NO343553B1 - Fremgangsmåte og anordning for hemming av parafinavleiring på vegger i oljeledninger - Google Patents
Fremgangsmåte og anordning for hemming av parafinavleiring på vegger i oljeledninger Download PDFInfo
- Publication number
- NO343553B1 NO343553B1 NO20074273A NO20074273A NO343553B1 NO 343553 B1 NO343553 B1 NO 343553B1 NO 20074273 A NO20074273 A NO 20074273A NO 20074273 A NO20074273 A NO 20074273A NO 343553 B1 NO343553 B1 NO 343553B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- calcium
- pipeline system
- aqueous solution
- catalyst fluid
- bicarbonate
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 27
- 230000005764 inhibitory process Effects 0.000 title 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 38
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 33
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 33
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims description 31
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 26
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 26
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 claims description 25
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims description 22
- 239000013078 crystal Substances 0.000 claims description 17
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 16
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims description 16
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 16
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 claims description 15
- 230000005672 electromagnetic field Effects 0.000 claims description 12
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 11
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 claims description 8
- 239000011575 calcium Substances 0.000 claims description 8
- NKWPZUCBCARRDP-UHFFFAOYSA-L calcium bicarbonate Chemical compound [Ca+2].OC([O-])=O.OC([O-])=O NKWPZUCBCARRDP-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 8
- 229910000020 calcium bicarbonate Inorganic materials 0.000 claims description 8
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 claims description 8
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-M Bicarbonate Chemical compound OC([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 7
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 7
- CJDPJFRMHVXWPT-UHFFFAOYSA-N barium sulfide Chemical compound [S-2].[Ba+2] CJDPJFRMHVXWPT-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 6
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 claims description 6
- 230000008021 deposition Effects 0.000 claims description 5
- 238000001914 filtration Methods 0.000 claims description 3
- 230000001939 inductive effect Effects 0.000 claims description 3
- 239000001993 wax Substances 0.000 description 11
- 238000000151 deposition Methods 0.000 description 6
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 6
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 6
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 3
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 3
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 3
- 238000013461 design Methods 0.000 description 2
- 238000011161 development Methods 0.000 description 2
- 230000014509 gene expression Effects 0.000 description 2
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000007790 scraping Methods 0.000 description 2
- 241001365958 Ceroplastes cirripediformis Species 0.000 description 1
- MXBMODJMSXQJMT-UHFFFAOYSA-L barium(2+);carbonic acid;sulfate Chemical compound [Ba+2].OC(O)=O.[O-]S([O-])(=O)=O MXBMODJMSXQJMT-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 239000004615 ingredient Substances 0.000 description 1
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 230000005389 magnetism Effects 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 239000003607 modifier Substances 0.000 description 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 1
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- 238000006467 substitution reaction Methods 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 1
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B08—CLEANING
- B08B—CLEANING IN GENERAL; PREVENTION OF FOULING IN GENERAL
- B08B9/00—Cleaning hollow articles by methods or apparatus specially adapted thereto
- B08B9/02—Cleaning pipes or tubes or systems of pipes or tubes
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
- B01J19/00—Chemical, physical or physico-chemical processes in general; Their relevant apparatus
- B01J19/08—Processes employing the direct application of electric or wave energy, or particle radiation; Apparatus therefor
- B01J19/12—Processes employing the direct application of electric or wave energy, or particle radiation; Apparatus therefor employing electromagnetic waves
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B08—CLEANING
- B08B—CLEANING IN GENERAL; PREVENTION OF FOULING IN GENERAL
- B08B17/00—Methods preventing fouling
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C02—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
