输油管道的在线热化学脱蜡方法 本发明涉及一种输油管道的在线热化学脱蜡方法。具体地说，本发明涉及大型输油管道的在线热化学脱蜡方法，这些输油管道没有或缺乏在脱蜡过程中排放正在生产的油的替代管道。本方法是在有溶剂存在的条件下借助氮气发生系统(SGN，葡萄牙语为“SistemaGerador de Nitrogenio”)实现的，溶剂是生产或输送的石油。在脱蜡过程中石油的生产不中断。
根据海底管道中的输送的石油的物理化学特性，会发生已知的石蜡沉积/结蜡现象，其结果是损失了负荷和提高了成本。石蜡沉积现象基本上包括有机物在整个管道中的逐渐和累积沉积。因此，当受流动条件和海底流动方式的影响，所生产的油中石蜡含量高于3wt％时，具有高的石蜡沉积趋势。
沉积与海底的低温、油与整个海底管道之间的温差、油和气体地流量、剪切分散、重力分离和布朗运动密切相关。石蜡晶体的产生与WAT(蜡表观温度)有关，WAT定义为“…在等压条件下，油经前述热处理和控制冷却速度时，在油中开始产生固相的最高温度…”。
US 4755230提出使用产生热和氮气的反应使输送烃的管道脱蜡，同时借助水包油乳化液和HCl作为产生氮气和热的反应的活化剂，该文献在这里引入作为参考。该方法进一步需要使用晶体改性剂以保持石蜡的浊点尽可能低，从而避免冷却后在管道中再沉积。该方法的应用还需要使管道的含蜡部分与管道的其余部分隔离。该方法的实施能产生这样的位置-在管道内石蜡沉积物被简单地置换，而不能有效地排出。此外，处理溶液的泵送方向可能引起在管道的一端形成孔塞，以至于由于过压发生管道故障。
本申请人的GB-B-2276218(全文并入本文作为参考)涉及借助氮气发生系统/乳化液，使用乙酸作为延迟活化剂，使粗至4英寸(10.16cm)长至10km的管道脱蜡。产生氮气和热量的盐溶液在处理船上制备，每一种盐溶液在单独的容器中制备。
本申请人在1996年10月31日申请的美国专利申请号08/742126(全文并入本文作为参考)，涉及长达50,000米内径达12英寸(30.48cm)的管道的脱蜡，使用了氮气发生系统，其中产生氮气和热量反应的延迟活化剂为控制加氢降解(hydrodegradability)的聚己二酸酐。在USSN 08/42126所提出的方法中，氮盐溶液是在生产平台上的一个容器中制备的。加入NaOH并用有机溶剂乳化使含盐溶液稳定。延迟活化剂加入到流动的氮盐乳化液中。有机溶剂的例子有煤油。该方法要求清空或取代管道中的所有油。然后，从平台上的钻塔或通过辅助管道向管道中泵入处理流体；流体作用于石蜡沉积物使沉积物流化，作用时间是氮盐之间进行化学反应所需的时间。除去废流体和乳化石蜡，重新开始生产。
因此，现有技术方法或者需要昂贵的船上服务，如GB-B-2276218，或者需要中断油的生产，如USSN 08/42126，对过程的经济性来说，这是严重的缺点。进一步说，这些方法对于缺乏在脱蜡过程中排放正在生产的油的替代管道的输油管道是不适用的。
因此，在管道脱蜡领域中，需要一种使用氮气发生系统的热化学方法对大型输油管道进行脱蜡，其中能产生氮气和热量的盐溶液可以与生产油混合。这样能避免中断油的生产，不需石油馏分作为溶剂，是非常经济的。本发明方法满足了这种需要。
从广义上讲，本发明涉及使用氮气发生系统以在线方式从烃输送管道中排出石蜡或蜡沉积物的方法，其中热化学作用使石蜡沉积物与用作溶剂的石油以及由氮反应试剂化学产生的热量和氮气充分接触。
借助氮气发生系统使输油管道脱蜡热化学方法包括以下步骤：
a)对在管道中流动的油取样，确定油的WAT(蜡表现温度)，测定油在管道中沉积石蜡的趋势，确定管道中石蜡物质的位置；
