита натрия при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Нитрит натрия - 15 - 40
Вода - Остальное
Водный раствор хлорида аммония дополнительно содержит ПАВ, а в качестве инициатора реакции - хлористый алюминий при следующем соотношении компонентов, мас. %:
Хлорид аммония - 10 - 35,0
Хлористый алюминий - 1,0 - 10,0
ПАВ - 0,01 - 0,5
Вода - Остальное
Растворение в воде хлористого алюминия сопровождается выделением большого количества тепла. Так, например, при растворении 1 кг хлористого алюминия в 24 л воды выделяется 2480 кДж/моль, что приводит к нагреванию раствора на 20-25oC. В результате гидролиза хлористого алюминия возникает кислая реакция среды. Водородный показатель раствора хлористого алюминия в воде в зависимости от концентрации составляет pH 3,5 - 5,0.
The technical result is achieved in that the composition includes an aqueous solution of sodium nitrite in the following ratio of components, wt.%:
Sodium nitrite - 15 - 40
Water - Else
An aqueous solution of ammonium chloride additionally contains a surfactant, and aluminum chloride as the initiator of the reaction in the following ratio of components, wt. %:
Ammonium Chloride - 10 - 35.0
Aluminum Chloride - 1.0 - 10.0
Surfactant - 0.01 - 0.5
Water - Else
The dissolution of aluminum chloride in water is accompanied by the release of a large amount of heat. So, for example, when 1 kg of aluminum chloride is dissolved in 24 l of water, 2480 kJ / mol is released, which leads to heating of the solution at 20-25 o C. As a result of hydrolysis of aluminum chloride, an acidic reaction of the medium occurs. The hydrogen index of a solution of aluminum chloride in water, depending on the concentration, is pH 3.5 - 5.0.

Введение хлористого алюминия позволяет проводить окислительно-восстановительную реакцию между хлоридом аммония и нитритом натрия с большим тепловым эффектом. The introduction of aluminum chloride allows for the redox reaction between ammonium chloride and sodium nitrite with a large thermal effect.

Для определения эффективности бинарной композиции различного состава на предварительно взвешенную (mo) стальную пластину (фрагмент насосно-компрессорных труб) равномерным слоем наносят расплавленный парафин. После охлаждения парафина пластину вновь взвешивают (mn) и помещают в цилиндрический сосуд. Затем заливают растворы бинарной композиции и измеряют температуру реакции (t, oС) и продолжительность протекания реакции (to). После окончания реакции взвешивают сухую пластину (m), прошедшую термохимическую очистку и рассчитывают эффективность очистки по формуле

Figure 00000001

Приводим примеры конкретных составов.To determine the effectiveness of a binary composition of various compositions, molten paraffin is applied on a pre-weighed (mo) steel plate (fragment of tubing) with a uniform layer. After cooling the paraffin, the plate is again weighed (mn) and placed in a cylindrical vessel. Then the binary composition solutions are poured and the reaction temperature (t, o С) and the duration of the reaction (to) are measured. After the reaction is completed, a dry plate (m), which has undergone thermochemical cleaning, is weighed and the cleaning efficiency is calculated by the formula
Figure 00000001

We give examples of specific formulations.

Пример 1. Для приготовления раствора А берут 0,8 г (16%) хлорида аммония, 0,1 г (2%) хлористого алюминия, 0,01 г (0,2%) ПАВ, остальное вода. Для приготовления раствора Б берут 1 г (20%) нитрита натрия, остальное вода. Растворы сливают в цилиндрический сосуд с находящейся в ней металлической пластиной с парафином. Результаты приведены в табл. 1. Example 1. To prepare a solution A take 0.8 g (16%) of ammonium chloride, 0.1 g (2%) of aluminum chloride, 0.01 g (0.2%) of surfactant, the rest is water. To prepare solution B, take 1 g (20%) of sodium nitrite, the rest is water. The solutions are poured into a cylindrical vessel with a metal plate with paraffin located in it. The results are shown in table. 1.

Пример 2. Для приготовления раствора А берут 0,8 г (16%) хлорида аммония, 0,5 г (10%) хлористого алюминия, 0,01 г (0,2%) ПАВ, остальное вода. Для приготовления раствора Б берут 1 г (20%) нитрита натрия, остальное вода. Далее по примеру 1. Example 2. To prepare solution A take 0.8 g (16%) of ammonium chloride, 0.5 g (10%) of aluminum chloride, 0.01 g (0.2%) of surfactant, the rest is water. To prepare solution B, take 1 g (20%) of sodium nitrite, the rest is water. Further, as in example 1.

Пример 3. Для приготовления раствора А берут 1,6 г (32%) хлорида аммония, 0,1 г (2%) хлористого алюминия и 0,01 г (0,2%) ПАВ, остальное вода. Для приготовления раствора Б берут 2,0 г (40%) нитрита натрия, остальное вода. Далее по примеру 1. Example 3. To prepare a solution And take 1.6 g (32%) of ammonium chloride, 0.1 g (2%) of aluminum chloride and 0.01 g (0.2%) of surfactant, the rest is water. To prepare solution B, take 2.0 g (40%) of sodium nitrite, the rest is water. Further, as in example 1.

