FR2660360A1 - Procede de deparaffinage de canalisations ou de puits de petrole et de gaz. - Google Patents
Procede de deparaffinage de canalisations ou de puits de petrole et de gaz. Download PDFInfo
- Publication number
- FR2660360A1 FR2660360A1 FR9103884A FR9103884A FR2660360A1 FR 2660360 A1 FR2660360 A1 FR 2660360A1 FR 9103884 A FR9103884 A FR 9103884A FR 9103884 A FR9103884 A FR 9103884A FR 2660360 A1 FR2660360 A1 FR 2660360A1
- Authority
- FR
- France
- Prior art keywords
- group
- acid
- process according
- compound
- acids
- Prior art date
- Legal status (The legal status 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 status listed.)
- Pending
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 43
- IHPYMWDTONKSCO-UHFFFAOYSA-N 2,2'-piperazine-1,4-diylbisethanesulfonic acid Chemical compound OS(=O)(=O)CCN1CCN(CCS(O)(=O)=O)CC1 IHPYMWDTONKSCO-UHFFFAOYSA-N 0.000 title 1
- 239000007990 PIPES buffer Substances 0.000 title 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 title 1
- QGJOPFRUJISHPQ-UHFFFAOYSA-N Carbon disulfide Chemical compound S=C=S QGJOPFRUJISHPQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 175
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims abstract description 49
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims abstract description 45
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 20
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 claims abstract description 20
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 claims abstract description 20
- 239000001993 wax Substances 0.000 claims abstract description 19
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 claims abstract description 12
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims description 44
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 28
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims description 16
- 150000001768 cations Chemical class 0.000 claims description 15
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 claims description 13
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 claims description 13
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 claims description 12
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 claims description 10
- 125000002877 alkyl aryl group Chemical group 0.000 claims description 10
- 125000005210 alkyl ammonium group Chemical group 0.000 claims description 9
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 claims description 9
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims description 7
- QGJOPFRUJISHPQ-NJFSPNSNSA-N carbon disulfide-14c Chemical compound S=[14C]=S QGJOPFRUJISHPQ-NJFSPNSNSA-N 0.000 claims description 6
- 125000005842 heteroatom Chemical group 0.000 claims description 6
- 150000002431 hydrogen Chemical class 0.000 claims description 6
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 claims description 6
- 239000002184 metal Substances 0.000 claims description 6
- 150000007524 organic acids Chemical class 0.000 claims description 6
- -1 piperidino, pyrrolidino, morpholino Chemical class 0.000 claims description 6
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 claims description 5
- 125000004183 alkoxy alkyl group Chemical group 0.000 claims description 5
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 claims description 5
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 claims description 5
- 239000011707 mineral Substances 0.000 claims description 5
- 239000011734 sodium Substances 0.000 claims description 5
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 claims description 5
- 125000003341 7 membered heterocyclic group Chemical group 0.000 claims description 4
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- WHXSMMKQMYFTQS-UHFFFAOYSA-N Lithium Chemical compound [Li] WHXSMMKQMYFTQS-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N Magnesium Chemical compound [Mg] FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 125000004171 alkoxy aryl group Chemical group 0.000 claims description 4
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical group [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 239000011575 calcium Substances 0.000 claims description 4
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 125000002228 disulfide group Chemical group 0.000 claims description 4
- 125000002768 hydroxyalkyl group Chemical group 0.000 claims description 4
- 229910052744 lithium Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 239000011777 magnesium Substances 0.000 claims description 4
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 claims description 4
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- UCKMPCXJQFINFW-UHFFFAOYSA-N Sulphide Chemical compound [S-2] UCKMPCXJQFINFW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 229910052794 bromium Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 150000001735 carboxylic acids Chemical class 0.000 claims description 3
- 235000005985 organic acids Nutrition 0.000 claims description 3
- 150000003460 sulfonic acids Chemical class 0.000 claims description 3
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 abstract description 5
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 20
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 13
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 12
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 description 7
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 7
- MUBZPKHOEPUJKR-UHFFFAOYSA-N Oxalic acid Chemical compound OC(=O)C(O)=O MUBZPKHOEPUJKR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 230000001476 alcoholic effect Effects 0.000 description 6
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 5
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 5
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- RRHGJUQNOFWUDK-UHFFFAOYSA-N Isoprene Chemical compound CC(=C)C=C RRHGJUQNOFWUDK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- AFVFQIVMOAPDHO-UHFFFAOYSA-N Methanesulfonic acid Chemical compound CS(O)(=O)=O AFVFQIVMOAPDHO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N Pentane Chemical compound CCCCC OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 4
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 4
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- VLQIHEXPQBCLQX-UHFFFAOYSA-L [Na+].[Na+].OC(O)=S.OC(O)=S.OC(O)=S.[O-]C([O-])=S Chemical compound [Na+].[Na+].OC(O)=S.OC(O)=S.OC(O)=S.[O-]C([O-])=S VLQIHEXPQBCLQX-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 3
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 3
- 238000004587 chromatography analysis Methods 0.000 description 3
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O Ammonium Chemical compound [NH4+] QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O 0.000 description 2
- IAZDPXIOMUYVGZ-UHFFFAOYSA-N Dimethylsulphoxide Chemical compound CS(C)=O IAZDPXIOMUYVGZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-N Phosphoric acid Chemical compound OP(O)(O)=O NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- DTQVDTLACAAQTR-UHFFFAOYSA-N Trifluoroacetic acid Chemical compound OC(=O)C(F)(F)F DTQVDTLACAAQTR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000003929 acidic solution Substances 0.000 description 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 2
- DXHPZXWIPWDXHJ-UHFFFAOYSA-N carbon monosulfide Chemical compound [S+]#[C-] DXHPZXWIPWDXHJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000003518 caustics Substances 0.000 description 2
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 2
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 2
- 229940098779 methanesulfonic acid Drugs 0.000 description 2
- 235000006408 oxalic acid Nutrition 0.000 description 2
- 235000011007 phosphoric acid Nutrition 0.000 description 2
