RU2166563C1 - Composition for removal of asphaltene-tar-paraffin deposits - Google Patents
Composition for removal of asphaltene-tar-paraffin deposits Download PDFInfo
- Publication number
- RU2166563C1 RU2166563C1 RU99125604/02A RU99125604A RU2166563C1 RU 2166563 C1 RU2166563 C1 RU 2166563C1 RU 99125604/02 A RU99125604/02 A RU 99125604/02A RU 99125604 A RU99125604 A RU 99125604A RU 2166563 C1 RU2166563 C1 RU 2166563C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- composition
- paraffin
- aliphatic
- regulator
- dissolution
- Prior art date
Links
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims abstract description 55
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 title claims description 33
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 27
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 18
- 150000004945 aromatic hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 10
- 125000001931 aliphatic group Chemical group 0.000 claims abstract description 9
- 150000001338 aliphatic hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 8
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 claims abstract description 6
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 claims description 10
- -1 aliphatic amines Chemical class 0.000 claims description 7
- 239000004615 ingredient Substances 0.000 claims description 7
- 239000003792 electrolyte Substances 0.000 claims description 5
- 150000001414 amino alcohols Chemical class 0.000 claims description 3
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 abstract description 25
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 10
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 5
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 5
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 3
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 10
- YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N Toluene Chemical compound CC1=CC=CC=C1 YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 238000009792 diffusion process Methods 0.000 description 6
- YIWUKEYIRIRTPP-UHFFFAOYSA-N 2-ethylhexan-1-ol Chemical compound CCCCC(CC)CO YIWUKEYIRIRTPP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N Diethyl ether Chemical compound CCOCC RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- BAVYZALUXZFZLV-UHFFFAOYSA-N Methylamine Chemical compound NC BAVYZALUXZFZLV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- LRHPLDYGYMQRHN-UHFFFAOYSA-N N-Butanol Chemical compound CCCCO LRHPLDYGYMQRHN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 4
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 4
- UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N Benzene Chemical compound C1=CC=CC=C1 UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- AMQJEAYHLZJPGS-UHFFFAOYSA-N N-Pentanol Chemical compound CCCCCO AMQJEAYHLZJPGS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- ZMANZCXQSJIPKH-UHFFFAOYSA-N Triethylamine Chemical compound CCN(CC)CC ZMANZCXQSJIPKH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 3
- PHTQWCKDNZKARW-UHFFFAOYSA-N isoamylol Chemical compound CC(C)CCO PHTQWCKDNZKARW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000000034 method Methods 0.000 description 3
- VLKZOEOYAKHREP-UHFFFAOYSA-N n-Hexane Chemical compound CCCCCC VLKZOEOYAKHREP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 3
- 238000005303 weighing Methods 0.000 description 3
- YNQLUTRBYVCPMQ-UHFFFAOYSA-N Ethylbenzene Chemical compound CCC1=CC=CC=C1 YNQLUTRBYVCPMQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N Isopropanol Chemical compound CC(C)O KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 2
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 2
- HQABUPZFAYXKJW-UHFFFAOYSA-N butan-1-amine Chemical compound CCCCN HQABUPZFAYXKJW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000032798 delamination Effects 0.000 description 2
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 2
- 238000001035 drying Methods 0.000 description 2
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 2
- ZSIAUFGUXNUGDI-UHFFFAOYSA-N hexan-1-ol Chemical compound CCCCCCO ZSIAUFGUXNUGDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000002044 hexane fraction Substances 0.000 description 2
- ZXEKIIBDNHEJCQ-UHFFFAOYSA-N isobutanol Chemical compound CC(C)CO ZXEKIIBDNHEJCQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000009533 lab test Methods 0.000 description 2
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 2
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 2
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 2
- 238000007670 refining Methods 0.000 description 2
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 2
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 2
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 2
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 2
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 2
- OBETXYAYXDNJHR-SSDOTTSWSA-M (2r)-2-ethylhexanoate Chemical compound CCCC[C@@H](CC)C([O-])=O OBETXYAYXDNJHR-SSDOTTSWSA-M 0.000 description 1
- HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 2-Aminoethan-1-ol Chemical compound NCCO HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- PIICEJLVQHRZGT-UHFFFAOYSA-N Ethylenediamine Chemical compound NCCN PIICEJLVQHRZGT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004698 Polyethylene Substances 0.000 description 1
- GSEJCLTVZPLZKY-UHFFFAOYSA-N Triethanolamine Chemical compound OCCN(CCO)CCO GSEJCLTVZPLZKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 1
- 238000004026 adhesive bonding Methods 0.000 description 1
- OBETXYAYXDNJHR-UHFFFAOYSA-N alpha-ethylcaproic acid Natural products CCCCC(CC)C(O)=O OBETXYAYXDNJHR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 1
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 1
- 238000001311 chemical methods and process Methods 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 239000000470 constituent Substances 0.000 description 1
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 1
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-DYCDLGHISA-N deuterium hydrogen oxide Chemical compound [2H]O XLYOFNOQVPJJNP-DYCDLGHISA-N 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 1
- 229920000573 polyethylene Polymers 0.000 description 1
- BDERNNFJNOPAEC-UHFFFAOYSA-N propan-1-ol Chemical compound CCCO BDERNNFJNOPAEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000000197 pyrolysis Methods 0.000 description 1
- 238000002407 reforming Methods 0.000 description 1
- 238000001226 reprecipitation Methods 0.000 description 1
- 239000012261 resinous substance Substances 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 229910001220 stainless steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010935 stainless steel Substances 0.000 description 1
- 239000000758 substrate Substances 0.000 description 1
- 150000005846 sugar alcohols Polymers 0.000 description 1
- 239000008399 tap water Substances 0.000 description 1
- 235000020679 tap water Nutrition 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
Images
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к составам для удаления асфальтеносмолопарафиновых отложений (АСПО), и может быть использовано для удаления и растворения отложений парафина и асфальтеносмолистых веществ из призабойной зоны пласта, нефтепромыслового оборудования, резервуаров и магистральных трубопроводов на нефтедобывающих и нефтеперерабатывающих предприятиях. The invention relates to the field of oil production, in particular to compositions for removing asphaltene-resin-paraffin deposits (AFS), and can be used to remove and dissolve deposits of paraffin and asphaltene-resinous substances from the bottomhole formation zone, oilfield equipment, tanks and main pipelines in oil producing and oil refining enterprises.
