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 PDFInfo
- 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
Links
Images
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
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
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
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)
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 - ОстальноеComposition 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
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)
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 |
-
1998
- 1998-03-06 RU RU98104385A patent/RU2146725C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (8)
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 |