RU2076262C1 - Method of sealing-up pipe lines - Google Patents

Method of sealing-up pipe lines Download PDF

Info

Publication number
RU2076262C1
RU2076262C1 RU93033385A RU93033385A RU2076262C1 RU 2076262 C1 RU2076262 C1 RU 2076262C1 RU 93033385 A RU93033385 A RU 93033385A RU 93033385 A RU93033385 A RU 93033385A RU 2076262 C1 RU2076262 C1 RU 2076262C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
ipmma
sealing
apmma
pipeline
concentration
Prior art date
Application number
RU93033385A
Other languages
Russian (ru)
Other versions
RU93033385A (en
Inventor
Г.В. Несын
Н.М. Полякова
Н.В. Сотникова
Original Assignee
Сологуб Анатолий Петрович
Priority date (The priority date 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 date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Сологуб Анатолий Петрович filed Critical Сологуб Анатолий Петрович
Priority to RU93033385A priority Critical patent/RU2076262C1/en
Publication of RU93033385A publication Critical patent/RU93033385A/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2076262C1 publication Critical patent/RU2076262C1/en

Links

Landscapes

  • Sealing Material Composition (AREA)

Abstract

FIELD: sealing technology. SUBSTANCE: method consists in supply of sealing polymer material - mixture of isotactic polymethyl methacrylate and syndiotactic polymethyl methacrylate or stactic polymethyl methacrylate in polar solvents at specified relationship of components into flow of medium being handled. Toluene and/or dimenthyl formamide and/or acetone may be used as polar solvent. EFFECT: enhanced efficiency. 2 cl

Description

Изобретение относится к технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов и может быть использовано при проведении ремонтно-профилактических работ на трубопроводах. The invention relates to the technology of pipeline transport of oil and oil products and can be used when carrying out repair and maintenance work on pipelines.

В настоящее время большое внимание уделяется созданию новых технологий временного перекрытия сечения магистральных нефтепроводов и нефтепродуктов для производства аварийно-восстановительных работ без их опорожнения, поскольку опорожнение трубопровода требует значительных затрат времени. Currently, much attention is paid to the creation of new technologies for temporary overlapping of the cross section of main oil pipelines and oil products for emergency recovery work without emptying them, since emptying the pipeline requires a significant investment of time.

Время простоя трубопровода можно существенно сократить, а наносимый при авариях экологический ущерб значительно уменьшить, применяя полимерные композиции в качестве материалов для перекрытия сечения трубопровода. The pipeline downtime can be significantly reduced, and the environmental damage caused by accidents can be significantly reduced by using polymer compositions as materials to shut off the pipeline section.

Известен способ герметизации внутренней полости трубопровода с помощью герметизирующего устройства, в которое дополнительно вводят композицию пенополиуретана (авт.св. СССР N 1643852, F 16 L 55/10). A known method of sealing the internal cavity of the pipeline using a sealing device, which additionally enter the composition of the polyurethane foam (ed. St. USSR N 1643852, F 16 L 55/10).

Недостатком способа является тепло- и газовыделение в процессе формирования тампона, а также необходимость удаления участка трубопровода для введения герметизирующего устройства, что ведет к простою трубопровода и потере перекачиваемого продукта. The disadvantage of this method is the heat and gas during the formation of the tampon, as well as the need to remove a portion of the pipeline for the introduction of a sealing device, which leads to downtime of the pipeline and loss of pumped product.

Известен также способ герметизации нефтепровода путем ввода в него поочередно порциями водного раствора товарного поли акриламида, глины и сшивателя (авт.св. СССР N 979784, F 16 L 55/16). There is also a method of sealing an oil pipeline by introducing into it alternately portions of an aqueous solution of salable polyacrylamide, clay and a crosslinker (ed. St. USSR N 979784, F 16 L 55/16).

Недостатком способа является использование воды в качестве растворителя полимерного материала, что при минусовых температурахтребует подогрева большого объема полимерной композиции до 50 80oС для перевода раствора полиакриламида в студнеобразное состояние. Кроме того, с течением времени наблюдается синерезис, что сказывается на герметичности перекрытия сечения трубопровода.The disadvantage of this method is the use of water as a solvent for the polymeric material, which at sub-zero temperatures requires heating a large volume of the polymer composition to 50–80 ° C in order to convert the polyacrylamide solution to a gelatinous state. In addition, over time, there is a syneresis, which affects the tightness of the overlapping section of the pipeline.