Известен состав для растворения АСПО, содержащий гексановую и этиленбензольную фракцию (см. Авт.свид. СССР N 1620465, кл. C 09 K 3/00, от 1991 г.). A known composition for dissolving paraffin deposits containing hexane and ethylenebenzene fraction (see Autosvid. USSR N 1620465, class C 09 K 3/00, from 1991).
Недостатком известного состава является недостаточно высокая скорость растворения АСПО, а также отсутствие гидрофилизирующей и деэмульгирующей функций. A disadvantage of the known composition is the insufficiently high dissolution rate of paraffin, as well as the lack of hydrophilizing and demulsifying functions.
Известен также состав для удаления АСПО, включающий в об.%: алифатические 45-85 и ароматические углеводороды 5-45, алифатические спирты C1-C4 1-15 и эфир алифатического многоатомного спирта 0,5-6 (см. Патент США N 4090562, кл. E 21 B 43/25, от 1976 г.).Also known is a composition for removing paraffin, including in vol.%: Aliphatic 45-85 and aromatic hydrocarbons 5-45, aliphatic alcohols C 1 -C 4 1-15 and aliphatic polyhydric alcohol ester of 0.5-6 (see US Patent N 4090562, class E 21 B 43/25, 1976).
Его недостаток заключается в невысокой емкости растворения АСПО и отсутствии гидрофилизирующей функции. Its disadvantage is the low dissolution capacity of paraffin and the absence of hydrophilizing function.
Наиболее близким к предлагаемому техническому решению по технической сущности является состав для удаления АСПО, включающий в об.%: алифатические 36-78 и ароматические углеводороды 20-60, полярный неэлектролит 1-4, поверхностно-активное вещество - деэмульгатор 0,01-1,0 и регулятор pH - остальное (см. Патент РФ N 2129583, кл. C 09 K 3/00, от 1998 г.). Closest to the proposed technical solution for the technical essence is a composition for removing paraffin, including in vol.%: Aliphatic 36-78 and aromatic hydrocarbons 20-60, polar nonelectrolyte 1-4, surfactant - demulsifier 0,01-1, 0 and the pH regulator - the rest (see RF Patent N 2129583, class C 09
Однако указанный известный состав обладает ограниченной агрегативной стабильностью при попадании в него воды, не обеспечивает высокую скорость растворения АСПО и имеет низкую емкость истинного растворения АСПО. However, this known composition has limited aggregate stability when water enters into it, does not provide a high dissolution rate of ARPD and has a low capacity for the true dissolution of ARPD.
Целью настоящего изобретения является повышение скорости и емкости истинного растворения АСПО с одновременным увеличением агрегативной стабильности состава в присутствии воды. The aim of the present invention is to increase the speed and capacity of the true dissolution of paraffin, while increasing the aggregate stability of the composition in the presence of water.
Поставленная цель достигается тем, что в известном составе для удаления АСПО, содержащем полярный неэлектролит, неионное поверхностно-активное вещество (ПАВ), регулятор pH и алифатические и ароматические углеводороды, новым является то, что в качестве полярного неэлектролита состав содержит смесь метанола или этанола с алифатическими спиртами C3-C8 при их соотношении (1-2):1 по объему, при следующем соотношении ингредиентов, об.%:
Метанол или этанол - 5-20
Алифатические спирты C3-C8 - 5-10
Неионное поверхностно-активное вещество - 0,01-1,0
Регулятор pH - 0,01-1,0
Ароматические углеводороды - 20-40
Алифатические углеводороды - Остальное
При этом в качестве регулятора pH состав содержит низкомолекулярные водорастворимые алифатические амины или аминоспирты.This goal is achieved by the fact that in the known composition for removing paraffin containing polar non-electrolyte, non-ionic surfactant, pH regulator and aliphatic and aromatic hydrocarbons, the new is that the composition contains a mixture of methanol or ethanol with polar non-electrolyte aliphatic alcohols C 3 -C 8 with their ratio (1-2): 1 by volume, with the following ratio of ingredients, vol.%:
Methanol or Ethanol - 5-20
Aliphatic alcohols C 3 -C 8 - 5-10
Non-ionic surfactant - 0.01-1.0
PH regulator - 0.01-1.0
Aromatic hydrocarbons - 20-40
Aliphatic Hydrocarbons - Else
Moreover, as a pH regulator, the composition contains low molecular weight water-soluble aliphatic amines or amino alcohols.