- LBLYYCQCTBFVLH-UHFFFAOYSA-N 2-Methylbenzenesulfonic acid Chemical compound CC1=CC=CC=C1S(O)(=O)=O LBLYYCQCTBFVLH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ZCYVEMRRCGMTRW-UHFFFAOYSA-N 7553-56-2 Chemical compound [I] ZCYVEMRRCGMTRW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- WKBOTKDWSSQWDR-UHFFFAOYSA-N Bromine atom Chemical compound [Br] WKBOTKDWSSQWDR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N Carbon monoxide Chemical compound [O+]#[C-] UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 206010061218 Inflammation Diseases 0.000 description 1
- XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N Silicon Chemical compound [Si] XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L Sodium Carbonate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]C([O-])=O CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 1
- 150000001336 alkenes Chemical class 0.000 description 1
- 229910000147 aluminium phosphate Inorganic materials 0.000 description 1
- GDTBXPJZTBHREO-UHFFFAOYSA-N bromine Substances BrBr GDTBXPJZTBHREO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910002091 carbon monoxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000003889 chemical engineering Methods 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- KYKAJFCTULSVSH-UHFFFAOYSA-N chloro(fluoro)methane Chemical class F[C]Cl KYKAJFCTULSVSH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000000571 coke Substances 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 229940116901 diethyldithiocarbamate Drugs 0.000 description 1
- LMBWSYZSUOEYSN-UHFFFAOYSA-N diethyldithiocarbamic acid Chemical compound CCN(CC)C(S)=S LMBWSYZSUOEYSN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- MZGNSEAPZQGJRB-UHFFFAOYSA-N dimethyldithiocarbamic acid Chemical compound CN(C)C(S)=S MZGNSEAPZQGJRB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- XMVQMLUXHIIYLN-UHFFFAOYSA-L disodium dicarbamate Chemical compound [Na+].[Na+].C(N)([O-])=O.C(N)([O-])=O XMVQMLUXHIIYLN-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- HZBLLTXMVMMHRJ-UHFFFAOYSA-L disodium;sulfidosulfanylmethanedithioate Chemical compound [Na+].[Na+].[S-]SC([S-])=S HZBLLTXMVMMHRJ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 150000002019 disulfides Chemical class 0.000 description 1
- ZOOODBUHSVUZEM-UHFFFAOYSA-N ethoxymethanedithioic acid Chemical compound CCOC(S)=S ZOOODBUHSVUZEM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 description 1
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 description 1
- 230000002349 favourable effect Effects 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 229910052736 halogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000002367 halogens Chemical class 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000004054 inflammatory process Effects 0.000 description 1
- 229910052740 iodine Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011630 iodine Substances 0.000 description 1
- 229940046892 lead acetate Drugs 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 239000012528 membrane Substances 0.000 description 1
- 125000000325 methylidene group Chemical group [H]C([H])=* 0.000 description 1
- 239000004530 micro-emulsion Substances 0.000 description 1
- 150000007522 mineralic acids Chemical class 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 125000004573 morpholin-4-yl group Chemical group N1(CCOCC1)* 0.000 description 1
- 230000000926 neurological effect Effects 0.000 description 1
- 150000002894 organic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 1
- XYFCBTPGUUZFHI-UHFFFAOYSA-O phosphonium Chemical compound [PH4+] XYFCBTPGUUZFHI-UHFFFAOYSA-O 0.000 description 1
- 150000003016 phosphoric acids Chemical class 0.000 description 1
- 125000000587 piperidin-1-yl group Chemical group [H]C1([H])N(*)C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C1([H])[H] 0.000 description 1
- XAEFZNCEHLXOMS-UHFFFAOYSA-M potassium benzoate Chemical compound [K+].[O-]C(=O)C1=CC=CC=C1 XAEFZNCEHLXOMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 108090000623 proteins and genes Proteins 0.000 description 1
- HNJBEVLQSNELDL-UHFFFAOYSA-N pyrrolidin-2-one Chemical compound O=C1CCCN1 HNJBEVLQSNELDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 description 1
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 1
- 229910052710 silicon Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010703 silicon Substances 0.000 description 1
- 230000003381 solubilizing effect Effects 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
- 150000004763 sulfides Chemical class 0.000 description 1
- JOXIMZWYDAKGHI-UHFFFAOYSA-N toluene-4-sulfonic acid Chemical compound CC1=CC=C(S(O)(=O)=O)C=C1 JOXIMZWYDAKGHI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 231100000133 toxic exposure Toxicity 0.000 description 1
- 231100000419 toxicity Toxicity 0.000 description 1
- 230000001988 toxicity Effects 0.000 description 1
- YNJBWRMUSHSURL-UHFFFAOYSA-N trichloroacetic acid Chemical compound OC(=O)C(Cl)(Cl)Cl YNJBWRMUSHSURL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 231100000925 very toxic Toxicity 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/52—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning
- C09K8/528—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning inorganic depositions, e.g. sulfates or carbonates
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/52—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning
- C09K8/524—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning organic depositions, e.g. paraffins or asphaltenes
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/52—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning
- C09K8/528—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning inorganic depositions, e.g. sulfates or carbonates
- C09K8/532—Sulfur
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10S507/00—Earth boring, well treating, and oil field chemistry
- Y10S507/927—Well cleaning fluid
- Y10S507/929—Cleaning organic contaminant
- Y10S507/931—Organic contaminant is paraffinic
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10S507/00—Earth boring, well treating, and oil field chemistry
- Y10S507/927—Well cleaning fluid
- Y10S507/932—Cleaning sulfur deposits
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Inorganic Chemistry (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Lubricants (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
Abstract
L'invention concerne un procédé de déparaffinage de canalisations ou de puits de pétrole et de gaz. Le procédé consiste à prévoir sur le site du dépôt un acide et un composé qui libère du sulfure de carbone au contact de l'acide, de manière que le dépôt soit dissous par le sulfure de carbone libéré. Application à la dissolution de dépôts de cire, de paraffine et/ou de soufre dans une canalisation ou un puits de pétrole ou de gaz.
Description
La présente invention concerne un procédé de déparaffinage de puits de
pétrole et de gaz, d'oléoducs et
de gazoducs par production in situ de sulfure de carbone.
L'utilisation de sulfure de carbone pour le déparaffinage de dépôts de paraffine dans des gisement de pétrole et de gaz est connue dans l'art antérieur Le sulfure de carbone s'est montré efficace à cette fin en raison de son aptitude remarquable à solubiliser les paraffines même les plus rebelles Par exemple, le sulfure de carbone est capable de solubiliser des paraffines contenant 20 à 30 ou plus de 30 atomes de carbone, de même
que jusqu'à 50 % en poids de soufre.
Toutefois, l'utilisation du sulfure de carbone dans le déparaffinage de puits de pétrole et de gaz est tombée en disgrâce dans l'industrie du pétrole et du gaz à cause de problèmes de sécurité Parmi ces problèmes de sécurité figure le fait que le sulfure de carbone a un
point d'éclair de -30 C et une température d'auto-inflamma-
tion de 1250 C seulement En conséquence, si une solution de sulfure de carbone était utilisée à proximité d'une flamme ouverte ou d'une source d'inflammation, une inflammation risquerait de se produire En outre, le sulfure de carbone est très toxique et l'exposition à ce produit peut engendrer des problèmes neurologiques En raison de ces facteurs, l'industrie du pétrole et du gaz a tenté d'éviter
l'utilisation de sulfure de carbone.