b)通过确定流化管道中存在的石蜡物质所需的油量确定脱蜡工艺的范围；
c)经管道连续泵入含有能产生热量和氮气的盐溶液、油和延迟活化剂的处理流体，其量足以在生产油时使管道脱蜡。
在步骤c)之前，通常进行中试验以确定脱蜡所需的盐溶液和活化剂的量。
在泵入结束后，在输出端收集处理所产生的废流体、富含石蜡的油和流体形式的废水溶液。
在本发明中—本发明方法是使用氮气发生系统SGN，使大型输油管道脱蜡的热化学方法—能产生氮气和热量的盐被混合，同时生产油，不必中断生产。因此，本发明方法是一种在线脱蜡方法，这种应用称之为“SGN/在线”方法。氮盐之间反应的活化作用可以通过加入乙酸或先前乳化的乙酸来获得的。
因此，本发明提供了一种使用氮气发生系统对输油管道进行脱蜡的在线热化学方法，其中，沉积在管道中石蜡的溶剂是正在生产或输送的石油。
本发明还提供了一种大型输油管道的在线热化学脱蜡方法，进行该方法时不需中断石油的生产，也不需要加入石油馏分作为石蜡溶剂，大量节约了成本。附图简述
图1绘出了溶剂/石蜡混合物的相图，其中，石蜡溶剂可以是现有技术中的活化煤油，也可以是本发明的石油掺混物。我们之所以称之为石油混合物，是因为在本发明中用作石蜡溶剂的油是一种来自不同油井中的石油掺混物或物理混合物，例如来自三个或更多油井的石油掺混物。图1表明，与使用煤油作为石蜡溶剂的情况相比，尽管石蜡在混合物中的熔点略低，石油掺混物作为石蜡溶剂的效率稍低，但是，使用所生产的石油作为溶剂仍然具有巨大的经济优势。本发明的公开
在本发明的说明书和权利要求书中，脱蜡流体或处理流体是由氮盐溶液获得的流体，氮盐溶液能产生氮气和热量，如亚硝酸钠和氯化铵，或硫酸钠和氯化铵，产生氮气和热量的反应是借助如乙酸的延迟活化剂激发的。
按照本发明的借助氮气发生系统的热化学方法结合了溶解、搅拌和热量的作用，有效地流化沉积在输油管道中的石蜡。正如前面所描述，本发明方法特别涉及在处理过程中不能影响生产的输油管道。
本发明方法涉及大型地上、地下或海底输油管道的脱蜡，这些管道经常在降低的温度下输送石油或其馏分，如在低于10℃的温度下。用于本发明的氮气和热量是在有延迟活化剂存在的条件下由氮盐之间反应产生的。例如，由亚硝酸盐与铵离子之间的反应产生氮气和热量，亚硝酸盐和铵离子存在于这些盐的水溶液中。用于处理流体的溶剂是正在生产或输送的石油本身。
产生氮气和热量的水溶液包括：a)含有至少一个连接有至少一个氢原子上的氮原子的化合物，该化合物在酸溶液中能快速放热氧化，从而产生热量和氮气，以及是液体的或能溶解的、对管道来说基本是惰性的副产物；b)能氧化化合物a)的至少一种氧化剂；和c)能将溶液pH维持在7.0-7.5的缓冲系统。
用于本发明的优选a)和b)混合物包括氯化铵和亚硝酸钠(“C+N溶液”)，以及硫酸铵和亚硝酸钠(“C+S溶液”)。在一优选实施例中，向盐溶液中加入有机溶剂-在本发明方法中是正在生产的油。所使用的氮盐水溶液中每一种盐的摩尔浓度高到达4.5摩尔。
按照本发明，处理输油管道的概念是基于石蜡沉积物的不可逆流化，流化是由于提高流体的温度，流动过程中内部紊动，以及石蜡沉积物进入用作本方法溶剂的石油中同时作用的结果。
在本发明中，“流送管道”或“生产管道”是指将油从油井输送到平台的管道，而“输油管道”是指将已在平台分离中生产、处理、分离的油输送到终端或储罐的管道。输油管道的直径通常大于生产管道的直径，例如输油管道的直径为8英寸(20.32cm)，而生产管道的直径为4英寸(10.16cm)。
在本说明书中，用作溶剂的石油通常是从几口油井—例如三口油井—中收集的石油的掺混物。掺混物在平台分离器中分离出气体和生成的水后通过输油管道输送。