Из патентной и научно-технической литературы нам неизвестны составы для удаления АСПО, содержащие совокупность указанных выше ингредиентов в предложенном количественном соотношении, что позволяет сделать вывод о новизне заявляемого решения. From the patent and scientific and technical literature, we do not know the compositions for the removal of paraffin, containing the combination of the above ingredients in the proposed quantitative ratio, which allows us to conclude that the proposed solution is new.
Достижение поставленной цели изобретения, по-нашему мнению, обеспечивается за счет прохождения следующих физико-химических процессов. The achievement of the goal of the invention, in our opinion, is achieved through the following physical and chemical processes.
За основу принимается следующая модель ассоциативного строения АСПО:
асфальтены являются цементирующим каркасом АСПО;
наиболее полярные омыляемые компоненты (металлопорфириновые комплексы, нефтяные кислоты) служат остовом асфальтенов;
кристаллические парафины мозаично вкраплены в АСПО;
смолы являются поверхностно-модифицирующим материалом АСПО;
наиболее кислые компоненты АСПО выполняют роль адгезионно связующей подложки на металлической поверхности;
минеральные составляющие (вода, мехпримеси, соли) придают АСПО пористую структуру.Based on the following model of the associative structure of AFS:
asphaltenes are the AFS cementing frame;
the most polar saponifiable components (metalloporphyrin complexes, petroleum acids) serve asphaltene skeleton;
crystalline paraffins are mosaic interspersed in paraffin;
resins are a surface modifying material for paraffin;
the most acidic ARPD components act as an adhesive bonding substrate on a metal surface;
mineral constituents (water, solids, salts) give paraffin deposits a porous structure.
На первом этапе растворения АСПО происходит проникновение в их объем по поровым водонасыщенным каналам наиболее диффузионно-подвижных и малоразмерных молекул метанола или этанола. По ходу своего движения данные спирты поглощают влагу и расширяют диаметр поровых каналов для последующего незатрудненного проникновения в глубь АСПО большеобъемных молекул спиртов C3-C8, которые уже открывают доступ потоку алифатических и ароматических углеводородов и ПАВ. Одновременное растворение наиболее полярных компонентов АСПО и интенсивный "расклинивающий эффект" полярных неэлектролитов обеспечивают диспергирование конгломератов АСПО, увеличивая их площадь для диффузионного растворения.At the first stage of AFS dissolution, the most diffusion-mobile and small-sized molecules of methanol or ethanol penetrate into their volume through pore water-saturated channels. In the course of their movement, these alcohols absorb moisture and expand the diameter of the pore channels for subsequent easy penetration into the paraffin deposits of large-volume C 3 -C 8 alcohols, which already open up the flow of aliphatic and aromatic hydrocarbons and surfactants. The simultaneous dissolution of the most polar components of ARPD and the intense “wedging effect” of polar non-electrolytes provide dispersion of ARPD conglomerates, increasing their area for diffusion dissolution.
Ниже для сравнения приведены данные по диаметру молекул спиртов (d) и значениям их коэффициентов диффузии в воде (D) при +25oC, где для спиртов С1; C2; C3; C4; C5; C6 соответственно
d 1010, м 3,78; 4,38; 4,98; 5,30; 5,68; 5,94, а
D 109, м2/с 1,60; 1,28; 1,10; 0,96.Below, for comparison, data are given on the diameter of alcohol molecules (d) and the values of their diffusion coefficients in water (D) at +25 o C, where for alcohols С 1 ; C 2 ; C 3 ; C 4 ; C 5 ; C 6, respectively
В соответствии с диффузионной теорией, В.Нернста, скорость растворения Vр подчиняется следующей зависимости:
где m - масса АСПО, растворившаяся за единицу времени τ, кг/с;
D - коэффициент диффузии растворителя, м2/с;
σ - толщина диффузионного слоя на поверхности растворения, м;
S - площадь растворения, м2;
CН, C - концентрация насыщения растворителя АСПО и его текущая концентрация соответственно, кг/м3.In accordance with diffusion theory, V. Nernst, the dissolution rate V p obeys the following relationship:
where m is the mass of paraffin, dissolved per unit time τ, kg / s;
D is the diffusion coefficient of the solvent, m 2 / s;
σ is the thickness of the diffusion layer on the dissolution surface, m;
S is the area of dissolution, m 2 ;
C N , C is the saturation concentration of the AFS solvent and its current concentration, respectively, kg / m 3 .
Таким образом, скорость растворения АСПО прямо пропорциональна коэффициенту диффузии молекул растворителя, площади растворения образца и концентрации предельного насыщения растворителя. Thus, the dissolution rate of ARPD is directly proportional to the diffusion coefficient of solvent molecules, the dissolution area of the sample and the concentration of the maximum saturation of the solvent.
Благодаря указанным выше процессам, увеличивается скорость и одновременно емкость растворения АСПО предлагаемым составом. Thanks to the above processes, the speed and simultaneously the dissolution capacity of the ARPD by the proposed composition increases.
Кроме того, этот эффект достигается только при объемном соотношении метанола или этанола к алифатическим спиртам C3-C8 в пределах (1-2):1.In addition, this effect is achieved only when the volumetric ratio of methanol or ethanol to aliphatic alcohols C 3 -C 8 in the range (1-2): 1.