Пример 4. Для приготовления раствора А берут 1,6 г (32 %) хлорида аммония, 0,5 г (10%) хлористого алюминия и 0,01 г (0,2%) ПАВ, остальное вода. Для приготовления раствора Б берут 2,0 г (40%) нитрита натрия, остальное вода. Далее по примеру 1. Example 4. To prepare solution A take 1.6 g (32%) of ammonium chloride, 0.5 g (10%) of aluminum chloride and 0.01 g (0.2%) of surfactant, the rest is water. To prepare solution B, take 2.0 g (40%) of sodium nitrite, the rest is water. Further, as in example 1.

Пример 5. К 20 г пастообразного асфальтосмолопарафинового осадка (АСПО), содержащего 75% воды, приливают 0,5 мл раствора А, содержащего 0,08 г (16%) хлорида аммония, 0,1 г (2%) хлористого алюминия, 0,01 г (0,2%) ПАВ, остальное вода, и 0,5 мл раствора Б, содержащего 0,1 г (20%) нитрита натрия, остальное вода. Example 5. To 20 g of a paste-like asphalt-resin-paraffin precipitate (AFS) containing 75% water, 0.5 ml of solution A containing 0.08 g (16%) of ammonium chloride, 0.1 g (2%) of aluminum chloride, is poured , 01 g (0.2%) surfactant, the rest is water, and 0.5 ml of solution B containing 0.1 g (20%) sodium nitrite, the rest is water.

АСПО разделились на два слоя, водный и нефтяной. В выделившейся нефти осталось 37,5% воды. Данные по составу исходной и выделившейся нефти приведены в табл. 2. AFS divided into two layers, water and oil. 37.5% of the water remained in the released oil. Data on the composition of the source and released oil are given in table. 2.

Пример 6. К 20 г пастообразного асфальтосмолопарафинового осадка, содержащего 75% воды, приливают 3 мл раствора А, содержащего 0,96 г (32%) хлорида аммония, 0,1 г (2%) хлористого алюминия, 0,01 г (0,2%) ПАВ, остальное вода, и 3 мл раствора Б, содержащего 1,24 г (40%) нитрита натрия, остальное вода. Example 6. To 20 g of a paste-like asphalt-resin-paraffin precipitate containing 75% water, 3 ml of solution A is added containing 0.96 g (32%) of ammonium chloride, 0.1 g (2%) of aluminum chloride, 0.01 g (0 , 2%) surfactant, the rest is water, and 3 ml of solution B containing 1.24 g (40%) of sodium nitrite, the rest is water.

АСПО разделился на два слоя, водный и нефтяной. В выделившейся нефти осталось 20% воды. AFS divided into two layers, water and oil. 20% of the water remained in the released oil.

Таким образом, предлагаемый состав позволяет полностью очистить промысловое оборудование от асфальтеносмолопарафиновых отложений. Thus, the proposed composition allows you to completely clean the field equipment from asphaltene-tar-paraffin deposits.

Claims (1)

Состав для удаления асфальтенов, смол и парафинов из нефтепромыслового оборудования, включающий водный раствор нитрита натрия и водный раствор хлорида аммония, содержащий инициатор реакции, отличающийся тем, что водный раствор нитрита натрия имеет следующее соотношение компонентов, мас.%:
Нитрит натрия - 15 - 40
Вода - Остальное
водный раствор хлорида аммония дополнительно содержит ПАВ, а в качестве инициатора реакции - хлористый алюминий при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Хлорид аммония - 10 - 35,0
Хлористый алюминий - 1,0 - 10,0
ПАВ - 0,01 - 0,5
Вода - Остальное
Composition for removing asphaltenes, resins and paraffins from oilfield equipment, including an aqueous solution of sodium nitrite and an aqueous solution of ammonium chloride containing a reaction initiator, characterized in that the aqueous solution of sodium nitrite has the following ratio of components, wt.%:
Sodium nitrite - 15 - 40
Water - Else
an aqueous solution of ammonium chloride additionally contains a surfactant, and aluminum chloride as an initiator of the reaction in the following ratio of components, wt.%:
Ammonium Chloride - 10 - 35.0
Aluminum Chloride - 1.0 - 10.0
Surfactant - 0.01 - 0.5
Water - Else
RU98104385A 1998-03-06 1998-03-06 Composition for removal of asphaltenes, tars, and paraffins form oil- field equipment RU2146725C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU98104385A RU2146725C1 (en) 1998-03-06 1998-03-06 Composition for removal of asphaltenes, tars, and paraffins form oil- field equipment