Наиболее близким техническим решением является способ герметизации трубопровода путем ввода в него под давлением смеси изопренового каучука и порофора при 190 200oС в течение 80 мин. Эластичный пенопластовый тампон, сечением 15 см и длиной 75 см выдерживает давление газом 0,2 кгс/см2 (авт.св. СССР N 1702067, F 16 L 55/16).The closest technical solution is a method of sealing the pipeline by introducing into it under pressure a mixture of isoprene rubber and porophore at 190,200 o C for 80 minutes An elastic foam swab with a cross section of 15 cm and a length of 75 cm can withstand gas pressure of 0.2 kgf / cm 2 (ed. St. USSR N 1702067, F 16 L 55/16).

Недостатками известного способа являются большая продолжительность процесса заполнения полости трубопровода, высокая температура образования эластичного тампона и низкое выдерживаемое им давление. The disadvantages of this method are the long duration of the process of filling the cavity of the pipeline, the high temperature of the formation of an elastic tampon and the low pressure it can withstand.

В основу изобретения положена задача создать способ герметизации трубопровода, повысить надежность перекрытия сечения, а также упростить способ герметизации за счет получения полимерного тампона без дополнительного подвода тепла. The basis of the invention is to create a method of sealing the pipeline, to increase the reliability of the overlap of the cross section, as well as to simplify the method of sealing by obtaining a polymer swab without additional heat supply.

Задача решается тем, что в качестве закупоривающего материала используют смесь изотактического полиметилметакрилата (ИПММА) и синдиотактического полиметилметакрилата (СПММА) или атактического полиметилметакрилата (АПССА) в полярном растворителе при следующем соотношении компонентов (мас.): ИПММА 1,5 2,1, СПММА или АПММА 2,9 3,6, растворитель остальные. The problem is solved in that a mixture of isotactic polymethylmethacrylate (IPMMA) and syndiotactic polymethylmethacrylate (SPMMA) or atactic polymethylmethacrylate (APSSA) in a polar solvent is used as a plugging material in the following ratio (wt.): IPMMA 1.5 2.1, SPMMA or APMMA 2.9 3.6, solvent rest.

Благодаря предлагаемому способу обеспечивается получение герметичной полимерной композиции в течение 1 1,5 мин при температуре окружающей среды, выдерживающей избыточное давление 0,4 0,8 кгс/см2.Thanks to the proposed method, it is possible to obtain a sealed polymer composition for 1 1.5 min at an ambient temperature withstanding an overpressure of 0.4 0.8 kgf / cm 2 .

Согласно заявляемому способу композиция содержит ИПММА в количестве 1,5-2,1 мас. и СПММА (или АПММА) в количестве 2,9 3,6 мас. при концентрации исходных растворов 0,04 0,05 г/см3.According to the claimed method, the composition contains IPMMA in an amount of 1.5-2.1 wt. and SPMMA (or APMMA) in an amount of 2.9 to 3.6 wt. at a concentration of stock solutions of 0.04 0.05 g / cm 3 .

В качестве органического растворителя композиция содержит полярные углеводороды, например, толуол и/или диметилформамид, и/или ацетон, так как в указанных растворителях застудневание системы происходит срезу же после смешения растворов. As an organic solvent, the composition contains polar hydrocarbons, for example, toluene and / or dimethylformamide, and / or acetone, since in these solvents the gelation of the system occurs immediately after mixing the solutions.

Стереокомплексообразование между указанными компонентами происходит в широком интервале температур, что обеспечивает герметизацию трубопровода в любое время года без дополнительного подвода тепла. Stereocomplex formation between these components occurs in a wide temperature range, which ensures the sealing of the pipeline at any time of the year without additional heat supply.

Выбор концентрации исходных растворов полиметилметакрилатов разных стереоформ обусловлен тем, что при концентрации полимера в растворе менее 0,04 г/см3 образуется недостаточно прочный студень, а при концентрации более 0,05 г/см3 исходные растворы полимеров имеют большую вязкость, что затрудняет их перемешивание.The choice of the concentration of the initial solutions of polymethylmethacrylates of different stereo forms is due to the fact that when the polymer concentration in the solution is less than 0.04 g / cm 3 , insufficiently strong jelly is formed, and at a concentration of more than 0.05 g / cm 3, the initial polymer solutions have a high viscosity, which makes them difficult stirring.