Регулятор pH в предлагаемом составе выполняет функцию агента, омыляющего кислые компоненты АСПО, доля которых может достигать 12%. В результате этого происходит рост их полярности, усиление растворимости в спиртах и снижение прочности АСПО, что способствует их смыву с металлической поверхности в объем растворителя. The pH regulator in the proposed composition performs the function of an agent that saponifies the acidic components of paraffin, the proportion of which can reach 12%. As a result of this, an increase in their polarity occurs, an increase in solubility in alcohols, and a decrease in the strength of ARPD, which contributes to their washing off from the metal surface into the volume of the solvent.
Кроме того, использование в предлагаемом составе регулятора pH совместно со смесью алифатических спиртов, взятых в определенном соотношении, обеспечивает придание составу повышенной агрегативной устойчивости при дополнительном попадании в него воды, поскольку регулятор pH (преимущественно, водорастворимые амины или аминоспирты) может вводиться в безводной форме и не высаливает спирты. Ввиду неограниченной совместимости регулятора pH со спиртами в предлагаемом составе, последний остается агрегативно стабильным и не расслаивается даже при дополнительном введении в него до 10% водной фазы, что может иметь место в условиях его приготовления, транспорта, хранения в открытой емкости или контакта с АСПО в стволе скважины. In addition, the use in the proposed composition of the pH regulator in conjunction with a mixture of aliphatic alcohols taken in a certain ratio ensures that the composition has increased aggregate stability with the additional ingress of water, since the pH regulator (mainly water-soluble amines or aminoalcohols) can be introduced in anhydrous form and Do not salt alcohol. Due to the unlimited compatibility of the pH regulator with the alcohols in the proposed composition, the latter remains aggregatively stable and does not separate even with the addition of up to 10% of the aqueous phase, which can occur under conditions of its preparation, transport, storage in an open container, or in contact with paraffin wellbore.
Неионные водорастворимые ПАВ являются дополнительными расклинивающими агентами при диспергировании и растворении АСПО, гидрофилизаторами диспергированной части АСПО, что предотвращает слипание частиц АСПО между собой и повторное осаждение на металлической поверхности. Одновременно они препятствуют образованию стабильных водонефтяных эмульсий при смешивании насыщенного АСПО растворителя с пластовой и продавочной водой в стволе скважины, выкидных линиях и нефтесборных коллекторах, что устраняет сложности их последующего разрушения на установках подготовки нефти. Non-ionic water-soluble surfactants are additional proppants for dispersion and dissolution of ARPD, hydrophilizers of the dispersed part of ARPD, which prevents the particles of ARPD from sticking together and reprecipitation on a metal surface. At the same time, they prevent the formation of stable oil-water emulsions when mixing saturated paraffin wax solvent with produced and discharged water in the wellbore, flow lines and oil reservoirs, which eliminates the difficulties of their subsequent destruction at oil treatment plants.
Выбор именно водорастворимых неионных ПАВ обусловлен их преимущественным перераспределением в движущуюся вслед за растворителем водную фазу и на металлическую поверхность, что придает ей гидрофильные свойства и ингибирует некоторое время процесс отложения на ней АСПО в послеремонтный период. The choice of water-soluble non-ionic surfactants is due to their predominant redistribution into the aqueous phase moving after the solvent and onto the metal surface, which gives it hydrophilic properties and inhibits the deposition of paraffin deposits on it in the post-repair period for some time.
Из существующего уровня техники нам неизвестно, что ингредиенты, входящие в предлагаемый состав, обеспечивают в совокупности указанные выше свойства, что позволяет сделать вывод о соответствии предлагаемого технического решения критерию "изобретательский уровень". From the current level of technology, we do not know that the ingredients included in the proposed composition, together provide the above properties, which allows us to conclude that the proposed technical solution meets the criterion of "inventive step".
Для получения предлагаемого состава в лабораторных условиях были использованы следующие вещества:
Ароматические углеводороды: бензол (ГОСТ 9572-93), толуол (ГОСТ 14710-78), этилбензол (ГОСТ 9385-77), или их фракции, или смола пиролизная гидрированная (СПГ) (ТУ 38.402-62-136-95), или сольвент нефтяной (ГОСТ 10214-78), или их смеси.To obtain the proposed composition in laboratory conditions, the following substances were used:
Aromatic hydrocarbons: benzene (GOST 9572-93), toluene (GOST 14710-78), ethylbenzene (GOST 9385-77), or their fractions, or hydrogenated pyrolysis resin (LNG) (TU 38.402-62-136-95), or petroleum solvent (GOST 10214-78), or mixtures thereof.