- C02F—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
- C02F1/00—Treatment of water, waste water, or sewage
- C02F1/48—Treatment of water, waste water, or sewage with magnetic or electric fields
-
- 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
-
- 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
- C23—COATING METALLIC MATERIAL; COATING MATERIAL WITH METALLIC MATERIAL; CHEMICAL SURFACE TREATMENT; DIFFUSION TREATMENT OF METALLIC MATERIAL; COATING BY VACUUM EVAPORATION, BY SPUTTERING, BY ION IMPLANTATION OR BY CHEMICAL VAPOUR DEPOSITION, IN GENERAL; INHIBITING CORROSION OF METALLIC MATERIAL OR INCRUSTATION IN GENERAL
- C23G—CLEANING OR DE-GREASING OF METALLIC MATERIAL BY CHEMICAL METHODS OTHER THAN ELECTROLYSIS
- C23G3/00—Apparatus for cleaning or pickling metallic material
- C23G3/04—Apparatus for cleaning or pickling metallic material for cleaning pipes
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B37/00—Methods or apparatus for cleaning boreholes or wells
- E21B37/06—Methods or apparatus for cleaning boreholes or wells using chemical means for preventing or limiting, e.g. eliminating, the deposition of paraffins or like substances
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Hydrology & Water Resources (AREA)
- Metallurgy (AREA)
- Water Supply & Treatment (AREA)
- Electromagnetism (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- General Health & Medical Sciences (AREA)
- Toxicology (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Catalysts (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
Description
FRAMGANGSMÅTE OG ANORDNING FOR HEMMING AV PARAFINAVLEIRING PÅ VEGGER I OLJELEDNINGER
I oljebrønner, strømningsledninger, og rørledninger oppstår det redusert strømning eller økt trykk som et resultat av at parafin feller ut fra oppløsning i den strømmende råolje eller hydrokarbonfluidet og belegger veggene i rørsystemet. Voks som har avleiret seg, er historisk blitt fjernet ved at voksen varmes opp til over blakningspunktet, ved at ledningen skrapes mekanisk med en polyplugg eller kutter, eller ved at det injiseres kjemikalier eller løsningsmidler. Vokskrystallmodifikatorer blir brukt for å hemme voksdannelse under fluidets blakningspunkt. Det pådras betydelig kostnad ved å varme opp ledningen, å skrape ledningen ren ved bruk av en rørledningsplugg eller mekanisk kutter, eller ved å bruke kjemikalier som hemmer voksavleiring.
Det er fastslått at visse elektromagnetiske radiofrekvensanordninger som er utformet til å forhindre avleiringsdannelse i vannførende ledninger, også vil hindre voksavleiring i oljerørledningssystemer som også fører en vandig fase med kjemikaliekomponenter for avleiringsdannelse. Eksempler på slike elektromagnetiske anordninger er beskrevet i amerikanske patenter 5,514,283; 5,667,677; og 5,935,433, som alle tilhører Stefanini, og som alle herved innbefattes i sin helhet gjennom henvisning. Slike anordningers generelle virkeprinsipp er som følger: En primærspole er montert utvendig på røret. En elektronisk krets aktiviserer primærspolen til å generere en serie radiofrekvenssignaler. Signalene danner et varierende eller pulsert elektromagnetisk felt i fluidet inne i røret. Feltet har generelt sirkulære strømningslinjer som er generelt koaksiale med røret og forplanter seg langs rørets lengde. Primærspolen og den elektroniske krets kan ha en rekke ulike former som er utformet til å tilveiebringe et optimalt elektromagnetfelt for en gitt anvendelse.
Andre anordninger basert på magnetisme og/eller magnetfelter generert av enten permanentmagneter eller elektromagneter er også tilgjengelige for å hindre parafinavleiring. Det finnes dessuten anordninger basert på piezoelektrisk-krystall-teknologi som kan brukes til behandling av parafin. Hver av disse ulike typer anordninger basert på elektrisk, magnetisk, og/eller elektromagnetisk felt, skal inngå i uttrykket "elektromagnetiske behandlingsanordninger" slik det brukes i dette skrift.
Det oppstår imidlertid et problem med slike anordninger ved at de ikke er i stand til å forhindre voksavleiring dersom fluidet er rent hydrokarbon, dvs. mangler en vandig fase, og avleiringskrystallene eller kjemikaliekomponentene ikke er til stede. Det som det derfor er behov for innenfor fagområdet, er en teknikk som skal kunne tillate disse elektromagnetiske anordninger å brukes i oljebrønner, strømningsledninger, og rørledninger som mangler en vandig fase og/eller de nødvendige avleiringskrystaller.
Patentskriftet GB 2440725 A beskriver en fremgangsmåte ved behandling av et rørledningssystem som fører hydrokarboner, for å hemme parafinavleiring, hvor fremgangsmåten omfatter å indusere et elektromagnetisk felt i hydrokarboner ført av rørledningssystemet, hvorved det elektromagnetiske felt bevirker dannelse av kimekrystaller av naturlig forekommende avleiringsdannende forbindelser og som derved får parafin til å avleire seg på kimekrystallene.
Patentskriftet US5872089 beskriver en anordning for å hindre parafinavleiring på innsiden av et rør som fører hydrokarboner, ved injeksjon av krystallstrukturer i hydrokarbonene.