此外，在本说明书中，“乳化在所产油中的氮盐溶液”并不意味着有加入到氮盐溶液中的乳化剂。实际上，氮气产生了紊动，自然乳化了石油中的能产生氮气和热量的盐溶液(不稳定乳化液)。
用于本发明的热化学方法中的处理流体主要含有氮盐溶液，该盐是氯化铵和亚硝酸盐或硫酸铵和亚硝酸钠，乳化在所产油的物流中，所产油从平台的油气分离器出口温度被加热。正如在GB-B-2276218和USSN 08/742126中所提到的，乳化在所产油物流中的氮盐溶液浓度能优化地产生脱蜡所需的氮气和热量，这些文献在这里引入作为参考。对每种氮盐，溶液通常具有高达4.5摩尔浓度。使用同一容器制备氮盐溶液。这了保持溶液的稳定，控制加入NaOH溶液，将pH保持在7.0-7.5。
进一步说，本发明使用了延迟活化的概念，是基于氮盐本身不能反应产生所需量的氮气和热量，需要活化剂。然而，需要指出这种活化不是立即或瞬时的，因为相应于泵送所需量的处理流体的期间，要求在盐之间有一段不反应的期间。按照所需延迟的长度，延迟活化剂可以是浓乙酸(100％)，或已乳化的浓乙酸，例如，用乙酸、水和脂肪烃以及乳化剂或表面活性剂制备的油包水乳化液，脂肪烃的例子有戊烷、己烷或石油馏分，如柴油。
用于产生热量和氮气的延迟活化剂可以是USSN 08/742126中所提出的，即控制加氢降解(hydrodegradability)的聚己二酸酐，它以溶液的形式使用。可以使用常规乙酸，正如GB-B-2276218中所述。也可以使用乳化的乙酸，正如US5,183,581中所述。
在本发明的一个方案中，以处理流体的总体积为基准，反应可以用浓度为0.15-0.50体积％的乙酸来活化。
在另一方案中，以处理流体的总体积为基准，可以使用由乙酸/水/脂肪烃制备的油包水乳化液，其量为0.75-1.25体积％。
按照这一方案，活化剂是浓乙酸(100％)在水中的溶液，其中存在脂肪烃，形成了油包水的乳化液，其中存在表面活性剂。脂肪烃通常是C5-C7的直链烃，如正戊烷、正己烷或正庚烷，或石油馏分，如柴油。活化剂的活性组分是乙酸。乳化液的内部相或水相由体积比为1∶1的水和乙酸组成。外部相或油相可以是如柴油。内部相和外部相的相对量可以在很宽的范围内变动，只要能保持外部相的必要稳定即可。因此，外部相的下限是25体积份，剩余的75体积份是37.5份的水和37.5份的浓乙酸。外部相的上限是75体积份，剩余的25体积份是12.5份的水和12.5份的浓乙酸。作为活化剂，以体积为基准，优选量为20份水/20乙酸/60柴油，再加上表面活性剂。
所用活化剂乳化液的量是活性组分—即乳化液中的乙酸—量的函数。例如，如果活化乳化液含有较少量的乙酸，为了实现给定的活化必须使用较大体积量的乳化液。因此，相对于处理流体总体积，如使用1体积％的20份水/20乙酸/60柴油乳化液，相当于0.2％的活性物质，延迟氮盐之间的反应18分钟(参看下表4)。
如果活化乳化液中活性物质的量较少，必须向处理流体中加入较大体积量的活化剂，通过提高乳化液的稳定性得到了较长的延迟时间(参看下表4中的04)。
可以向烃包乙酸水溶液的油包水乳化液中加入亲油性表面活性剂。在可用于本发明的亲油性表面活性剂中，可以使用以脂肪酸为基础的表面活性剂，如容易购得的脱水山梨醇酯。
以活化剂乳化液总体积为基础，用作延迟活化剂乳化液中乳化剂的表面活性剂的体积量为0.5-1.5％。
所用处理流体的量通常是以第一次数值模拟为基础确定的，第一次数值模拟考虑了要除去石蜡的含量和特性。这一模拟产生了油在管道中流量的热对数(thermal log of the flow)。热对数评估了结蜡现象的严重性。
第二次数值模拟考虑了脱蜡过程中流体的热动力行为。