Алифатические углеводороды: гексановая фракция (ГФ) по ТУ 38.10383-83; широкая фракция легких углеводородов (ШФЛУ) по ТУ 38.0014636-065; смесь нефтепродуктов отработанных (СНО) по ГОСТ 21046-86, прямогонный бензин (ПБ) по ТУ 38.001256-76, газовый конденсат (ГК) или их смесь между собой;
Бензины вторичных процессов переработки нефти, содержащие в своем составе смесь алифатических и ароматических углеводородов: бензин термокрекинга (БТК) по ТУ 0251-097-00148636-98 и бензин риформинга по ТУ 0251-079-00148636-96;
Метанол: по ГОСТ 2222-78 или этанол по ГОСТ 17299-78;
Пропанол и изопропанол по ГОСТ 9805-84;
Бутанол: по ГОСТ 5208-81, изобутанол по ГОСТ 9536- 79, амиловый спирт (пентанол) по ТУ 6-09-34-67-79, изоамиловый спирт (изопентанол) по ГОСТ 5830-70 или ОСТ 18-298-76, гексанол и 2-этилгексанол по ГОСТ 26624-85, или продукты, содержащие их в своем составе, например, эфирная фракция производства бутиловых спиртов, 2-этилгексанола и 2-этилгексановой кислоты (эфирная фракция) по ТУ 38-05767858-94, или кубовые остатки производства бутиловых спиртов (КОПБС) по ТУ 38.102167-85;
Неионные водорастворимые ПАВ: Синтерол-П (ТУ 2428-010-04643756095), Синтал-ВР, Синтал-ВРК (ТУ 2483-001-24084384-97), дипроксамин 157-65М (ТУ 38.40129928-80), Реапон-4В (ТУ 2226-005-10488057094), Неонол АФ9-12 (ТУ 38.103625-87) и др.Aliphatic hydrocarbons: hexane fraction (GF) according to TU 38.10383-83; a wide fraction of light hydrocarbons (BFLH) according to TU 38.0014636-065; a mixture of spent petroleum products (SNO) in accordance with GOST 21046-86, straight-run gasoline (PB) in accordance with TU 38.001256-76, gas condensate (HC) or a mixture between them;
Gasolines of secondary oil refining processes containing a mixture of aliphatic and aromatic hydrocarbons: thermocracking gasoline (BTK) according to TU 0251-097-00148636-98 and reforming gasoline according to TU 0251-079-00148636-96;
Methanol: according to GOST 2222-78 or ethanol according to GOST 17299-78;
Propanol and isopropanol according to GOST 9805-84;
Butanol: according to GOST 5208-81, isobutanol according to GOST 9536-79, amyl alcohol (pentanol) according to TU 6-09-34-67-79, isoamyl alcohol (isopentanol) according to GOST 5830-70 or OST 18-298-76, hexanol and 2-ethylhexanol according to GOST 26624-85, or products containing them in its composition, for example, the ether fraction of the production of butyl alcohols, 2-ethylhexanol and 2-ethylhexanoic acid (ether fraction) according to TU 38-05767858-94, or vat the remains of the production of butyl alcohols (KOPBS) according to TU 38.102167-85;
Non-ionic water-soluble surfactants: Sinterol-P (TU 2428-010-04643756095), Sintal-VR, Sintal-VRK (TU 2483-001-24084384-97), diproxamine 157-65M (TU 38.40129928-80), Reapon-4V (TU 2226-005-10488057094) Neonol AF 9 -12 (TU 38.103625-87) and others.
Регулятор pH: метиламин (ТУ 6-09-2088-77), бутиламин, этилендиамин (ТУ 6-02-622-81), триэтиламин (ГОСТ 9966-88), моноэтаноламин (ТУ 6-02-915-84), триэтаноламин (ТУ 6-02-916-84) и др. PH regulator: methylamine (TU 6-09-2088-77), butylamine, ethylenediamine (TU 6-02-622-81), triethylamine (GOST 9966-88), monoethanolamine (TU 6-02-915-84), triethanolamine (TU 6-02-916-84) and others.
Пример приготовления предлагаемого состава в лабораторных условиях
Пример. В химический цилиндр емкостью 100 см3 последовательно вливают 5 см2 метанола, 5 см3 бутилового спирта, 1 см3 Синтерола-П, 0,01 см3 метиламина и тщательно взбалтывают до полного взаиморастворения ингредиентов. Затем прибавляют 40 см3 толуола и доводят до метки 100 см3 гексановой фракцией. Потом цилиндр закрывают притертой пробкой и перемешивают путем взбалтывания 2-3 раза.An example of the preparation of the proposed composition in the laboratory
Example. 5 cm 2 of methanol, 5 cm 3 of butyl alcohol, 1 cm 3 of Synterol-P, 0.01 cm 3 of methylamine are successively poured into a chemical cylinder with a capacity of 100 cm 3 and thoroughly shaken until the ingredients are completely dissolved. Then add 40 cm 3 toluene and bring to the mark with 100 cm 3 hexane fraction. Then the cylinder is closed with a ground stopper and mixed by shaking 2-3 times.
Составы с другим содержанием ингредиентов готовят аналогичным образом. Compositions with different contents of ingredients are prepared in a similar manner.
При проведении лабораторных испытаний исследовали следующие свойства предлагаемого состава: скорость растворения, емкость истинного растворения и агрегативную стабильность к расслаиванию при дополнительном введении воды. In laboratory tests, the following properties of the proposed composition were investigated: dissolution rate, true dissolution capacity, and aggregative stability to delamination with additional introduction of water.
Данные о составе использованных АСПО приведены в таблице 1. Data on the composition of the used paraffin are shown in table 1.
Данные об ингредиентном содержании исследуемых составов приведены в таблице 2. Data on the ingredient content of the investigated compounds are shown in table 2.
Стабильность к расслаиванию предлагаемого состава при дополнительном введении воды оценивали следующим образом. The stability to delamination of the proposed composition with the additional introduction of water was evaluated as follows.
К 100 см3 предлагаемого состава, помещенного в химический цилиндр емкостью 100 см3, вводили 1 см3 водопроводной воды, закрывали притертой пробкой и перемешивали путем взбалтывания 2-3 раза. Помутнение состава вследствие образования эмульсии или резкое отделение полярной фракции в нижней части цилиндра свидетельствовало об агрегативной нестабильности состава.To 100 cm 3 of the proposed composition, placed in a chemical cylinder with a capacity of 100 cm 3 , 1 cm 3 of tap water was introduced, closed with a ground stopper and stirred by shaking 2-3 times. Turbidity of the composition due to the formation of an emulsion or a sharp separation of the polar fraction in the lower part of the cylinder indicated aggregative instability of the composition.