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU98104385A RU2146725C1 (en) 1998-03-06 1998-03-06 Composition for removal of asphaltenes, tars, and paraffins form oil- field equipment

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU98104385A RU98104385A (en) 2000-02-10
RU2146725C1 true RU2146725C1 (en) 2000-03-20

Family

ID=20203212

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU98104385A RU2146725C1 (en) 1998-03-06 1998-03-06 Composition for removal of asphaltenes, tars, and paraffins form oil- field equipment

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2146725C1 (en)

Cited By (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2552434C1 (en) * 2014-04-17 2015-06-10 Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт химии нефти Сибирского отделения Российской академии наук Composition for sediment removal from oil wells and reservoir bottomhole zone
RU2652238C1 (en) * 2017-03-16 2018-04-25 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method of thermochemical processing of oil pool (options)
RU2675394C1 (en) * 2018-02-21 2018-12-19 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method of thermal chemical treatment of reservoir
CN110272726A (en) * 2019-07-08 2019-09-24 山东滨州昱诚化工科技有限公司 A kind of foaming row's of the returning agent of oil field fracturing and its application
RU2770957C1 (en) * 2021-07-22 2022-04-25 Ольга Владимировна Ружанская Composition for cleaning oil-field equipment and oil-tanking vessels from deposits
RU2794178C1 (en) * 2022-01-26 2023-04-12 Ольга Владимировна Ружанская Composition for cleaning oilfield equipment, storage tanks, railway and road tankers and oil tank vessels from deposits

Cited By (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2552434C1 (en) * 2014-04-17 2015-06-10 Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт химии нефти Сибирского отделения Российской академии наук Composition for sediment removal from oil wells and reservoir bottomhole zone
RU2652238C1 (en) * 2017-03-16 2018-04-25 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method of thermochemical processing of oil pool (options)
RU2675394C1 (en) * 2018-02-21 2018-12-19 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method of thermal chemical treatment of reservoir
CN110272726A (en) * 2019-07-08 2019-09-24 山东滨州昱诚化工科技有限公司 A kind of foaming row's of the returning agent of oil field fracturing and its application
CN110272726B (en) * 2019-07-08 2021-07-06 山东滨州昱诚化工科技有限公司 Foaming flowback agent for oilfield fracturing and application thereof
RU2770957C1 (en) * 2021-07-22 2022-04-25 Ольга Владимировна Ружанская Composition for cleaning oil-field equipment and oil-tanking vessels from deposits
RU2794178C1 (en) * 2022-01-26 2023-04-12 Ольга Владимировна Ружанская Composition for cleaning oilfield equipment, storage tanks, railway and road tankers and oil tank vessels from deposits
RU2801940C2 (en) * 2022-01-26 2023-08-21 Ольга Владимировна Ружанская Method for cleaning oilfield equipment, storage tanks, railway and road tankers and oil tank vessels from deposits

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US4310435A (en) Method and composition for removing sulfide-containing scale from metal surfaces
US4289639A (en) Method and composition for removing sulfide-containing scale from metal surfaces
US5080779A (en) Methods for removing iron from crude oil in a two-stage desalting system
BR112019011040A2 (en) composition, method of inhibition, and use of the composition.
AU2007204243B2 (en) Scale inhibiting well treatment
CN101336281A (en) Method for removing calcium from crude oil
EP3491106B1 (en) Antifouling and hydrogen sulfide scavenging compositions
EP0105612B1 (en) Improved boiler scale prevention employing hedta as a chelant
RU2146725C1 (en) Composition for removal of asphaltenes, tars, and paraffins form oil- field equipment
DK1910495T3 (en) BRAND TREATMENT FOR CASTLE INHIBITION
BR112019001683B1 (en) METHOD FOR PREVENTING METAL CORROSION
NL1003332C2 (en) Inhibition of scale formation of saline solutions for oil wells using a slow release composition.
CA3065530A1 (en) Method for dispersing kinetic hydrate inhibitors
RU2203411C1 (en) Thermochemical compound to remove asphalt-resin-paraffin deposits
RU2181832C2 (en) Method of treatment of bottom-hole zone with chemical reagent
CN104651825A (en) Method for surface treatment of petroleum machine parts
Wachter et al. Preventing Internal Corrosion of Pipe Lines
RU2186948C1 (en) Thermochemical composition for removal of asphalteno- resinous-paraffin deposits
US3342264A (en) A method of removing solid paraffincontaining deposits from oil well surfaces and compositions therefor
US6984614B1 (en) Composition and method for removing deposits
RU2632845C1 (en) Solvent of asphalt-resin-paraffin deposits
SU432274A1 (en) COMPOSITION FOR PREVENTION OF PARAFFIN DEPOSITS
RU2044759C1 (en) Method of destruction of intermediate emulsion layer
US20240327697A1 (en) Aluminium nanoparticle corrosion inhibitor additives
RU2221083C2 (en) Method of protection of inner surface of reservoir bottom against corrosion

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20050307