导致了本发明的研究的第一步是确定组成氮气发生系统(SGN)的反应物的饱和溶液的热和动力学化学行为，例如，有先加热到接近平台油气分离器出口温度的油存在的条件下，氯化铵和亚硝酸钠溶液(C+N溶液)。这一方案导致了氮盐之间反应的较长延迟，所用的延迟活化剂是乳化在水/柴油中的乙酸，其中存在亲油性表面活性剂。
现已发现用硫酸铵氯化铵是有利的，对反应动力学没有害处，硫酸盐容易购得。
一般说来，本发明的大型输油管道在线脱蜡方法包括以下步骤：
-对正在生产的油取样，借助DSC(示差扫描量热法)确定WAT(蜡表现温度)，然后进行数值模拟，以确定结蜡现象和其在管道中的位置；
-测定所生产石油作为石蜡溶剂的能力，以确定流化石蜡所需的油/蜡最佳比率；
-借助数值模拟，，以在结蜡现象中的流体热动力学行为为基础设计脱蜡处理；
-根据能产生热量和氮气的盐溶液在平台实验室中测定反应动力学；
-从平台上按前面确定的量泵送：a)由如C+N或S+N组成的处理流体，b)来自分离器的油，和c)延迟活化剂；
将富蜡油和废流体接受到终点站或储罐中。
残余的氮气释放到大气中，同时来自水溶液的水也排放掉。
根据WAT(蜡表观温度)与石蜡沉积现象之间的关系，本研究中需要确定WAT，因为在这一温度以下将发生石蜡沉积现象。举例说，来自不同油井中的油以及这些油的掺混物—在平台分离器中分离掉气体后被输出到终点站—的WAT以运动粘度为依据来确定。下表1列出了这些数据。
表1管道中油的温度 (℃) 运动粘度(mm2/s) 井1 井2 井3 掺混物 2 120.9 136.7 179.2 ---- 4 97.1 114.2 148.9 244.4 6 71.6 94.2 118.6 187.9 8 58.7 80.3 100.4 127.5 30 15.8 23.8 27.5 29.8 35 12.9 19.0 22.0 23.9 38 11.3 16.6 19.3 21.0 45 8.6 12.4 14.4 16.0 WAT温度(℃) 12.1 13.6 14.4 15.1
表中还说明了管道中油的温度升高，油的运动粘度下降。
考虑到不同油井中结蜡趋势，现已发现，因为从油井1到平台的输油管道不是很长，在尽管WAT低，但没有结蜡。但是，从油井2和3输送油的输油管道从第2千米在软管上具有强的结蜡趋。这些井的海底流动方式意味着油将被冷却到低于其相应WAT。油在第一分离器中处理后，所得到的掺混物的WAT稍微升高(15.1℃)，用直径为8英寸(20.3cm)长为21千米的管道输送到整体浮标时，负荷逐渐损失，其流量由2400立方米/天，下降到2000立方米/天。为原始设计能力的80％，或者说损失了20％。
同时，还损失了分离器的热效率，以至于油的出口温度由75℃下降到55℃。其结果是，油变得更粘，油的流动性能进一步下降，例如，降低到1700立方米/天，即原始日流量的70％。因此，作为出口温度和油流量的下降的结果，可以预见相应于WAT的温度。因此，可以预见管道中的结蜡会增加，主要在靠近平台的部分。
在研究中，油井1、2和3中的油的化学特性已表明，石蜡含量为3-5重量％，沥青质含量为0.6-2.1重量％，当经受该流动条件和海底流动方式特征时，具有高的有机物沉积趋势。
表2列出了油井1、2和3中的油的物理化学特征。
表2 物理化学特征 运动粘度(mm2/s) 井1 井2 井3 掺混物 石蜡含量(％) 4.4 3.0 4.9 4.2 沥青质含量(％) 0.58 1.8 2.1 1.6 水含量(％) 0.06 0.06 0.04 0.04 Kuop因子(-) 12.0 12.0 10.8 ---- App.密度(-) 0.868 0.879 0.887 0.878 API° 30.8 28.8 27.3 ---- 石蜡倾点(℃) -15 -20 -20 ---- WAT温度(℃) 12.1 13.6 14.4 15.1