Полученные результаты представлены в таблице 3. The results are presented in table 3.
Скорость растворения АСПО испытывали по методике НИИнефтепромхима за 0,5; 1,0; 2,0; 3,0 и 6,0 ч. The dissolution rate of paraffin was tested according to the methodology of NIIneftepromkhim for 0.5; 1.0; 2.0; 3.0 and 6.0 hours
Для испытания образцы АСПО, характеристика которых приведена в таблице 1, набивали в полиэтиленовый шприц диаметром 10 мм, выдавливали и отвешивали полученную цилиндрическую форму АСПО массой около 3,3 г. Затем ее помещали в заранее взвешенную корзинку цилиндрической формы из нержавеющей стали с размером ячеек сетки 1,5х1,5 мм. Размер корзинок 70х15х15 мм. По разности масс корзинки с АСПО и чистой корзинки определяли исходную массу АСПО (m0). Затем корзинки с АСПО помещали в герметичную колбу объемом 200 см3 и заливали 100 см3 предлагаемого состава, выдерживали при (20±0,5)oC в течение 0,5; 1,0; 2,0; 3,0; 6,0 ч. По истечении данного времени корзинки вынимали, помещали в эксикатор, соединенный с водоструйным насосом при остаточном давлении 0,25 мм рт.ст. Сушку продолжали до достижения постоянной массы корзинки с АСПО. Эффективность растворения АСПО Эр рассчитывали по формуле:
где m - не растворившийся остаток АСПО в корзинке, г.For testing, AFS samples, the characteristics of which are given in Table 1, were filled into a polyethylene syringe with a diameter of 10 mm, squeezed and weighed the obtained cylindrical AFS composition weighing about 3.3 g. Then it was placed in a pre-weighed stainless steel cylindrical basket with mesh size 1.5x1.5 mm. The size of the baskets is 70x15x15 mm. The mass difference of the baskets with paraffin paraffin and clean baskets was used to determine the initial mass of paraffin paraffin (m 0 ). Then the baskets with paraffin were placed in a sealed flask with a volume of 200 cm 3 and poured 100 cm 3 of the proposed composition, kept at (20 ± 0.5) o C for 0.5; 1.0; 2.0; 3.0; 6.0 hours. At the end of this time, the baskets were removed, placed in a desiccator connected to a water-jet pump at a residual pressure of 0.25 mm Hg. Drying was continued until a constant basket weight with AFS was reached. The dissolution efficiency of AFS E p was calculated by the formula:
where m is the insoluble paraffin residue in the basket, g.
Полученные результаты приведены в таблице 3. The results are shown in table 3.
Емкость истинного растворения АСПО предлагаемым составом оценивали следующим образом. 50 см3 состава известной плотности заливали в химические конические колбы с притертой пробкой емкостью 100 см3. В них помещали АСПО массой около 10 г и выдерживали при (20 ± 0,5)oC в течение 24 ч. Затем из верхней трети насыщенного АСПО состава микропипеткой отбирали около 1 см3 его объема и заливали точно взвешенный на электронных весах бюкс. Регистрировали массу состава с точностью до четвертого знака после запятой. Бюкс помещали в термостат и сушили до постоянной массы при (40 ± 5)oC. Расчет емкости растворения АСПО Eр производили по формуле
где m0 - масса остатка АСПО в бюксе после высушивания, кг;
mр - масса испарившегося из бюкса растворителя, кг;
σc - плотность исходного состава для растворения АСПО, кг/м3.The capacity of the true dissolution of paraffin the proposed composition was evaluated as follows. 50 cm 3 of a composition of known density was poured into chemical conical flasks with a ground stopper with a capacity of 100 cm 3 . An ARPD weighing about 10 g was placed in them and kept at (20 ± 0.5) o C for 24 hours. Then, about 1 cm 3 of its volume was taken from the upper third of the ARPD composition saturated with a micropipette and the weighing bottle accurately weighed on an electronic balance was poured. The mass of the composition was recorded accurate to the fourth decimal place. Bucks was placed in a thermostat and dried to constant weight at (40 ± 5) o C. Calculation of the dissolution capacity of the ARPD E p was performed according to the formula
where m 0 is the mass of the remainder of the ARPD in the bottle after drying, kg;
m p - mass of solvent evaporated from the box, kg;
σ c - the density of the initial composition for dissolving the paraffin, kg / m 3 .
Полученные результаты также приведены в таблице 3. The results are also shown in table 3.
Кроме того, проведенные лабораторные эксперименты свидетельствуют о том, что предлагаемый состав не уступает известному по прототипу составу по своим деэмульгирующим и гидрофилизирующим свойствам. In addition, laboratory experiments indicate that the proposed composition is not inferior to the known prototype composition in its demulsifying and hydrophilizing properties.