Det beskrives i dette skrift en fremgangsmåte til behandling av hydrokarbonfluider for å hemme avleiring av parafinforbindelser på innsiden av rør og på andre flater. Fremgangsmåten innbefatter injisering av et katalysatorfluid som inneholder avleiringsdannende forbindelser, i hydrokarbonfluidet. De avleiringsdannende forbindelser kan være kalsiumkarbonat, kalsiumbikarbonat, kalsium, bikarbonatbariumsulfat, eller andre forbindelser/ingredienser. Katalysatorfluidet kan være en vandig eller ikke-vandig løsning. Fremgangsmåten innbefatter videre indusering av et elektromagnetisk felt i fluidet for å bevirke dannelse av kimekrystaller fra de avleiringsdannende forbindelser. Parafinet vil deretter hefte seg på kimekrystallene, dvs. avleiringspartiklene. De resulterende partikler kan deretter filtreres ut eller fjernes på annet vis fra løsningen. Parafinavleiring på innsiden av rør eller på andre flater blir derfor hemmet. Det beskrives også i dette skrift hydrokarbonbrønner og andre rørledningssystemer som er konstruert til å dra fordel av de beskrevne teknikker.
Tilleggsdetaljer og informasjon angående den beskrevne oppfinnelsesgjenstand er å finne i den følgende beskrivelse og i figurene.
Fig.1 illustrerer skjematisk en oljebrønn som innbefatter visse trekk ifølge den foreliggende beskrivelse.
Fig.2 illustrerer skjematisk en rørledning eller strømningsledning som innbefatter visse trekk ifølge den foreliggende oppfinnelse.
I den beskrivelse som følger, beskrives for klarhetens skyld ikke alle trekk ved faktiske gjennomførelser. Det skal selvsagt forstås at ved utvikling av enhver slik faktisk gjennomførelse, som i hvilket som helst slikt prosjekt, må det tas tallrike konstruksjonsmessige og tekniske beslutninger for å oppnå utviklerens spesifikke mål og delmål (f.eks. overholdelse av systembegrensninger og tekniske begrensninger), hvilke vil variere fra én gjennomførelse til en annen. Oppmerksomhet vil dessuten nødvendigvis være rettet mot riktige konstruksjons- og programmeringspraksiser for det aktuelle miljø. Det skal forstås at en slik utviklingsinnsats vil kunne være kompleks og tidkrevende, men vil ikke desto mindre være et rutineforetakende for vanlige fagfolk innenfor de relevante fagområder.
I denne beskrivelse kan uttrykkene "opp" og "ned"; "oppover" og "nedover"; "oppstrøms" og "nedstrøms"; og andre lignende uttrykk som angir relative posisjoner ovenfor eller nedenfor et gitt punkt eller element, bli brukt for tydelig å beskrive noen utførelsesformer av oppfinnelsen. Når slike uttrykk anvendes for apparater og fremgangsmåter til bruk i brønner som er avvikende eller horisontale, kan de imidlertid vise til fra venstre mot høyre, fra høyre mot venstre, eller annet forhold alt etter som.
Elektromagnetiske behandlingsanordninger som beskrevet ovenfor, er elektroniske, fysiske behandlingsanordninger. Vanligvis fremstiller anordningene et elektrisk, magnetisk, og/eller elektromagnetisk felt som bevirker dannelse av avleiring i løsning i stedet for flak på rørets vegger. Det er påvist at i hydrokarbonløsninger som inneholder parafin og andre vokslignende stoffer, virker disse avleiringskrystaller også som steder hvor parafinet kan hefte seg fast i stedet for å avleire seg på rørets vegger. Ettersom avleiring må være til stede for at slike anordninger skal hindre voksavleiring, vil injisering av avleiringsdannende forbindelser i brønner eller rørledninger som ikke innbefatter slike forbindelser, tillate bruk av elektromagnetiske behandlingsanordninger for å forhindre parafinavleiring. Kjemikalieinjeksjon er generelt kjent innenfor faget, men det gis en forenklet beskrivelse nedenfor.
Et utførelseseksempel til bruk i en oljebrønn er illustrert skjematisk på fig.1. En oljebrønn 100 innbefatter et foringsrør 102. Innenfor foringsrøret tilveiebringer en produksjonsrørstreng 104 gaten for produksjonen av hydrokarboner, hvilke kan innbefatte en blanding av olje og/eller naturgass. Et ringformet rom 106 er avgrenset av foringsrøret 102 og produksjonsrørstrengen 104. En kjemikalieinjeksjonsledning 108 er ført fra overflaten langs utsiden av produksjonsrørstrengen 104 inne i det ringformede rom 106. Denne kjemikalieinjeksjonsledning 108 begynner ved en høytrykkspumpe (ikke vist) som er i stand til å generere trykk som er tilstrekkelig til å overvinne borehullstrykket på dypet. Kjemikalieinjeksjonsledningen 108 ender ved en kjemikalieinjeksjonsstamme 110 som innbefatter en kjemikalieinjeksjonsventil 112. Mange forskjellige slike stammer og ventiler er kjent for fagfolk på området og er lett tilgjengelige fra tallrike produsenter. Injeksjonsstammer, overgangselementer, og ventiler i CI-serien produsert av Weatherford International egner seg til bruk i forbindelse med systemene beskrevet i dette skrift.