Выбор массовых соотношений полиметилметакрилатов разных стереоформ обусловлен конформацией макромолекул в растворителях и глубиной стереокомплексообразования. The choice of mass ratios of polymethyl methacrylates of different stereo forms is due to the conformation of macromolecules in solvents and the depth of stereo complex formation.

Способ осуществляется следующим образом. The method is as follows.

Готовили растворы одинаковой концентрации ИПММА и СПММА (или АПММА) в полярном растворителе. Концентрация растворов полимеров составляла 0,04 -0,05 г/см3. Затем к 1 объему раствора ИПММА добавляли при перемешивании 1,5 2 объема раствора СПММА или АПММА, что соответствует содержанию ИПММА 1,5 - 2,1 мас. и СПММА (или АПММА) 2,9 3,6 мас. Образование эластичного студня, выдерживающего давление 0,4 0,8 кгс/см2, происходило через 1 1,5 мин после смешения исходных растворов.Solutions of the same concentration of IPMMA and SPMMA (or APMMA) in a polar solvent were prepared. The concentration of polymer solutions was 0.04-0.05 g / cm 3 . Then, 1.5 2 volumes of a solution of SPMMA or APMMA were added to 1 volume of a solution of IPMMA with stirring, which corresponds to a content of IPMMA of 1.5 - 2.1 wt. and SPMMA (or APMMA) 2.9 3.6 wt. The formation of elastic jelly, withstanding a pressure of 0.4 to 0.8 kgf / cm 2 , occurred 1.5 min after mixing the initial solutions.

Пример 1. 160 см3 (1 объем) раствора ИПММА в толуоле, концентрации 0,5 г/см3 смешивали с 320 см3 (2 объема) раствора АПММА в толуоле той же концентрации 0,05 г/см3. Cодержание ИПММА составляло 1,8 мас. АПММА 3,6 мас. Через 1 мин происходило образование эластичного студня. Студень помещали в лабораторную установку для испытаний полимерных композиций и постепенно поднимали давление. Гелеобразный тампон диаметром 5 см и длиной 25 см выдерживали давление 0,5 кгс/см2.Example 1. 160 cm 3 (1 volume) of a solution of IPMMA in toluene, a concentration of 0.5 g / cm 3 was mixed with 320 cm 3 (2 volumes) of a solution of APMMA in toluene of the same concentration of 0.05 g / cm 3 . The content of IPMMA was 1.8 wt. APMMA 3.6 wt. After 1 min, an elastic jelly formed. The jelly was placed in a laboratory unit for testing polymer compositions and gradually raised the pressure. A gel-like swab with a diameter of 5 cm and a length of 25 cm withstood a pressure of 0.5 kgf / cm 2 .

Пример 2. 160 см3 (1 объем) раствора ИПММА в толуоле концентрации 0,04 г/см3 смешивали с 320 см3 (2 объема) раствора СПММА в толуоле той же концентрации 0,04 г/см3. Содержание ИПММА составляло 1,5 мас. СПММА 2,9 мас. Гелеобразный тампон выдерживал давление 0,4 кгс/см2.Example 2. 160 cm 3 (1 volume) of a solution of IPMMA in toluene at a concentration of 0.04 g / cm 3 was mixed with 320 cm 3 (2 volumes) of a solution of SPMMA in toluene of the same concentration of 0.04 g / cm 3 . The content of IPMMA was 1.5 wt. SPMMA 2.9 wt. The gel-like tampon withstood pressure of 0.4 kgf / cm 2 .

Пример 3. 200 см3 (1 объем) раствора ИПММА в толуоле концентрации 0,05 г/см3 смешивали с 300 см3 (1,5 объема) раствора АПММА в диметилформамиде той же концентрации 0,65 г/см3. Содержание ИПММА составляло 2,1 мас. АПММА 3,1 мас. Тампон выдерживал давление 0,2 кнс/см2.Example 3. 200 cm 3 (1 volume) of a solution of IPMMA in toluene at a concentration of 0.05 g / cm 3 was mixed with 300 cm 3 (1.5 volumes) of a solution of APMMA in dimethylformamide of the same concentration of 0.65 g / cm 3 . The content of IPMMA was 2.1 wt. APMMA 3.1 wt. The tampon withstood pressure of 0.2 kNs / cm 2 .