Данные, приведенные в таблице 3, подтверждают более высокую эффективность предлагаемого состава по сравнению с известным по прототипу, так как:
емкость истинного растворения АСПО предлагаемым составом выше в 1,2 - 1,4 раза, что позволяет снизить настолько же объем растворителя для промывки скважин;
эффективность растворения АСПО заявляемым составом за 0,5 ч выше в 1,6 - 3,9 раза, за 1 ч - в 1,6 - 3,1 раза, за 2 ч - в 1,3 - 2,4 раза, за 3 ч - в 1,2 - 1,8 раза и за 6 ч - в 1,3 - 1,6 раза. Практически за 2 ч предлагаемый состав обладает такой же эффективностью растворения, как состав по прототипу за 6 ч. Следовательно, в производственных условиях время удаления АСПО из ствола скважин может быть сокращено примерно в 3 раза, что в совокупности позволит значительно снизить себестоимость ремонтных работ;
предлагаемый состав является агрегативно стабильным при дополнительном попадании в него воды, что придает ему улучшенные эксплуатационные свойства при получении, транспортировке и хранении.The data shown in table 3, confirm the higher efficiency of the proposed composition in comparison with the known prototype, since:
the capacity of the true dissolution of paraffin deposits by the proposed composition is 1.2 to 1.4 times higher, which allows to reduce the same amount of solvent for washing wells;
the ASPO dissolution efficiency of the inventive composition is 0.5–3.9 times higher for 0.5 hours, 1.6–3.1 times higher for 1 hour, 1.3–2.4 times higher for 2 hours, for 3 hours - 1.2-1.8 times and for 6 hours - 1.3-1.6 times. In almost 2 hours, the proposed composition has the same dissolution efficiency as the composition of the prototype in 6 hours. Therefore, in production conditions, the time of removal of paraffin from the wellbore can be reduced by about 3 times, which together will significantly reduce the cost of repair work;
the proposed composition is aggregatively stable with the additional ingress of water into it, which gives it improved operational properties upon receipt, transportation and storage.
Claims (1)
Метанол или этанол - 5 - 20
Алифатические спирты C3-C8 - 5 - 10
Неионное поверхностно-активное вещество - 0,01 - 1,0
Регулятор рН - 0,01 - 1,0
Ароматические углеводороды - 20 - 40
Алифатические углеводороды - Остальное
2. Состав по п. 1, отличающийся тем, что в качестве регулятора рН он содержит низкомолекулярные водорастворимые алифатические амины или аминоспирты.1. The composition for removing asphaltene-resin-paraffin deposits containing polar non-electrolyte, non-ionic surfactant, pH regulator and aromatic and aliphatic hydrocarbons, characterized in that as a polar non-electrolyte it contains a mixture of methanol or ethanol with aliphatic alcohols C 3 -C 8 in the ratio (1 - 2): 1 by volume, respectively, with the following ratio of ingredients, vol.%:
Methanol or Ethanol - 5 - 20
Aliphatic alcohols C 3 -C 8 - 5 - 10
Nonionic Surfactant - 0.01 - 1.0
PH regulator - 0.01 - 1.0
Aromatic hydrocarbons - 20 - 40
Aliphatic Hydrocarbons - Else
2. The composition according to p. 1, characterized in that as a pH regulator it contains low molecular weight water-soluble aliphatic amines or amino alcohols.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU99125604/02A RU2166563C1 (en) | 1999-12-02 | 1999-12-02 | Composition for removal of asphaltene-tar-paraffin deposits |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU99125604/02A RU2166563C1 (en) | 1999-12-02 | 1999-12-02 | Composition for removal of asphaltene-tar-paraffin deposits |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2166563C1 true RU2166563C1 (en) | 2001-05-10 |
Family
ID=20227762
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU99125604/02A RU2166563C1 (en) | 1999-12-02 | 1999-12-02 | Composition for removal of asphaltene-tar-paraffin deposits |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2166563C1 (en) |
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2261887C1 (en) * | 2004-05-18 | 2005-10-10 | Открытое акционерное общество "Акционерная нефтяная компания "Башнефть" | Composition for removing asphalt-tar and paraffin deposits |
| RU2261983C2 (en) * | 2003-06-16 | 2005-10-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Кубаньгазпром" (ООО "Кубаньгазпром") | Reagent for preventing or removing the depositions of asphaltene-paraffin in oil production equipment and pipelines |
| RU2359070C2 (en) * | 2003-01-23 | 2009-06-20 | Хенкель Коммандитгезелльшафт ауф Акциен | Cleaning composition and treatment method of mould metallic products |
| WO2016015116A1 (en) * | 2014-07-31 | 2016-02-04 | Oxiteno S.A. Indústria E Comércio | Fluid composition for solubilizing deposits and incrustations, and use of the composition |
| RU2662723C2 (en) * | 2016-08-01 | 2018-07-27 | Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" | Composition for asphaltene deposits removal |
| RU2720435C1 (en) * | 2019-02-13 | 2020-04-29 | Публичное акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" (ПАО "НК "Роснефть") | Composition for removal of asphaltene-resin-paraffin deposits |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB1117620A (en) * | 1964-09-23 | 1968-06-19 | M & T Chemicals Inc | Improvements in or relating to the cleaning of metallic surfaces |
| US3914132A (en) * | 1971-07-20 | 1975-10-21 | Halliburton Co | Composition and process for the removal of asphaltenic containing organic deposits from surfaces |
| EP0133725A1 (en) * | 1983-08-01 | 1985-03-06 | Compagnie Des Services Dowell Schlumberger | Method for removing and/or retarding paraffin buildup on surfaces in contact with crude oil or natural gas containing such paraffin |