I en typisk installasjon for kjemikalieinjeksjon er kjemikalieinjeksjonsstammen 110 med kjemikalieinjeksjonsventilen 112 installert som en del av produksjonsrørstrengen 104. Kjemikalieinjeksjonsledningen 108 er ført fra kjemikalieinjeksjonsstammen 110 og til overflaten for å virke som en ledning for det injiserte fluid. Motstrømsenveisventiler (ikke vist) er installert ved injeksjonspunktet for å hindre at strømning fra produksjonsrøret trenger inn i injeksjonsstrømningsbanen. En høytrykkspumpe som er i stand til å overvinne nedihullstrykket, er installert på overflaten for å pumpe kjemikalieinjeksjonsfluidet til injeksjonspunktet. Det kan dessuten være tilveiebrakt ett eller flere injeksjonspunkter langs produksjonsrøret.
Ved injeksjonspunktet (eller punktene) blir kjemikalieinjeksjonskomponentene brukt til å føre inn en løsning inneholdende avleiringsdannende forbindelser i brønnen. Denne løsning, som kan være kjent som katalysatorfluid, kan ha en rekke ulike former. Blant slike fluider finnes vandige løsninger av kalsium, karbonat, bikarbonat, kalsiumkarbonat, og/eller kalsiumbikarbonat. Bariumsulfid i vandig løsning kan også brukes. En rekke forskjellige andre avleiringsdannende kjemikalier, både i vandig og ikke-vandig løsning, vil også være innlysende for fagfolk på området. Den vesentlige egenskap ved slike forbindelser er at de skal være i stand til å danne avleiringskimekrystaller i nærvær av elektromagnetiske felter indusert av den elektromagnetiske behandlingsanordning 114 som er koplet til produksjonsrøret ved overflaten. Disse kimekrystaller gir voksen et sted å hefte seg fast som ellers ikke ville være til stede, og forhindrer derved at voksen avleirer seg på rørets vegger.
Voksen som således er effektivt suspendert i produksjonshydrokarbonene, kan fjernes ved overflaten eller ved endestasjonen. Én mekanisme for fjerning av parafin er filtrering. Alternativt vil parafinavleiringene typisk flyte oppå de produserte hydrokarboner, og produksjonshydrokarbonene kan således tappes ut ved bunnen av en egnet tank eller rensebasseng. Begge teknikker tilveiebringer betydelige kostnads- og kompleksitetsbesparelser fremfor kjente teknikker for parafinfjerning fra produksjonsrøret, hvilke ble gjort rede for ovenfor.
Alternativt er det ikke nødvendig å innbefatte kjemikalieinjeksjonsledningen 108. For eksempel kan katalysatorfluidet injiseres direkte i brønnens ringrom. Ved ringromsinjisering foretrekkes det vanligvis å belegge de overflater som er blottlagt mot ringrommet og å injisere større mengder katalysatorfluid til å begynne med. Som det vil forstås av en fagmann på området, blir denne type injeksjon brukt med hell over hele oljefeltet for ulike behandlingsanvendelser.
De teknikker som beskrives i dette skrift, er dessuten ikke begrenset til oljebrønner. Strømningsledninger og rørledninger kan behandles på lignende måte. For eksempel illustrerer fig.2 en strømningsledning eller rørledning 200 som omfatter rør 202. Strømning av hydrokarboner i rørledningen er illustrert med retningspilen. Én eller flere kjemikalieinjeksjonsledninger 204 tillater katalysatorfluid, som beskrevet ovenfor, å bli injisert i rørledningen. Pumpene 206 som injiserer katalysatorfluidet, kan være hvilke(n) som helst av en rekke forskjellige pumpetyper som er i stand til å imøtekomme kravene til katalysatorfluidstrømning ved rørledningstrykket. En fagmann på området vil anse det som et rutineforetakende å velge ut en slik pumpe. Én eller flere elektromagnetiske behandlingsanordninger 208 kan være anbrakt langs røret, som foreskrevet i de innbefattede referanser. Som i utførelsesformen med brønn kan de vokspartikler som danner seg rundt kimekrystallene, fjernes på destinasjonsstedet ved filtrering eller andre egnede teknikker.