Пример 4. 240 см3 (1 объем) ИПММА в толуоле концентрации 0,05 г/см3 смешивали с 240 см3 (1 объем) раствора АПММА в ацетоне той же концентрации 0,05 г/см3. Содержание ИПММА составляло 2,8 мас. АПММА 2,8 мас. Тампон выдерживал давление 0,05 кгс/см2.Example 4. 240 cm 3 (1 volume) of IPMMA in toluene at a concentration of 0.05 g / cm 3 was mixed with 240 cm 3 (1 volume) of a solution of APMMA in acetone of the same concentration of 0.05 g / cm 3 . The content of IPMMA was 2.8 wt. APMMA 2.8 wt. The tampon withstood pressure of 0.05 kgf / cm 2 .

Из приведенных примеров видно, что замена СПММА на АПММА (например, на органическое стекло) в стереокомплексе не влияетотрицательно на глубину комплексообразования и качество получаемого студня (пример 2), но значительно удешевляет применяемую композицию. Уменьшение массового содержания АПММА в композиции по отношению к ИПММА приводит к снижению прочности получаемого студня, а значит и к выдерживаемому им избыточному давлению (пример 4). Оптимальной является концентрация полимеров 0,05 г/см3 и объемное соотношение ИПММА и МПММА (АПММА), равное 1:2, что соответствует содержанию ИПММА 1,8 мас. и АПММА 3,6 мас. (пример 1). Поэтому условия для стендовых испытаний по концентрации, массовому и объемному соотношению исходных полимерных растворов были выбраны по примеру 1.It can be seen from the above examples that replacing SPMMA with APMMA (for example, organic glass) in a stereo complex does not negatively affect the depth of complexation and the quality of the obtained jelly (example 2), but significantly reduces the cost of the composition used. The decrease in the mass content of APMMA in the composition with respect to IPMMA leads to a decrease in the strength of the obtained jelly, and therefore to the excess pressure withstood by it (example 4). The optimum concentration of polymers is 0.05 g / cm 3 and a volume ratio of IPMMA and MPMMA (APMMA) equal to 1: 2, which corresponds to a content of IPMMA of 1.8 wt. and APMMA 3.6 wt. (example 1). Therefore, the conditions for bench tests in terms of concentration, mass and volume ratio of the initial polymer solutions were selected according to example 1.

Стендовые испытания проводили следующим образом. В середин металлической трубы диаметром 10 см при помощи двух дозирующих насосов разной производительности через общий трубопровод подавали 4000 см3 раствора ИПММА в толуоле концентрации 0,05 г/см3 и 8000 см3 раствора АПММА той же концентрации и в том же растворителе. В процессе движения по трубопроводу происходило перемешивание компонентов. После заполнения профиля трубы к штуцеру крышки трубы подсоединяли баллон с азотом и постепенно поднимали давление. Гелеобразный тампон диаметром 10 см и длиной 150 см выдерживал давление 0,8 кгс/см2.Bench tests were carried out as follows. In the middle of a metal pipe with a diameter of 10 cm, using two metering pumps of different capacities, 4000 cm 3 of an IPMMA solution in toluene with a concentration of 0.05 g / cm 3 and 8000 cm 3 of an APMMA solution of the same concentration and in the same solvent were supplied through a common pipeline. In the process of moving through the pipeline, the components were mixed. After filling the pipe profile, a nitrogen cylinder was connected to the pipe cap fitting and the pressure was gradually raised. A gel-like swab with a diameter of 10 cm and a length of 150 cm withstood a pressure of 0.8 kgf / cm 2 .

Использование предлагаемого способа позволит повысить надежность герметизации, сократить время простоя трубопровода, уменьшить загрязнения окружающей среды, упростить способ герметизации. Using the proposed method will improve the reliability of sealing, reduce downtime of the pipeline, reduce environmental pollution, simplify the method of sealing.

Claims (1)

1. Способ герметизации трубопровода, включающий подачу в поток перекачиваемой среды закупоривающего полимерного материала, отличающийся тем, что в качестве закупоривающего материала используют смесь изотактического полиметилметакрилата (ИПММА) и синдиотактического полиметилметакрилата (СПММА) или атактического полиметилметакрилата (АПММА) в полярных растворителях при следующем соотношении компонентов, мас. 1. A method of sealing a pipeline, comprising supplying a plugging polymer material to the pumped fluid stream, characterized in that a mixture of isotactic polymethylmethacrylate (IPMMA) and syndiotactic polymethylmethacrylate (SPMMA) or atactic polymethylmethacrylate (APMMA) in polar solvents with the following ratios of polar components is used as the plugging material: wt. ИПММА 1,5 2,1
СПММА для АПММА 2,9 3,6
Растворитель Остальное
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве полярного растворителя используют толуол, и/или диметилформамид, и/или ацетон.
IPMMA 1.5 2.1
SPMMA for APMMA 2.9 3.6
Solvent Else
2. The method according to claim 1, characterized in that toluene and / or dimethylformamide and / or acetone are used as the polar solvent.
RU93033385A 1993-06-28 1993-06-28 Method of sealing-up pipe lines RU2076262C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU93033385A RU2076262C1 (en) 1993-06-28 1993-06-28 Method of sealing-up pipe lines