| RU2102533C1 (en) * | 1996-02-29 | 1998-01-20 | Акционерное общество "Уфанефтехим" | Composition for removing asphalt-tar and paraffin deposits |
| RU2129583C1 (en) * | 1998-09-08 | 1999-04-27 | Товарищество с ограниченной ответственностью "ФЛЭК" | Composition for removing asphaltene-tar-paraffin deposits |
-
1999
- 1999-12-02 RU RU99125604/02A patent/RU2166563C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB1117620A (en) * | 1964-09-23 | 1968-06-19 | M & T Chemicals Inc | Improvements in or relating to the cleaning of metallic surfaces |
| US3914132A (en) * | 1971-07-20 | 1975-10-21 | Halliburton Co | Composition and process for the removal of asphaltenic containing organic deposits from surfaces |
| EP0133725A1 (en) * | 1983-08-01 | 1985-03-06 | Compagnie Des Services Dowell Schlumberger | Method for removing and/or retarding paraffin buildup on surfaces in contact with crude oil or natural gas containing such paraffin |
| RU2102533C1 (en) * | 1996-02-29 | 1998-01-20 | Акционерное общество "Уфанефтехим" | Composition for removing asphalt-tar and paraffin deposits |
| RU2129583C1 (en) * | 1998-09-08 | 1999-04-27 | Товарищество с ограниченной ответственностью "ФЛЭК" | Composition for removing asphaltene-tar-paraffin deposits |
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2359070C2 (en) * | 2003-01-23 | 2009-06-20 | Хенкель Коммандитгезелльшафт ауф Акциен | Cleaning composition and treatment method of mould metallic products |
| RU2261983C2 (en) * | 2003-06-16 | 2005-10-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Кубаньгазпром" (ООО "Кубаньгазпром") | Reagent for preventing or removing the depositions of asphaltene-paraffin in oil production equipment and pipelines |
| RU2261887C1 (en) * | 2004-05-18 | 2005-10-10 | Открытое акционерное общество "Акционерная нефтяная компания "Башнефть" | Composition for removing asphalt-tar and paraffin deposits |
| WO2016015116A1 (en) * | 2014-07-31 | 2016-02-04 | Oxiteno S.A. Indústria E Comércio | Fluid composition for solubilizing deposits and incrustations, and use of the composition |
| RU2662723C2 (en) * | 2016-08-01 | 2018-07-27 | Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" | Composition for asphaltene deposits removal |
| RU2720435C1 (en) * | 2019-02-13 | 2020-04-29 | Публичное акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" (ПАО "НК "Роснефть") | Composition for removal of asphaltene-resin-paraffin deposits |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US6491824B1 (en) | Method for processing returns from oil and gas wells that have been treated with introduced fluids | |
| KR100287291B1 (en) | Multiple emulsions and preparation method thereof | |
| RU2742444C2 (en) | Thermostable compositions of paraffin deposition inhibitors | |
| US6112814A (en) | Method for cleaning wellbore surfaces using coiled tubing with a surfactant composition | |
| US6234183B1 (en) | Method for removing deposits comprising heavy hydrocarbonaceous materials and finely divided inorganic materials from a flow line using a surfactant composition | |
| US9845424B2 (en) | Process for the removal of deposits from an oil or gas well, and/or from the surface structures, and/or from the equipment connected therewith, and/or from hydrocarbon bearing formations | |
| RU2105722C1 (en) | Method of removing emulsified oil from water used to lift oil from oil deposit | |
| RU2572401C2 (en) | Multifunctional acid composition for treatment of bottomhole formation zone and method of acid treatment for bottomhole formation zone | |
| EA007180B1 (en) | Treating composition | |
| RU2106211C1 (en) | Method for thermochemical cleaning of reservoirs for storing petroleum products | |
| RU2407769C1 (en) | Acid composition for treatment of low-permeable terrigenous headers with high carbonate content and method of acid treatment of bottom-hole formation zone with by using it | |
| RU2166563C1 (en) | Composition for removal of asphaltene-tar-paraffin deposits | |
| MX2012000253A (en) | Composition of biodegradable surfactants for separating hydrocarbon impurities. | |
| RU2065946C1 (en) | Composition for increasing oil production of bed | |
| RU2494245C1 (en) | Treatment method of bottom-hole formation zone | |
| RU2309979C1 (en) | Detergent for surface cleaning from organic contaminants (variants) and uses thereof in cleaning of wells, pipelines, and containers from mineral oil deposition and scurf | |
| RU2129583C1 (en) | Composition for removing asphaltene-tar-paraffin deposits | |
| RU2183650C1 (en) | Composition for removal of asphaltene-resinous-paraffin accumulations | |
| Adizov et al. | Analysis of efficiency of chemical reagents used in destruction of oil emulses in local deposits | |
| RU2129651C1 (en) | Method for removing asphaltenoresinparaffin deposition from equipment in wells | |
| RU2242605C1 (en) | Acid composition for treating terrigenous oil reservoirs and a method for acid treatment of the bottom zone of formation | |
| RU2165953C1 (en) | Composition for removing asphaltene-tar-paraffin deposits | |
| RU2652236C1 (en) | Well bottomhole zone treatment method for washing paraffin asphalt and terry matters | |
| RU2152423C1 (en) | Composition for destruction of water-oil emulsion and inhibition of corrosion and asphaltene-tar-paraffin deposits | |
| SU1495354A1 (en) | Composition for controlling paraffin and resin deposition in oilfield equipment |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20021203 |