A la lumière des dangers inhérents au sulfure de carbone, la recherche a été amenée à tenter de réduire les risques associés à son utilisation En général, ces
procédés ont été axés sur la température d'auto-inflamma-
tion du sulfure de carbone Toutefois, aucun d'eux n'a
abordé efficacement les problèmes d'inflammabilité.
Par exemple, le brevet des Etats-Unis d'Améri-
que N O 3 298 907 fait connaître un mélange de sulfure de carbone et de composés chlorofluorocarbonés qui élève la
température d'auto-inflammation du sulfure de carbone.
Bien que ces mélanges se soient montrés efficaces pour élever la température d'auto-inflammation du sulfure de
carbone, ils n'exercent aucun effet sur son point d'éclair.
De même, ces mélanges coûtent cher et sont dangereux pour l'environnement à cause de leur teneur excessive en composé chlorofluorocarboné ( 15 à 60 % en poids) et en chlorure de
méthylène ( 20 à 60 % en poids).
D'autres tentatives ont été faites en vue d'élever la température d'autoinflammation du sulfure de carbone par l'addition de divers autres hydrocarbures Par exemple, le brevet des Etats-Unis d'Amérique N O 3 375 192 fait connaître un procédé par lequel on ajoute 4 à 16 % en poids de pentane à une solution de sulfure de carbone pour élever la température d'auto-inflammation de 115 à 3570 C. Il a aussi été mis en évidence que des alcènes légers tels que l'isoprène étaient efficaces pour élever la température d'auto-inflammation du sulfure de carbone (voir J.B Hyne et J W Greidanus, Canadian Journal of Chemical Engineering, 48 ( 4), pages 471473 ( 1970)) En particulier, l'utilisation d'isoprène à une concentration de 5 pour cent en poids s'est montrée capable d'élever la température
d'auto-inflammation du sulfure de carbone à plus de 300 'C.
Le brevet des Etats-Unis d'Amérique No 3 644 433 a fait connaître qu'un mélange de sulfure de carbone et de 5 à 40 pour cent de naphta craqué ou de naphta de coke contenant des proportions importantes de
non-saturation élevait notablement la température d'auto-
inflammation du sulfure de carbone.
Un autre procédé pour élever la température d'auto-inflammation du sulfure de carbone consiste à
mélanger ce dernier avec des composés chimiques organo-
sulfurés Par exemple, le brevet des Etats-Unis d'Amérique No 3 558 509 décrit dans des exemples que l'addition de 0,1
à 1,0 pour cent en poids de diméthylsulfoxyde, d'alkyl-
sulfures ou disulfures (ayant une longueur de chaîne alkylique allant jusqu'à 5 atomes de carbone) à du sulfure de carbone élève la température d'auto-inflammation de ce dernier à plus d'environ 1500 C. Il est également connu que l'addition d'halo-
gènes ou d'éthanol à du sulfure de carbone élève efficace-
ment sa température d'auto-inflammation Par exemple, le brevet des EtatsUnis d'Amérique No 3 558 510 révèle que l'utilisation de 1 pour cent en poids d'iode ou de brome ou de 6 pour cent en poids d'éthanol élève la température d'auto-inflammation du sulfure de carbone à plus d'environ 1500 C Toutefois, l'utilisation d'halogènes dans des applications à des puits de pétrole et de gaz est tombée en disgrâce à cause des problèmes importants de corrosion qui
y sont associés.
D'autres tentatives de réglage de la tempéra-
ture d'auto-inflammation du sulfure de carbone comprennent l'utilisation d'émulsions Par exemple, les brevets des Etats-Unis d'Amérique N O 3 700 594 et 3 732 166 font connaître que des micro-émulsions non-newtoniennes de
sulfure de carbone dans l'eau ont une plus haute tempéra-
ture d'auto-inflammation que de simples solutions de sulfure de carbone L'utilisation de ces émulsions pour le
traitement de puits de pétrole et de gaz est aussi révélée.
Bien qu'il ait été démontré que ces émulsions réduisent l'inflammabilité de solutions de sulfure de carbone, elles se sont montrées instables, c'est-à-dire qu'une saturation
de phase a lieu pendant le stockage à long terme.
Toutefois, ces références ne reconnaissent pas que des mélanges de sulfure de carbone ont aussi de très bas points d'éclair Par exemple, le n-pentane a un point d'éclair de -400 C (voir le brevet des Etats-Unis d'Amérique No 3 375 192) Le point d'éclair est la température à laquelle l'inflammation a lieu en présence d'une flamme nue La température d'inflammation est toujours beaucoup plus haute que le point d'éclair, attendu qu'elle mesure les températures auxquelles la vapeur mélangée à de l'air
s'enflamme sur une surface chaude.
A cause des échecs de ces tentatives d'obten-
tion de compositions de sulfure de carbone qui pouvaient être manipulées sans les dangers inhérents d'inflammation mentionnés ci-dessus, un procédé de production in situ de
sulfure de carbone présenterait un intérêt.
Outre les dangers d'inflammation que possèdent en propre des solutions de suflure de carbone, un autre inconvénient de la manipulation du sulfure de carbone libre réside dans sa toxicité Un procédé de production in situ de sulfure de carbone serait avantageux en ce qu'il éviterait l'exposition toxique d'ouvriers manipulant du
sulfure de carbone à l'état libre.
Le tétrathiocarbonate de sodium et d'autres représentants de la famille des thiocarbonates sont connus pour leur aptitude à engendrer du sulfure de carbone dans certaines conditions Par exemple, le brevet des EtatsUnis d'Amérique N O 3 400 104 fait connaître l'utilisation de ce sel dans la préparation par synthèse de divers sulfures de carbone organiques polymériques Le brevet français N O 1 540 473 révèle l'utilisation de peroxythiocarbonates
comme inhibiteurs de polymérisation Toutefois, l'utilisa-
tion de ces sels pour la production in situ de sulfure de carbone, en particulier dans un procédé de déparaffinage de puits de pétrole et de gaz, est jusqu'à présent resté
inconnu dans l'art antérieur.
On peut voir qu'il est nécessaire de trouver un procédé de déparaffinage de puits de pétrole et de gaz
ainsi que d'oléoducs et de gazoducs, qui permette l'utili-
sation sûre de sulfure de carbone.