En fagmann på området vil forstå at mengden katalysatorfluid og konsentrasjonen av avleiringsdannende forbindelser i dette vil bli bestemt som en funksjon av det hydrokarbonfluidvolum som behandles, og mengden parafindannende hydrokarbon i dette.
Når det brukes en behandlingsanordning som beskrevet i Stefanini-patentene angitt som referanser ovenfor, er anordningens nominelle operasjonsfrekvens omtrent 200 kHz. Andre driftsdetaljer kan innhentes fra Clearwell International Specifier's Guide, som i sin helhet innbefattes gjennom henvisning.
Selv om spesifikke utførelsesformer og variasjoner av oppfinnelsen er blitt beskrevet noe i detalj i dette skrift, er dette blitt gjort kun med formål å beskrive ulike trekk og aspekter ved oppfinnelsen, og er ikke ment å være begrensende med hensyn til oppfinnelsens ramme. Det er tenkelig at ulike erstatninger, endringer, og/eller modifiseringer, herunder, men ikke begrenset til, de gjennomføringsvariasjoner som kan ha blitt antydet i den foreliggende oppfinnelse, kan foretas på de beskrevne utførelsesformer uten at man går ut over oppfinnelsens ramme slik den angis av de vedføyde patentkrav. Foranstående beskrivelse og figurer skal følgelig anses å være illustrerende snarere enn begrensende.
Claims (24)
1. Fremgangsmåte ved behandling av et rørledningssystem (100, 200) som fører hydrokarboner, for å hemme parafinavleiring, k a r a k t e r i s e r t v e d at fremgangsmåten omfatter: å injisere et katalysatorfluid som inneholder én eller flere avleiringsdannende forbindelser, i hydrokarbonene ført av rørledningssystemet (100, 200); og å indusere et elektromagnetisk felt i hydrokarboner ført av rørledningssystemet (100, 200), hvorved det elektromagnetiske felt bevirker dannelse av kimekrystaller av de avleiringsdannende forbindelser og derved får parafin til å avleire seg på kimekrystallene.
2. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor den ene eller de flere avleiringsdannende forbindelser velges fra gruppen bestående av: kalsium, karbonat, bikarbonat, kalsiumkarbonat, kalsiumbikarbonat, og bariumsulfid.
3. Fremgangsmåte ifølge krav 2, hvor katalysatorfluidet er en vandig løsning.
4. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor katalysatorfluidet er en vandig løsning.
5. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor den videre omfatter å fjerne parafinavleiringene fra hydrokarbonene.
6. Fremgangsmåte ifølge krav 5, hvor den ene eller de flere avleiringsdannende forbindelser velges fra gruppen bestående av: kalsium, karbonat, bikarbonat, kalsiumkarbonat, kalsiumbikarbonat, og bariumsulfid.
7. Fremgangsmåte ifølge krav 6, hvor katalysatorfluidet er en vandig løsning.
8. Fremgangsmåte ifølge krav 5, hvor katalysatorfluidet er en vandig løsning.
9. Fremgangsmåte ifølge krav 5, hvor fjerning av parafinavleiringene fra hydrokarbonene innbefatter filtrering.
10. Fremgangsmåte ifølge krav 9, hvor den ene eller de flere avleiringsdannende forbindelser velges fra gruppen bestående av: kalsium, karbonat, bikarbonat, kalsiumkarbonat, kalsiumbikarbonat, og bariumsulfid.
11. Fremgangsmåte ifølge krav 10, hvor at katalysatorfluidet er en vandig løsning.
12. Fremgangsmåte ifølge krav 9, hvor katalysatorfluidet er en vandig løsning.
13. Rørledningssystem (100, 200), k a r a k t e r i s e r t v e d at det omfatter: et rør (104, 202) inneholdende en strøm av hydrokarbonfluid; ett eller flere kjemikalieinjeksjonspunkter tilpasset til å injisere et katalysatorfluid som inneholder én eller flere avleiringsdannende forbindelser, i strømmen av hydrokarbonfluid ført av røret (104, 202); og én eller flere elektromagnetiske behandlingsanordninger (114) koplet til røret (104, 202) for å indusere et elektromagnetisk felt i dette, hvorved det elektromagnetiske felt bevirker dannelse av kimekrystaller av de avleiringsdannende forbindelser og derved bevirker at parafin avleirer seg på kimekrystallene.
14. Rørledningssystem (100, 200) ifølge krav 13, hvor den ene eller de flere avleiringsdannende forbindelser er valgt fra gruppen bestående av: kalsium, karbonat, bikarbonat, kalsiumkarbonat, kalsiumbikarbonat, og bariumsulfid.