然后，需要确定通过管道输送的石油掺混物或物理混合物是否可以用作本发明方法—SGN/在线—的石蜡溶剂。现已发现，当石蜡与油掺混物混合时，熔点下降，其方式与石蜡与煤油—如活化煤油—混合时所观察到的方式相同。这一点说明在下表3中。表3中的结果示于图1中。
在该表中，当石蜡与作为溶剂的石油掺混物或煤油混合时，测定了石蜡(通常是C21H44)的熔点。当溶剂/石蜡比率为零时，熔点是纯石蜡熔点。为了测定溶剂存在时的石蜡熔点，石蜡被熔化并在适当的溶剂/石蜡重量比下混合。然后冷却混合物，直到石蜡固化。然后，通过缓慢加热直到石蜡熔化来测定石蜡的熔点。在各种溶剂/石蜡重量比率下进行测定。当石油掺混物用作溶剂时，如果海下深水中的正常温度(10-15℃)高于石蜡熔点，为流化石蜡需要至少3∶1的溶剂/石蜡比率。当溶剂相对较少时，正常的海底温度不能有效地熔化石蜡。当使用煤油作为溶剂时，为使石蜡熔点低于正常的海温度，所需的溶剂/石蜡比率至少为3∶2。然而，为使用煤油作为溶剂，需要离线操作。使用正在通过管道输送的石油作为石蜡溶剂，确保了本发明的脱蜡方法在线进行。不需要中断油的流动，是有利的。
这还意味着石油—某油田的不同生产油井中的石油掺混物—能容易地用作本发明中热化学方法的有机溶剂。进一步的优点是油以接近75℃的温度离开管道，表明在本方法中使用了附加的热能。。
表3 溶剂/石 蜡 (g/g) 溶剂 煤油 掺混物 石蜡熔点 (℃) 焓(J/g) 石蜡熔点 (℃) 焓(J/g) 0 42.8 230 42.8 230 1∶2 23.2 126 27.7 128 1∶1 18.0 86 21.2 94 3∶2 13.6 66 ---- ---- 2∶1 10.4 56 17.4 63 3∶1 5.7 43 13.8 60 4∶1 ---- ---- 4.3 30
下表4说明了分散在本发明方法中作为石蜡溶剂的石油掺混物中的氮气发生系统的化学反应动力学的数据。现已发现，如果混合物保持在近似绝热条件下，并用0.2％乙酸活化，C+N溶液的量从10体积％提高到30体积％，促使了最大温度从79℃升高到100℃。
表4 组成和 参数 测试号01 02 03 04 05 06 07 溶液C+N C+N C+N C+N C+N C+N S+N3溶液的体积％10 20 30 20 20 20 20掺混物(体积％)90 80 70 80 80 80 80原始温度(℃)51 53 51 46 49 51 48活化剂AcOH1 AcOH1AcOH1AcEM2AcEM2 AcEM2 AcEM2活化剂(体积％)0.20 0.20 0.20 0.75 1.0 1.25 0.75溶液的原始pH7.0 7.0 7.0 7.0 7.0 7.0 7.0最高温度(℃)79 91 100 85 98 89 93反应时间(分)15 13 12 25 18 14 27N2产量(摩尔％)65 89 92 80 88 96 86
1浓乙酸(100％)
2乙酸/水/柴油20/20/60乳化液
3S+N溶液(4.5摩尔)
表4的数据说明，使用20体积％的C+N溶液与石油掺混物的混合物，在13分钟的期间内获得了不超过91℃的温度，其反应产率在90％以内，这一数值对于油田操作是完全能接受的。
另外，制备由亲油表面活性剂稳定的柴油包乙酸乳化液，并用作有效的延迟活化剂。这一乳化液引起稍微较长延迟(与乙酸活化剂相比)以激发产生热量和氮气的反应，这对满足管道的流量和压力要求是有用的。例如，浓度为0.75体积％的乙酸乳化液时，提供开始反应的延迟是25分钟，浓度为1.0体积％时，延迟为18分钟，N2产率为88摩尔％。所以使用乙酸作为延迟活化剂，不管是稀释的还是乳化的，都能满足本发明的要求。