Conformément à la présente invention, il est proposé un procédé de dissolution de dépôts de cire, de paraffine et/ou de soufre dans une canalisation ou un puits de pétrole ou de gaz, consistant à prévoir sur le site du dépôt un acide et un composé qui libère du sulfure de carbone au contact de l'acide, de manière que le dépôt soit dissous par le sulfure de carbone libéré De préférence, le composé est choisi parmi des composés de formule I ou de formule II, la formule I étant représentée par: S Il
R 1-X-C-S-M+ (I)
o X est l'oxygène, le soufre ou un groupe disulfure; R 1 est l'hydrogène, un groupe -NH 4, un cation du groupe IA ou IIA, un groupe alkylammonium, un groupe alkylphosphonium, un groupe arylammonium, un groupe arylphosphonium, un groupe alkyle, un groupe aryle ou un groupe alkaryle et M+ est un cation du groupe IA ou IIA, un groupe -NH 4, un groupe alkylammonium, un groupe arylammonium, un groupe alkylphosphonium ou un groupe arylphosphonium; et la formule II est représentée par: S l
R 2 R 3 N-CSM+ (II)
o M+ est tel que défini ci-dessus; et R 2 et R 3 représen-
tent, indépendamment, l'hydrogène, un groupe hydroxyalkyle, alkyle, aryle, alkylaryle, alkoxyalkyle, ou alkoxyaryle, ou bien R 2 et R 3 peuvent former conjointement un noyau hétérocyclique de 3 à 7 chaînons o l'azote représente
l'hétéroatome ou les hétéroatomes.
Dans la présente invention, pour la dissolution de dépôts de cire, de paraffine et/ou de soufre dans une canalisation ou un puits de pétrole ou de gaz, une solution
aqueuse ou alcoolique du sel d'un composé capable d'en-
gendrer du sulfure de carbone est mélangée avec un acide,
ce qui entraîne la production du sulfure de carbone.
Lorsqu'elle est pratiquée dans le déparaffinage de dépôts de cire, de paraffine ou de soufre, la production in situ de sulfure de carbone isole ce dernier à l'endroit o se trouve le dépôt et supprime l'exposition des ouvriers
chargés de la manipulation et du transport.
Parmi les acides qui peuvent être efficacement utilisés dans le procédé de l'invention, on mentionne tout acide capable de provoquer la libération de sulfure de carbone par contact avec une solution comprenant le composé capable d'engendrer du sulfure de carbone en délivrant un proton au composé En conséquence, la présente invention englobe un grand nombre d'acides Toutefois, il est préférable d'utiliser des acides minéraux ou des acides
organiques forts comme acide dans le procédé de l'inven-
tion. Par exemple, des acides minéraux représentatifs de ceux qui peuvent être utilisés dans le procédé de l'invention sont les acides chlorhydrique, bromhydrique, fluorhydrique, sulfurique et phosphorique Les acides
chlorhydrique ou phosphorique sont préférés.
Des exemples représentatifs d'acides organiques forts qui peuvent être utilisés dans le procédé de l'invention sont des acides sulfoniques tels que l'acide méthanesulfonique et l'acide para-toluènesulfonique, et des acides carboxyliques D'autres acides organiques forts peuvent être utilisés, tels que l'acide oxalique, l'acide trichloracétique, et l'acide trifluoracétique On utilise
de préférence l'acide méthanesulfonique, l'acide para-
toluènesulfonique ou l'acide oxalique.
La solution aqueuse ou alcoolique du sel d'un composé capable d'engendrer du sulfure de carbone est de préférence ajoutée à l'acide Cet ordre d'addition est préférable afin d'obtenir un plus haut rendement en sulfure
de carbone L'addition d'acide au composé capable d'en-
gendrer du sulfure de carbone peut entraîner la précipita-
tion de soufre, le dégagement de sulfure d'hydrogène et
engendrer à un moindre degré du sulfure de carbone.
Comme composé capable d'engendrer du sulfure de carbone, on peut utiliser des composés qui répondent aux formules I et II données ci-dessous: S Il
R 1-X-C-S M+ (I)
dans laquelle X est l'oxygène, le soufre ou un groupe disulfure; R 1 est l'hydrogène, un groupe -NH 4, un cation du groupe IA ou IIA, un groupe alkylammonium, un groupe alkylphosphonium, un groupe arylammonium, un groupe arylphosphonium, un groupe alkyle, un groupe aryle ou un groupe alkaryle et M+ est un cation du groupe IA ou du groupe IIA, un groupe -NH 4, un groupe alkylammonium, un groupe arylammonium, un groupe alkylphosphonium ou un groupe arylphosphonium; et S
2 3 I 1
R 2 R 3 N-C-SM (II)
dans laquelle M+ a la définition donnée ci-dessus; et R 2 et R 3 représentent indépendamment l'hydrogène, un groupe hydroxyalkyle, alkyle, aryle, alkaryle, alkoxyaryle ou alkoxyalkyle, ou bien R 2 et R 3 peuvent former conjointement un noyau hétérocyclique de 3 à 7 chaînons dans lequel
l'azote constitue l'hétéroatome ou les hétéroatomes.
La solution acide doit de préférence être injectée tout d'abord dans la canalisation ou dans le puits, la solution du composé capable de libérer du sulfure de carbone étant injectée directement dans la solution acide. Dans la formule II indiquée ci-dessus, le noyau de 3 à 7 chainons est de préférence un noyau pipéridino,
pyrrolidono, morpholino ou pipérazino.
Les groupes alkyle, aryle ou alkaryle repré-
sentés par R 1 contiennent aussi environ 1 à 25 et de
préférence 1 à 12 atomes de carbone.
Les groupes alkyle, aryle, alkaryle, alkoxy-
aryle et alkoxyalkyle représentés par R 2 et R 3 contiennent
environ 1 à 25 et de préférence 1 à 12 atomes de carbone.
Comme composés capables d'engendrer du sulfure de carbone, on peut utiliser des sels de toute la famille des thiocarbonates, des dithiocarbonates et des acides xanthiques Le composé est de préférence choisi dans le
groupe constitué de sels d'acides di-, tri et tétrathio-
carboniques et de sels d'acides xanthiques Le composé est
de préférence le dithiocarbamate de diméthyle.
Comme indiqué ci-dessus, la solution comprenant le composé capable de libérer du sulfure de carbone est une
solution aqueuse ou alcoolique des sels de ces composés.