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU93033385A RU2076262C1 (en) 1993-06-28 1993-06-28 Method of sealing-up pipe lines

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU93033385A RU93033385A (en) 1995-06-27
RU2076262C1 true RU2076262C1 (en) 1997-03-27

Family

ID=20144026

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU93033385A RU2076262C1 (en) 1993-06-28 1993-06-28 Method of sealing-up pipe lines

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2076262C1 (en)

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU174359U1 (en) * 2016-12-20 2017-10-11 Общество с ограниченной ответственностью "Газпром трансгаз Казань" TEMPORARY SEALING DEVICE FOR OVERLAPPING A GAS PIPELINE
RU2697099C1 (en) * 2018-11-12 2019-08-12 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method of recovery of tightness of a tubing string of a production well equipped with an insert sucker-rod pump

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
1. Авторское свидетельство СССР N 979784, кл. F 16 L 55/16. 2. Авторское свидетельство СССР N 1702067, кл. F 16 L 55/16. *

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU174359U1 (en) * 2016-12-20 2017-10-11 Общество с ограниченной ответственностью "Газпром трансгаз Казань" TEMPORARY SEALING DEVICE FOR OVERLAPPING A GAS PIPELINE
RU2697099C1 (en) * 2018-11-12 2019-08-12 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method of recovery of tightness of a tubing string of a production well equipped with an insert sucker-rod pump

Similar Documents

Publication Publication Date Title
Bai et al. Gelation study on a hydrophobically associating polymer/polyethylenimine gel system for water shut-off treatment
NO316292B1 (en) Process using a fiber-reinforced gel for underground sealing treatment
EA005149B1 (en) Shear-sensitive plugging fluid for plugging and method for plugging a subterranean formation zone
CA1091913A (en) Rendering porous structures impermeable by treatment with gellable amide polymers
CN110129013B (en) Organic-inorganic composite gel plugging agent and preparation method and application thereof
US3967681A (en) Repair of cement sheath around well casing
CN110358513A (en) A kind of bridge joint leak stopping slurry and preparation method thereof
CN109369848A (en) A kind of functional form temperature-resistant anti-salt plugging agent and preparation method thereof
RU2076262C1 (en) Method of sealing-up pipe lines
CN114479788A (en) Water-based drilling fluid composition suitable for high-temperature easily collapsed stratum, water-based drilling fluid, preparation method and application thereof
US5419183A (en) Methods and apparatus using a hydrocarbon gel to isolate mainline valves in a pipeline during a hydrotest
US5146985A (en) Hydrophilic polymer gel water sealing process
CN113234425A (en) Composite aluminum gel plugging agent for deep profile control of medium-low permeability oil reservoir and preparation method and application thereof
CN116083063B (en) Delayed expansion plugging system and preparation method thereof
CN110922952A (en) High-temperature high-salinity reservoir polymer microsphere profile control and flooding agent and preparation method and application thereof
CN114058359B (en) Preparation method and application of degraded gel system for drilling and plugging of deepwater and ultra-deepwater fractured reservoir
US20210032373A1 (en) Starch-containing microsphere and preparation method and use thereof
CN117229767A (en) High-water-loss plugging agent and preparation method thereof
CN113637182A (en) CO based on dynamic covalent bond2Responsive intelligent hydrogel and preparation method and application thereof
CN106749925A (en) Colloidal sol modified cellulose and its preparation method and application
CN106589393A (en) Modified cellulose crosslinking copolymer and gel and composition and application thereof
CN111073615A (en) Composite reinforced leakage plugging slurry and leakage plugging method
SU1240867A1 (en) "paco-gel" polymeric plugging composition for isolating carbonate reservoirs
CN104959128A (en) Preparation method of expanded graphite ball used for dye wastewater treatment
RU2122149C1 (en) Method of sealing-up pipe line