表4中的动力学数据还说明，硫酸铵的性能与氯化铵的性能非常类似，所以可用它代替氯化铵。硫酸铵是一种非常便宜的盐。它在进行输油管道测试的区域生产。
因此，以前面测定的WAT数据、所输送油的化学特征、石油/石蜡混合物的相图、产生氮气和热量的化学反应的动力学数据为基础，技术人员可以对任何给定的输油管道进行脱蜡操作的设计，在本实验中，是在Campos Basin,Rio de Janeiro,Brazil的平台上。
输油管道的脱蜡操作设计步骤中，研究所在地的生产数据和海底流动方式按表5进行估计。现已发现，在研究区域，生产的严重下降与油井2和3的生产管道和输油管道中的蜡沉积密切相关，还注意到，由于分离器出口油温的不必要下降，加重了石蜡沉积现象。
表5 生产油井 井1，井2，井3 生产平台@625米 管道21000米；@内径8英寸(30.32)；32.4升/分钟 正常体积680m3 海底整体浮子@173米 整体浮子@0米 油流量开始时2400m3/天，结蜡后为2000m3/天和1680m3/天 出口温度75℃(设计)；55℃(可能)75℃(实际) 结蜡情况管道在70％的设计流量和530pis(372627kg/m3)的压力下操作；假设在管道的前半部分剧烈结蜡。
假设管道中油的加热可能防止管道中石蜡的沉积。然而，考虑到延长管道的长度—21,000米—这是不可行的。另一方面，在不同起始温度下的油流量数值模拟表明结蜡现象的开始。如果进行，如加热这样的单一动作可能是将原始结蜡现象的原始位置向整体浮子方向移动。
涉及从平台向整体浮子输送油步骤的初步热量衡算可以估计油的热损失，相当于一标称体积管道为16×106千卡。
基于管道中油体热损失的上述数据，再加上促使存在于管道中的石蜡沉积物流化的最小剩余热，获得了按SGN/在线模式的假定处理流体体积。这一体积为136m3标准C+N溶液，它可以产生40×106千卡的热量。所得到的热量能引起管道内温度上升93℃，与油的溶解作用和氮气的机械流化作用一起，足以促使石蜡沉积物的不可逆流化。
在输油和输油管道处理中的热量衡算如下。
A)在输油中的热量损失
热量=680m3×0.878kg/l×0.66 kcal/kg℃×(75-14℃)=
热量损失=24,036,000 kCAL
B)在管道处理中产生的热量
热量-136m3*×4.5mol/L×75 Kcal/L×0.88摩尔/摩尔=
产生热量=40,392,000 Kcal
C)处理中的平均温度**
40,932,000-24,036,000=680×0.80×0.878×0.66×(Teq-75)+680×0.20×1.0(Teq-25)
=93℃
*考虑按SGN/在线模式处理管道的特征，确定C+N溶液的体积(136m3)。考虑到这一体积能满足钻塔的操作和储存能力以及要处理管道部分的热量需求。
**其目的是简化处理流体温度平均值的计算以及操作的安全性，保守地假设在SGN/在线模式处理中，热量损失大致相当于在输油中观察的热量损失。为计算进行脱蜡处理的整个部分的实际温度，可以进行进一步的数值模拟。
按本发明的优选模式，在输油管道的脱蜡处理包括，在前述的油流量下降后，制备然后向输送油流中泵送C+N或S+N盐水溶液。这一下降具有与SGN进入流量相同的数量级。泵送C+N或S+N溶液可以用三缸正位移泵来进行，其流量为每分钟1.75桶(278.25升/分钟)。使用增量泵来对乙酸乳化液活化剂的在线投料，优选为油/C+N或S+N溶液混合物，为0.5-1.5加仑/分钟(1.89-5.68升/分钟)。按照这一模式，总泵送时间为约9.5小时。在本发明方法的脱处理操作中，不需要最终替换流体或延迟氮盐之间的化学反应的完成。