Des solutions aqueuses sont particulièrement appréciées du point de vue de la solubilité et de la sécurité Des solutions de ces composés sont préférées par suite de leur facilité de manipulation Ces solutions contiennent le composé capable d'engendrer du sulfure de carbone en une quantité allant d'environ 15 % en poids jusqu'à une quantité juste en dessous du point de saturation de la solution et elles contiennent de préférence environ 35 à environ 50 % en poids du composé La quantité du composé capable d'engendrer du sulfure de carbone qui est présente dans une telle solution est variable, selon le composé particulier utilisé, la température de réaction, etc. Toutefois, les quantités appropriées sont évidentes pour
l'homme de l'art, sur la base de la présente description.
Généralement, les cations utilisés pour former des sels des composés capables d'engendrer du sulfure de carbone, ou M+ dans les formules I et II, peuvent varier selon le degré de solubilité nécessaire dans les solutions aqueuses ou alcooliques Par exemple, les cations peuvent comprendre des métaux tels que sodium, calcium, magnésium et lithium de même que tous autres métaux des groupes IA et IIA du Tableau Périodique De préférence, M+ comprend un cation métallique choisi dans le groupe constitué du
sodium, du calcium, du magnésium et du lithium.
En plus des cations métalliques commentés ci-
dessus, des ions ammonium ou phosphonium peuvent aussi être utilisés pour former le sel des composés capable d'en- gendrer du sulfure de carbone Plus particulièrement, MX peut comprendre des groupes alkylammonium, des groupes arylammonium, des groupes alkylphosphonium et des groupes arylphosphonium Ces ions peuvent comprendre des ions
ammonium et phosphonium mono-, tri et tétra-substitués.
Les groupes alkyle et aryle de ces cations peuvent contenir environ 1 à environ 25 atomes de carbone et de préférence environ 1 à environ 12 atomes de carbone L'utilisation de ces ions est préférable lorsqu'on se sert d'un agent organique pour former la solution, en raison de leur
solubilité accrue dans des solvants tels que le méthanol.
Le procédé de l'invention permet la libération de sulfure de carbone en vue de produire le déparaffinage de canalisations ou de puits de pétrole et de gaz Comme
indiqué ci-dessus, le sulfure de carbone est particulière-
ment avantageux à cette fin en raison de son effet solubilisant accentué sur les cires et les paraffines ayant un nombre élevé d'atomes de carbone, ainsi que sur le soufre Etant donné que le procédé de l'invention supprime la manipulation du sulfure de carbone pur, les problèmes d'inflammabilité et d'hygiène qui sont courants dans le cas
de l'utilisation de sulfure de carbone sont supprimés.
Le procédé de déparaffinage de canalisations ou de puits de pétrole et de gaz conformément à la présente invention consiste à injecter dans la canalisation ou dans le puits de pétrole ou de gaz, sur le site d'un dépôt de cire de paraffine ou de soufre, une solution aqueuse ou alcoolique du sel d'un composé capable d'engendrer du sulfure de carbone, représenté par les formules I et II, et
un acide Les solutions réagissent en engendrant immédiate-
ment du sulfure de carbone Le sulfure de carbone ainsi produit entre en contact avec le dépôt de cire, de
paraffine ou de soufre, ce qui en provoque la dissolution.
Dans le procédé de l'invention, la solution acide est de préférence tout d'abord injectée dans la canalisation ou dans le puits en un point o le dépôt de cire de paraffine ou de soufre existe Ensuite, une solution aqueuse ou alcoolique d'un sel d'un composé capable d'engendrer du sulfure de carbone est injectée dans
la solution d'acide Du sulfure de carbone est immédiate-
ment engendré, ce qui provoque la dissolution ou
l'absorption du dépôt.
La température de la canalisation ou du puits o l'opération de déparaffinage est entreprise doit être maintenue à toute valeur favorable à la dissolution d'un dépôt de cire, de soufre ou de paraffine Généralement, la température n'est pas déterminante et elle se prête aux
variations que l'homme de l'art juge nécessaires.
La vitesse à laquelle la solution du composé capable d'engendrer du sulfure de carbone est ajoutée à l'acide est très variable Toutefois, de préférence, la solution du composé est injectée aussi rapidement que
possible sur le site du dépôt et dans la solution d'acide.
La réaction semble s'accomplir lorsque le composé est
ajouté à l'acide.
Le rapport molaire apprécié de l'acide à la solution du composé capable d'engendrer du sulfure de carbone est aussi très variable Toutefois, il est préférable d'injecter une quantité en excès d'acide au cas o l'on désire engendrer une quantité additionnelle de sulfure de carbone en vue d'achever le déparaffinage En conséquence, dans le procédé de l'invention, le rapport molaire de l'acide au composé capable d'engendrer du sulfure de carbone va de 100:1 à 1,1:1 et de préférence de
6:1 à 2:1.
il La présente invention est illustrée à l'aide
des exemples particuliers non limitatifs suivants.
Exemple 1
On a mis en place un ballon à trois cols à fond rond de 250 ml sur un agitateur magnétique Le ballon a été équipé d'une membrane de caoutchouc, d'une ampoule à brome de 50 ml équilibrée en pression, d'un tube en Y de Claisen muni d'un puits thermométrique, d'un thermocouple et d'un condenseur à chemise de refroidissement par l'eau Le condenseur a été équipé d'un système de barbotage de gaz contenant un fluide renfermant du silicium Le système de barbotage a été relié par son côté de dégagement à un séparateur constitué d'une fiole d'Erlenmeyer vide et, sur son côté opposé, à une seconde fiole d'Erlenmeyer équipée d'un tube plongeant à son entrée, le tube plongeant étant immergé dans une solution aqueuse caustique à 10 % (contenant un barreau d'agitateur magnétique) pour emprisonner et éliminer le sulfure d'hydrogène gazeux La dernière fiole d'Erlenmeyer a été mise en place sur un agitateur magnétique pour rendre plus efficace la réaction
de la solution caustique avec le sulfure d'hydrogène.
,1 grammes d'une solution aqueuse à 30 % de tétrathio-
carbamate disodique ( 40,4 millimoles) ont été chargés dans le ballon à fond rond 51,1 grammes d'acide chlorhydrique dilué à 7,3 % ( 102,2 millimoles) ont ensuite été introduits
dans l'ampoule à brome.
L'addition de l'acide en une période de 15 minutes à la solution aqueuse de sel sous agitation (maintenue à 250 C) a entraîné le dégagement d'une petite quantité indéterminée d'un gaz non identifié, de même que la formation d'une matière solide jaune Aucune gouttelette
libre de sulfure de carbone n'a été observée.
Exemple 2
On a utilisé un appareillage identique à celui
qui a été décrit dans l'exemple 1.