15. Rørledningssystem (100, 200) ifølge krav 14, hvor katalysatorfluidet er en vandig løsning.
16. Rørledningssystem (100, 200) ifølge krav 13, hvor katalysatorfluidet er en vandig løsning.
17. Rørledningssystem (100, 200) ifølge krav 13, hvor rørledningssystemet (100, 200) omfatter en hydrokarbonbrønn som omfatter: et foringsrør (102) anbrakt inne i et borehull; hvor røret omfatter et produksjonsrør (104) anbrakt inne i foringsrøret (102) for å avgrense et ringformet rom mellom produksjonsrøret (104) og borehullet, og hvor ett eller flere kjemikalieinjeksjonspunkter omfatter: i det minste én kjemikalieinjeksjonsstamme (110) ; og i det minste én kjemikalieinjeksjonsventil (112) ; hvor den i det minste ene kjemikalieinjeksjonsstamme (110) og i det minste ene kjemikalieinjeksjonsventil (112) er tilpasset til å injisere et katalysatorfluid som inneholder én eller flere avleiringsdannende forbindelser, i hydrokarboner ført av produksjonsrøret (104).
18. Rørledningssystem (100, 200) ifølge krav 17, hvor den ene eller de flere avleiringsdannende forbindelser er valgt fra gruppen bestående av: kalsium, karbonat, bikarbonat, kalsiumkarbonat, kalsiumbikarbonat, og bariumsulfid.
19. Rørledningssystem (100, 200) ifølge krav 18, hvor katalysatorfluidet er en vandig løsning.
20. Rørledningssystem (100, 200) ifølge krav 17, hvor katalysatorfluidet er en vandig løsning.
21. Rørledningssystem (100, 200) ifølge krav 17, hvor det videre omfatter en kjemikalieinjeksjonsledning (108) fra kjemikalieinjeksjonsstammen (110) og til overflaten, hvilken er anbrakt langs produksjonsrøret (104) inne i det ringformede rom mellom produksjonsrøret (104) og borehullet, hvor kjemikalieinjeksjonsledningen (108) er en ledning for transport av katalysatorfluid fra overflaten og til kjemikalieinjeksjonsstammen (110).
22. Rørledningssystem (100, 200) ifølge krav 21, hvor den ene eller de flere avleiringsdannende forbindelser er valgt fra gruppen bestående av: kalsium, karbonat, bikarbonat, kalsiumkarbonat, kalsiumbikarbonat, og bariumsulfid.
23. Rørledningssystem (100, 200) ifølge krav 22, hvor katalysatorfluidet er en vandig løsning.
24. Rørledningssystem (100, 200) ifølge krav 21, hvor katalysatorfluidet er en vandig løsning.
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US11/531,994 US20080067129A1 (en) | 2006-09-14 | 2006-09-14 | Inhibition of paraffin wall deposition in oil lines |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO20074273L NO20074273L (no) | 2008-03-17 |
| NO343553B1 true NO343553B1 (no) | 2019-04-01 |
Family
ID=38599106
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO20074273A NO343553B1 (no) | 2006-09-14 | 2007-08-21 | Fremgangsmåte og anordning for hemming av parafinavleiring på vegger i oljeledninger |
Country Status (5)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US20080067129A1 (no) |
| BR (1) | BRPI0703502A (no) |
| CA (1) | CA2599223C (no) |
| GB (1) | GB2441857B (no) |
| NO (1) | NO343553B1 (no) |
Families Citing this family (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7740708B2 (en) * | 2006-06-14 | 2010-06-22 | Dana Wayne Lofton | Thermal fluid stimulation unit |
| GB2440725B (en) * | 2006-08-11 | 2011-06-08 | Hydropath Holdings Ltd | Treating liquids in oil extraction |
| WO2010065092A2 (en) * | 2008-12-01 | 2010-06-10 | Electric Power Research Institute, Inc. | Crystal habit modifiers for nuclear power water chemistry control of fuel deposits and steam generator crud |
| US9447657B2 (en) * | 2010-03-30 | 2016-09-20 | The Lubrizol Corporation | System and method for scale inhibition |
| US20120292044A1 (en) * | 2011-02-03 | 2012-11-22 | Patel Dinesh R | Telemetric chemical injection assembly |
| US10697273B2 (en) | 2018-03-26 | 2020-06-30 | NextStream Sensor, LLC | Method for scale treatment optimization |
| BR102019025811A2 (pt) | 2019-12-05 | 2021-06-15 | Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras | Método de desobstrução de dutos flexíveis utilizando flexitubo a partir de uma sonda de intervenção em poços |
| CN112229874B (zh) * | 2020-10-19 | 2023-08-01 | 重庆电子工程职业学院 | 一种生物传感器设备用节液换向装置 |