操作细节如下。操作模式 连续，并流操作的管理 油的起始流量下降到80％泵送方向 钻塔-管道-海底整体浮子-整体浮子-储罐处理流体的最终位置 升井-整体浮子(21000米)处理流体 C+N溶液/油+酸乳化液活化 在线，中等延迟(20-40分钟)
用于本发明方法的处理流体和酸乳化液可以用常规方法制备。必须特别小心控制盐溶液的最终pH和活化酸乳化液的稳定性。按照本发明，优选在半绝热条件下进行中试。对于这一试验，所准备的流体和油样品应当保持在分离器出口温度。
此外，应当注意，在脱蜡处理过程中得到的流体温度应当在线取样，以保证脱蜡处理在控制下进行。当其达到储罐时废流体的取样也应小心进行。
一旦储存在储罐中，石油掺混物的蜡含量不再成为问题，因为空间足够大。即使在船面上发现了石蜡沉积，也能容易地用机械方法除去。
脱蜡处理的典型特征如下。处理体积 680m3(相当于正常体积的100％)级数* 01有机溶剂 石油掺混物(井1、2和3)溶剂百分比 80体积％(544m3)盐溶液 C+N溶液，4.5摩尔(或S+N溶液)溶液百分比 20体积％(136m3)有效浓度 0.9摩尔反应活化剂 乙酸乳化液@20％活化剂量 1体积％，C+N溶液的体积为基础处理流体流量 每分钟7.50桶(1192.5升/分钟)石油流量 每分钟6.0桶(954升/分钟)C+N溶液流量 每分钟1.5桶(238.5升/分钟)活化剂流量 每分钟0.63克泵送周期 9.5小时停车时间 零最高温度 98℃@绝热；93℃(@计算)最高压力 690psi(@数值模拟)
应当注意，泵送周期是注入到输油管道的处理流体的函数。这一体积是管道中结蜡状况的函数。在泵送开始时，流动性低，然后，石蜡物质溶入石油中更容易，所以，在平均泵送周期内，相当于流过管道的流体的体积。
与现有方法相比，作为本发明脱蜡方法的其它优点，不需中断管道中的生产。这是因为脱蜡系统瞬时进行-没有脱蜡系统开始处理的等待期。这一性能在已有文献中求未知的，是意外的。
按照本发明，处理流体的组成和制备如下。
C+N溶液(136m3)—假定Ⅰ
工业水 88.5m3
氯化铵 32.8吨(32800kg)
亚硝酸钠 42.2吨(42200kg)
氢氧化钠 150kg(至pH为7.0) S+N溶液(136m3)—假定Ⅱ
工业水 272升
100％乙酸 272升
柴油 816升
表面活性剂 13.6升SGN/在线(680m3)
C+N溶液(或S+N溶液) 136m3
石油 544m3
乙酸乳化液 136m3
石油掺混物作为巴西Rio de Janeiro州Campos Basin平台输油管道化学脱蜡方法中溶剂的性能证明SGN/在线方法在技术和经济上是可行的。在线使用80/20(体积/体积)石油/C+N溶液的混合物所进行的数值模拟以及反应动力学试验强调了从21,000千米管道的前半部分完全排出有机沉积物的可能性。
应当指出，盐溶液可以基于氯化铵(C+N溶液)或硫酸铵(S+N溶液)或甚至其混合物来制备，只要保证盐之间的摩尔比即可。
因此，本发明的从输油管道热化学脱蜡方法能以非常经济的方法从这些管道中排出石蜡沉积物，因为不必中断生产。此外，从生产油时的热量是本发明的一部分这一观点看，大节约了能量。
通过按说明书和本申请权利要求书中描述的操作条件使用本发明方法，可以预见，在研究条件下能提高输油管道的流量，从每天1700立方米提高到24000立方米。这是在低成本下实现的，在脱蜡处理中几乎没有生产损失。