On a chargé 100 grammes de solution diluée d'acide chlorhydrique à 7,3 % ( 200 millimoles) dans le ballon à fond rond Ensuite, on a introduit dans l'ampoule à brome 37,6 grammes ( 60,4 millimoles) de solution aqueuse à 30 % de tétrathiocarbonate disodique La lente addition du thiocarbonate aqueux à la solution acide en 15 minutes a provoqué un dégagement de gaz et la formation d'une huile
jaune qui s'est séparée au-dessous de la solution d'acide.
Le gaz dégagé a été identifié comme étant du sulfure d'hydrogène L'huile jaune ( 2,7 grammes) a été identifiée comme étant du sulfure de carbone, par chromatographie en
phase gazeuse Cette huile a ensuite été évaporée instan-
tanément en donnant 0,2 gramme d'une substance solide jaune identifiée comme étant du soufre L'huile restante pesait 2,5 grammes, représentant un rendement en sulfure de
carbone de 51,0 %.
En conséquence, si l'on compare les résultats de l'exemple 2 avec ceux de l'exemple 1, on peut voir que lorsqu'on ajoute à la solution d'acide, conformément au procédé préféré de la présente invention, la solution du
composé capable d'engendrer du sulfure de carbone (notam-
ment du tétrathiocarbonate disodique dans les exemples 1 et 2), on produit une quantité notablement plus grande de sulfure de carbone comparativement au cas o l'ordre de
mélange est inversé.
Exemple 3
On a utilisé un appareillage identique à celui de l'exemple 1 On a chargé 100 grammes ( 161 millimoles) de solution aqueuse à 30 % de tétrathiocarbonate disodique dans l'ampoule à brome On a chargé 200 grammes ( 400 millimoles) de solution diluée d'acide chlorhydrique à 7,3 % dans le ballon à fond rond On a aussi chargé dans le ballon à fond rond 5 grammes de cire solide Wax-300 ( de la firme Shell La solution aqueuse de thiocarbonate a ensuite été ajoutée au mélange d'acide et de cire sous agitation à
250 C en une période de 10 minutes.
Après l'addition de la solution aqueuse de thiocarbonate, on a observé que la cire se dissolvait On n'a pas observé de couche libre de sulfure de carbone ni de précipitation de soufre Toutefois, un gaz, qui a été identifié au sulfure d'hydrogène d'après le test au papier
indicateur à l'acétate de plomb, s'est dégagé du mélange.
Exemple 4
On a utilisé dans l'exemple 4 un appareillage
identique à celui de l'exemple 1.
On a chargé dans l'ampoule à brome 100 grammes
( 161 millimoles) de solution aqueuse à 30 % de tétrathio-
carbonate disodique On a chargé dans le ballon à fond rond grammes ( 400 millimoles) de solution diluée à 7,3 % d'acide chlorhydrique On a ensuite ajouté au ballon à fond
rond 2 grammes de cire solide Wax-300 de la firme Shell.
La solution de thiocarbonate a été ajoutée en une période de 24 minutes au mélange d'acide et de cire Ce mélange a été agité et maintenu à 240 C. La cire s'est ramollie et s'est écoulée
immédiatement après l'addition de la solution de thio-
carbonate On a observé avec l'écoulement de la cire la formation d'une couche inférieure de sulfure de carbone (de couleur jaune) On a déterminé par évaporation que l'émulsion de cire engendrée par ce procédé consistait en % en poids de cire et 80 % en poids de sulfure de carbone.
Exemple 5
8,2 grammes de sel de potassium d'acide éthylxanthique ont été complétés à 40,0 grammes avec de l'eau Cette solution a ensuite été rapidement ajoutée goutte à goutte en trois minutes à la température ambiante à 102, 2 grammes d'acide chlorhydrique aqueux à 7,2 % en donnant une solution d'un blanc laiteux Après agitation
pendant 10 minutes, on a laissé la solution se sédimenter.
3,0 grammes d'une couche de liquide de couleur ambrée orangée se sont déposés Une analyse chromatographique en phase gazeuse de cette matière a indiqué qu'il s'agissait
de C 52.
Exemple 6 11,2 grammes de diéthyldithiocarbamate de
sodium ont été complétés à 56,1 grammes avec de l'eau.
Cette solution a ensuite été ajoutée goutte à goutte à 100
grammes d'acide chlorhydrique aqueux à 7,2 t à la tempéra-
ture ambiante en une période de 10 minutes Des goutte-
lettes de C 52 sont apparues sur les parois de la fiole.
Après agitation pendant 15 minutes, deux phases sont apparues Une analyse chromatographique en phase gazeuse a
indiqué qu'il s'était formé du C 52.
Il va de soi que la présente invention n'a été décrite qu'à titre explicatif mais nullement limitatif, et que de nombreuses modifications peuvent y être apportées
sans sortir de son cadre.
Claims (16)
1 Procédé de dissolution de dépôts de cire, de paraffine et/ou de soufre dans une canalisation ou un puits de pétrole ou de gaz, caractérisé en ce qu'il consiste à prévoir sur le site dudit dépôt un acide et un composé qui libère du sulfure de carbone au contact dudit acide, de manière que ledit dépôt soit dissous par le sulfure de
carbone libéré.
2 Procédé suivant la revendication 1, caractérisé en ce que le composé est choisi parmi des composés de formule I ou de formule II, dont la formule I est représentée par: S
R 1-X-C-SM+ (I)
o X est l'oxygène, le soufre ou un groupe disulfure; R 1 est l'hydrogène, un groupe -NH 4, un cation du groupe IA ou IIA, un groupe alkylammonium, un groupe alkylphosphonium, un groupe arylammonium, un groupe arylphosphonium, un groupe alkyle, un groupe aryle ou un groupe alkaryle; et M+ est un cation du groupe IA ou IIA, un groupe -NH 4, un groupe alkylammonium, un groupe arylammonium, un groupe alkylphosphonium ou un groupe arylphosphonium; et la formule II est représentée par:
S
R 2 R 3 N-C-SM+ (II)
o M+ est tel que défini ci-dessus; et R 2 et R 3 représen-
tent indépendamment l'hydrogène, un groupe hydroxyalkyle, alkyle, aryle, alkaryle, alkoxyaryle, ou alkoxyalkyle, ou bien R 2 et R 3 peuvent former conjointement un noyau hétérocyclique de 3 à 7 chaînons dans lequel l'azote
constitue le ou les hétéroatomes.
3 Procédé suivant la revendication 1,
caractérisé en ce que ledit composé est ajouté audit acide.
4 Procédé suivant la revendication 2, caractérisé en ce que le noyau de 3 à 7 chaînons est un
noyau pipéridino, pyrrolidino, morpholino ou pipérazino.