| CN114458244A (zh) * | 2020-11-09 | 2022-05-10 | 中国科学院广州能源研究所 | 一种旁侧管阻垢剂加注系统 |
| GB2602034B (en) * | 2020-12-15 | 2023-06-14 | Clearwell Energy Holdings Ltd | Method, system and signal generator for treating a device to resist formation and build-up of scale deposits |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4367143A (en) * | 1981-06-03 | 1983-01-04 | Aqua Magnetics, Inc. | Apparatus for magnetically treating liquid flowing through a pipe and clamping means therefor |
| US5052491A (en) * | 1989-12-22 | 1991-10-01 | Mecca Incorporated Of Wyoming | Oil tool and method for controlling paraffin deposits in oil flow lines and downhole strings |
| US5178757A (en) * | 1990-06-29 | 1993-01-12 | Mag-Well, Inc. | Magnetic, fluid-conditioning tools |
| US5454943A (en) * | 1991-11-01 | 1995-10-03 | Ashton; Thomas E. | Device for the magnetic treatment of fluids |
| US5872089A (en) * | 1996-01-18 | 1999-02-16 | American Technologies Group, Inc. | Descalant comprising structured liquid or solid |
| US20030121862A1 (en) * | 2002-01-03 | 2003-07-03 | Holland Herbert W. | Method and apparatus for removing contaminants from conduits and fluid columns |
| GB2440725A (en) * | 2006-08-11 | 2008-02-13 | Hydropath Holdings Ltd | Treating liquid in an oil well pipe |
Family Cites Families (17)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2465237A (en) * | 1937-03-31 | 1949-03-22 | Delmar H Larsen | Treatment of oil wells |
| US2821205A (en) * | 1952-10-31 | 1958-01-28 | Shell Dev | Method and apparatus for lubricating pipe lines |
| US3956138A (en) * | 1973-09-24 | 1976-05-11 | Fred Benton Crockett | Compositions of fire-extinguishing foam concentrates and method of using the same |
| US4296810A (en) * | 1980-08-01 | 1981-10-27 | Price Ernest H | Method of producing oil from a formation fluid containing both oil and water |
| US4455175A (en) * | 1983-08-01 | 1984-06-19 | The Dow Chemical Company | Method for removing or retarding paraffin buildup on surfaces in contact with crude oil |
| US4611615A (en) * | 1983-11-02 | 1986-09-16 | Petrovic Ljubisa M | Fluid treatment apparatus and method |
| JPH02131186A (ja) * | 1988-11-10 | 1990-05-18 | Fuji Keiki:Kk | 簡易型水処理装置 |
| US5024271A (en) * | 1989-01-09 | 1991-06-18 | Baotou Institute Of Applied Design Of New Materials | Permanent-magnet wax-proof device |
| US5514283A (en) * | 1990-07-11 | 1996-05-07 | Stefanini; Daniel | Arrangement for and method of treating fluid |
| GB9319859D0 (en) * | 1993-09-25 | 1993-11-10 | Stefanini Daniel | Arrangement for and method of treating fluid |
| US5128042A (en) * | 1991-02-21 | 1992-07-07 | Union Oil Company Of California | Desalination of brackish water or brine from hydrocarbon wells |
| DE4211138A1 (de) * | 1992-04-03 | 1993-10-07 | Putzmeister Maschf | Vorrichtung zur Förderung von feststoffreichen Dickstoffen |
| US5366623A (en) * | 1992-09-11 | 1994-11-22 | Colonel Clair | Apparatus for magnetically treating a fluid |
| US5783074A (en) * | 1995-08-01 | 1998-07-21 | Stanley; David | Magnetic fluid conditioner |
| US5951856A (en) * | 1995-10-17 | 1999-09-14 | Electronic Descaling 2000, Inc. | Water hardness reduction through interactive molecular agitation and filtration |
| US5670041A (en) * | 1995-10-17 | 1997-09-23 | Electronic De-Scaling 2000,Inc. | Reduced corrosion electronic descaling technology |
| US7357862B2 (en) * | 2004-07-09 | 2008-04-15 | Flo-Rite Fluids, Inc. | Fluid conditioning system and method |
-
2006
- 2006-09-14 US US11/531,994 patent/US20080067129A1/en not_active Abandoned
-
2007
- 2007-08-21 NO NO20074273A patent/NO343553B1/no not_active IP Right Cessation
- 2007-08-23 GB GB0716408A patent/GB2441857B/en not_active Expired - Fee Related
- 2007-08-29 CA CA002599223A patent/CA2599223C/en not_active Expired - Fee Related
- 2007-09-12 BR BRPI0703502-0A patent/BRPI0703502A/pt not_active Application Discontinuation
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4367143A (en) * | 1981-06-03 | 1983-01-04 | Aqua Magnetics, Inc. | Apparatus for magnetically treating liquid flowing through a pipe and clamping means therefor |