Procédé suivant la revendication 1, caractérisé en ce que le composé est choisi dans le groupe
comprenant des sels d'acides di-, tri-, et tétra-thiocar-
boniques et des sels d'acides xanthiques.
6 Procédé suivant la revendication 1, caractérisé en ce que le composé est utilisé sous la forme
d'une solution aqueuse.
7 Procédé suivant la revendication 2, caractérisé en ce que M comprend un cation de métal choisi dans le groupe constitué des métaux sodium, calcium,
magnésium et lithium.
8 Procédé suivant la revendication 1, caractérisé en ce que l'acide est choisi dans le groupe comprenant des acides minéraux et des acides organiques forts. 9 Procédé suivant la revendication 8, caractérisé en ce que l'acide minéral est choisi dans le
groupe comprenant HC 1, H Br, H 2 SO 4, HF et H 3 PO 4.
Procédé suivant la revendication 8, caractérisé en ce que l'acide organique fort est choisi dans le groupe comprenant des acides carboxyliques et des
acides sulfoniques.
11 Procédé de déparaffinage de canalisations ou de puits de pétrole et de gaz, caractérisé en ce qu'il consiste: à injecter dans ladite canalisation ou ledit puits de pétrole ou de gaz, sur le site d'un dépôt de cire, de paraffine et/ou de soufre, un acide et une solution d'un composé capable d'engendrer du sulfure de carbone, ledit composé étant représenté par la formule I ou la formule II, la formule I étant représentée par S il
R 1-X-C-S M+ 1
o X est l'oxygène, le soufre ou un groupe disulfure; R 1 est l'hydrogène, un groupe -NH 4, un cation du groupe IA ou IIA, un groupe alkylammonium, un groupe alkylphosphonium, un groupe arylammonium, un groupe arylphosphonium, un groupe alkyle, un groupe aryle ou un groupe alkaryle; et M+ est un cation du groupe IA ou IIA, un groupe -NH 4, un groupe alkylammonium, un groupe arylammonium, un groupe alkylphosphonium ou un groupe arylphosphonium; et la formule II étant représentée par:
S
R 2 R 3 N-C-SM+ (II)
o M+ est tel que défini ci-dessus; et R 2 et R 3 représen-
tent indépendamment l'hydrogène, un groupe hydroxyalkyle, alkyle, aryle, alkaryle, alkoxyaryle, ou alkoxyalkyle, ou bien R 2 et R 3 peuvent former conjointement un noyau hétérocyclique de 3 à 7 chaînons dans lequel l'azote
constitue le ou les hétéroatomes.
12 Procédé suivant la revendication 11,
caractérisé en ce que le composé est ajouté audit acide.
13 Procédé suivant la revendication 11, caractérisé en ce que le noyau de 3 à 7 chaînons est un
noyau pipéridino, pyrrolidino, morpholino, pipérazino.
14 Procédé suivant la revendication 11, caractérisé en ce que le composé est utilisé sous la forme
d'une solution aqueuse.
Procédé suivant la revendication 11, caractérisé en ce que M+ comprend un cation de métal choisi dans le groupe constitué des métaux sodium, calcium,
magnésium, lithium.
16 Procédé suivant la revendication 11,
caractérisé en ce que l'acide est un acide minéral.
17 Procédé suivant la revendication 16, caractérisé en ce que l'acide minéral est choisi dans le
groupe constitué des acides H Cl, H Br, H 2504, HF et H 3 PO 4.
18 Procédé suivant la revendication 11,
caractérisé en ce que l'acide est un acide organique fort.
19 Procédé suivant la revendication 18, caractérisé en ce que l'acide organique fort est choisi dans le groupe constitué d'acides carboxyliques et d'acides sulfoniques. Procédé suivant la revendication 11, caractérisé en ce que le rapport de l'acide au composé est
d'environ 100:1 à environ 1,1:1.
21 Procédé de déparaffinage de puits ou de canalisations de pétrole ou de gaz, caractérisé en ce qu'il consiste à injecter dans le puits ou la canalisation sur le site d'un dépôt de cire, de paraffine et/ou de soufre, un acide et une solution d'un composé capable d'engendrer du sulfure de carbone, ledit composé étant choisi dans le
groupe comprenant des sels d'acides di-, tri et tétra-
thiocarboniques et des sels d'acides xanthiques.
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US07/502,094 US5053149A (en) | 1990-03-30 | 1990-03-30 | Method for dewaxing oil and gas pipelines or wells |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| FR2660360A1 true FR2660360A1 (fr) | 1991-10-04 |
Family
ID=23996313
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| FR9103884A Pending FR2660360A1 (fr) | 1990-03-30 | 1991-03-29 | Procede de deparaffinage de canalisations ou de puits de petrole et de gaz. |
Country Status (5)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US5053149A (fr) |
| CA (1) | CA2039211A1 (fr) |
| DE (1) | DE4108498A1 (fr) |
| FR (1) | FR2660360A1 (fr) |
| GB (1) | GB2242697A (fr) |
Families Citing this family (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CA2184240A1 (fr) * | 1995-08-29 | 1997-03-01 | Charles L. Kissel | Mode de traitement d'entretien pour systemes de production d'hydrocarbures |
| US6176243B1 (en) | 1998-03-30 | 2001-01-23 | Joe A. Blunk | Composition for paraffin removal from oilfield equipment |
| CN101959992B (zh) * | 2008-02-27 | 2013-09-04 | 国际壳牌研究有限公司 | 用于生产油和/或气的系统和方法 |
| RU2490296C2 (ru) * | 2010-06-15 | 2013-08-20 | Общество с ограниченной ответственностью "ПНГ-Энергия" (ООО "ПНГ-Энергия") | Состав для удаления асфальтено-смоло-парафиновых отложений |
| US10711176B2 (en) * | 2018-10-03 | 2020-07-14 | David O. Trahan | Method, process, apparatus and chemicals to produce and inject paraffin treating compounds |
Citations (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3724552A (en) * | 1971-11-01 | 1973-04-03 | Mobil Oil Corp | Well treating method to remove paraffin deposition |
| EP0356001A2 (fr) * | 1988-07-22 | 1990-02-28 | Union Oil Company Of California | Dissolution de dépôts paraffiniques/bitumineux et réduction du point de goutte |
Family Cites Families (18)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2267548A (en) * | 1941-12-23 | Art of extracting oil from the | ||
| US1844883A (en) * | 1927-01-26 | 1932-02-09 | Tretolite Co | Process for preventing accumulation of solid matter from oil wells, pipe lines and flow lines |
| US3241614A (en) * | 1963-07-08 | 1966-03-22 | Socony Mobil Oil Co Inc | Cleaning of wellbores |
| US3375192A (en) * | 1964-09-25 | 1968-03-26 | Canadian Ind | Method for cleaning oil and gas wells employing carbon disulfide-pentane mixtures |
| US3298907A (en) * | 1965-01-21 | 1967-01-17 | Du Pont | Non-flammable carbon disulfide fumigant composition |
| US3400104A (en) * | 1965-03-02 | 1968-09-03 | Allied Chem | Process for preparing organic disulfides |
| US3558510A (en) * | 1967-01-23 | 1971-01-26 | Freeport Sulphur Co | Method for raising the autogenous ignition temperature of carbon disulfide |
| US3558509A (en) * | 1967-01-23 | 1971-01-26 | Freeport Sulphur Co | Means for raising the autogenous ignition temperature of carbon disulfide |
| US3563315A (en) * | 1969-07-08 | 1971-02-16 | Pan American Petroleum Corp | Well cleaning method |
| US3700594A (en) * | 1969-12-17 | 1972-10-24 | Petrolite Corp | Carbon disulfide emulsions |
| US3732166A (en) * | 1969-12-17 | 1973-05-08 | Petrolite Corp | Process of cleaning wells with carbon disulfide emulsions |
| US3644433A (en) * | 1970-03-20 | 1972-02-22 | Exxon Research Engineering Co | Increasing autoignition temperature of cs2 |
| US3655556A (en) * | 1970-08-14 | 1972-04-11 | Lubrizol Corp | Nitrogen-, phosphorus- and sulfur-containing lubricant additives |
| US4180469A (en) * | 1977-12-30 | 1979-12-25 | Amchem Products, Inc. | Dithiocarbamate sulfonium salt inhibitor composition |
| US4239630A (en) * | 1978-11-29 | 1980-12-16 | Standard Oil Company (Indiana) | Method for dissolving sulfur deposits rapidly |
| US4379490A (en) * | 1981-04-22 | 1983-04-12 | Standard Oil Company (Indiana) | Method for removal of asphaltene depositions with amine-activated disulfide oil |
| US4537684A (en) * | 1983-12-29 | 1985-08-27 | Union Oil Company Of California | Control of metal-containing scale deposition from high temperature brine |
| FR2573991B1 (fr) * | 1984-12-03 | 1989-10-13 | Elf Aquitaine | Procede et produit pour la dissolution du soufre |
-
1990
- 1990-03-30 US US07/502,094 patent/US5053149A/en not_active Expired - Fee Related
-
1991
- 1991-03-15 DE DE4108498A patent/DE4108498A1/de not_active Withdrawn
- 1991-03-25 GB GB9106303A patent/GB2242697A/en not_active Withdrawn
- 1991-03-27 CA CA002039211A patent/CA2039211A1/fr not_active Abandoned
- 1991-03-29 FR FR9103884A patent/FR2660360A1/fr active Pending
Patent Citations (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3724552A (en) * | 1971-11-01 | 1973-04-03 | Mobil Oil Corp | Well treating method to remove paraffin deposition |
| EP0356001A2 (fr) * | 1988-07-22 | 1990-02-28 | Union Oil Company Of California | Dissolution de dépôts paraffiniques/bitumineux et réduction du point de goutte |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| DE4108498A1 (de) | 1991-10-02 |
| US5053149A (en) | 1991-10-01 |
| GB2242697A (en) | 1991-10-09 |
| GB9106303D0 (en) | 1991-05-08 |
| CA2039211A1 (fr) | 1991-10-01 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CA1158664A (fr) | Oxydes d'amines a groupement perfluoroalkyle et utilisation de ces produits dans des compositions extinctrices | |
| CA2108992C (fr) | Procede pour reduire la tendance a l'agglomeration des hydrates dans les effluents de production | |
| FR2609648A1 (fr) | Agent desemulsifiant et antisalissure apte a separer des melanges eau-hydrocarbures, eventuellement mis en emulsion, et applications de cet agent | |
| EP0228311B1 (fr) | Composition d'hydrocarbures lourds à viscosité abaissée, sous forme d'émulsion multiple, et procédé pour sa préparation | |
| FR2694213A1 (fr) | Méthode pour réduire la tendance à l'agglomération des hydrates dans des effluents de production. | |
| CA2245212C (fr) | Methode pour transporter des hydrates en suspension dans des effluents de production | |
| FR2660360A1 (fr) | Procede de deparaffinage de canalisations ou de puits de petrole et de gaz. | |
| FR2521636A1 (fr) | Procede de recuperation de petrole utilisant des sulfonates tensio-actifs derives de charges aromatiques extraites | |
| EP2097162A2 (fr) | Molecules stabilisantes d'asphaltene presentant un motif tetrapyrrolique | |
| EP0416969A1 (fr) | Nouvelles émulsions eau dans huile et leur application à l'élimination du sulfure d'hydrogène | |
| FR3044321A1 (fr) | Composition pour limiter la formation et/ou l'agglomeration d'hydrates de gaz | |
| FR2749881A1 (fr) | Inhibition de la formation de tartre a partir des saumures de puits de petrole en utilisant une composition a liberation lente | |
| WO2020161408A1 (fr) | Utilisation d'esteramine pour prévenir l'agglomération d'hydrates de gaz | |
| EP1053780B1 (fr) | Procédé de fabrication de compositions utilisables comme agents de surface émulsifiants et dispersants | |
| LU84445A1 (fr) | Procede de traitement d'eaux de mers polluees par des huiles minerales | |
| FR3140089A1 (fr) | Composition inhibitrice de corrosion en phase gaz exposee a l’eau condensee | |
| FR2689138A1 (fr) | Procédé de lavage de particules solides comportant une solution de sophorosides. | |
| Swingle et al. | Petroleum oils and oil emulsions as insecticides, and their use against the San Jose scale on peach trees in the south | |
| EP1676896A1 (fr) | Méthode pour transporter des hydrates en suspension dans des effluents de production utilisant un additif non-polluant | |
| FR2593722A1 (fr) | Procede pour concentrer un surfactant dans une solution de sel et son application a la recuperation de petrole | |
| FR3092330A1 (fr) | Inhibiteur d’hydrates à faible dose | |
| LU83961A1 (fr) | Compositions et procede pour l'elimination de nappes d'huile a la surface des eaux | |
| FR3092331A1 (fr) | Composition pour prévenir l'agglomération d'hydrates de gaz | |
| WO2023099848A1 (fr) | Composition moussante compatible avec l'acier pour la récupération assistée d'hydrocarbures | |
| FR2523137A1 (fr) |