| US5052491A (en) * | 1989-12-22 | 1991-10-01 | Mecca Incorporated Of Wyoming | Oil tool and method for controlling paraffin deposits in oil flow lines and downhole strings |
| US5178757A (en) * | 1990-06-29 | 1993-01-12 | Mag-Well, Inc. | Magnetic, fluid-conditioning tools |
| US5454943A (en) * | 1991-11-01 | 1995-10-03 | Ashton; Thomas E. | Device for the magnetic treatment of fluids |
| US5872089A (en) * | 1996-01-18 | 1999-02-16 | American Technologies Group, Inc. | Descalant comprising structured liquid or solid |
| US20030121862A1 (en) * | 2002-01-03 | 2003-07-03 | Holland Herbert W. | Method and apparatus for removing contaminants from conduits and fluid columns |
| GB2440725A (en) * | 2006-08-11 | 2008-02-13 | Hydropath Holdings Ltd | Treating liquid in an oil well pipe |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CA2599223C (en) | 2009-12-08 |
| US20080067129A1 (en) | 2008-03-20 |
| CA2599223A1 (en) | 2008-03-14 |
| NO20074273L (no) | 2008-03-17 |
| BRPI0703502A (pt) | 2008-04-29 |
| GB2441857A (en) | 2008-03-19 |
| GB2441857B (en) | 2009-05-06 |
| GB0716408D0 (en) | 2007-10-03 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| NO343553B1 (no) | Fremgangsmåte og anordning for hemming av parafinavleiring på vegger i oljeledninger | |
| Al-Janabi | An overview of corrosion in oil and gas industry: upstream, midstream, and downstream sectors | |
| US9266754B2 (en) | Sulfate molecule removal through inorganic or divalent ion nuclei seeding | |
| RU2007112831A (ru) | Магнитные узлы для предотвращения образования отложений | |
| NO20181506A1 (en) | System and method for producing methane from a methane hydrate formation | |
| WO2012115763A2 (en) | Method of introducing treatment agents into a well or flow conduit | |
| Bonis et al. | Weight loss corrosion with H2S: using past operations for designing future facilities | |
| Kumar et al. | Scale inhibition using nano-silica particles | |
| US11261705B2 (en) | Systems and methods for treating fluids in oilfield facilities | |
| EP3601722B1 (en) | Mitigating corrosion of carbon steel tubing and surface scaling deposition in oilfield applications | |
| Pedenaud et al. | Industrial experience in sea water desulfation | |
| AU2011320622B2 (en) | Hydrate deposit inhibition with surface-chemical combination | |
| Heath et al. | Non-chemical methods for downhole control of carbonate and sulphate scales-an alternative approach to scale management? | |
| Sykes et al. | Optimising MEG Chemistry When Producing Formation Water | |
| Hatscher et al. | Nine Years Operational Experience of the Vega Field–Design, Experience, and Lessons Learned | |
| Shecaira et al. | The cottonwood field case history: The pig/paraffin obstruction of a long subsea, deepwater tie-back and its successful remediation | |
| Shirah et al. | Reliable Sub-Sea Umbilical and Down-Hole Injection Systems are an Integral Component of Successful Flow Assurance Programs | |
| Brahmi | Recommended Solutions for ESP Installed in Very High Salinity Reservoirs and Severe Corrosive Media | |
| Krag et al. | Preventing scale deposition downhole using high frequency electromagnetic AC signals from surface to enhance production offshore Denmark | |
| US20240342765A1 (en) | Systems and Methods for Clearing Build-Up From Conduits | |
| Siddiqui et al. | Mitigation of Mineral Scale Deposition in Well-Bore and Flow Lines with Eco Friendly and Less Aggressive Chemical | |
| Gomes et al. | Solutions and procedures to assure the flow in deepwater conditions | |
| Martins et al. | Offshore Field Experience with Non Chemical Oilfield Scale Prevention/Remediation Strategies in Brazil | |
| Awan et al. | Chemical treatments practices and philosophies in oilfields | |
| CA2676517C (en) | Method of treating flow conduits and vessels with foamed composition |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| CHAD | Change of the owner's name or address (par. 44 patent law, par. patentforskriften) |
Owner name: WEATHERFORD TECHNOLOGY HOLDINGS, US |
|
| MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |