RU2601348C1 - Method for estimating the volume of scale in a pipeline - Google Patents

Method for estimating the volume of scale in a pipeline Download PDF

Info

Publication number
RU2601348C1
RU2601348C1 RU2015142460/03A RU2015142460A RU2601348C1 RU 2601348 C1 RU2601348 C1 RU 2601348C1 RU 2015142460/03 A RU2015142460/03 A RU 2015142460/03A RU 2015142460 A RU2015142460 A RU 2015142460A RU 2601348 C1 RU2601348 C1 RU 2601348C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
pipeline
pressure
separator
volume
scale
Prior art date
Application number
RU2015142460/03A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Ильдар Зафирович Денисламов
Юрий Вениаминович Зейгман
Ильфир Зуфарович Исаев
Гульнур Ильдаровна Денисламова
Original Assignee
Ильдар Зафирович Денисламов
Юрий Вениаминович Зейгман
Ильфир Зуфарович Исаев
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 Ильдар Зафирович Денисламов, Юрий Вениаминович Зейгман, Ильфир Зуфарович Исаев filed Critical Ильдар Зафирович Денисламов
Priority to RU2015142460/03A priority Critical patent/RU2601348C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2601348C1 publication Critical patent/RU2601348C1/en

Links

Images

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00—Survey of boreholes or wells
    • E21B47/003—Determining well or borehole volumes

Abstract

FIELD: oil and gas industry.
SUBSTANCE: invention relates to well production of asphalt, resin and paraffin oils and their further transportation via a flow line pipeline system on the territory of an oil-extracting plant. Volume of scale in an abnormal section of an oil pipeline is determined by introducing a fluid separator with variable body geometry in narrow pipeline sections into an oil pipeline. Separator according to the invention is used as local resistance, in the area of which pressure losses for friction are the larger the smaller the flow section of pipeline is. Two pressure gages are arranged at the front and end parts of the investigated pipeline to constantly measure the pressure as the separator flows through the pipeline. Pumping of liquid after the separator is performed with a constant flow rate, thus it is possible to determine not only the volume of scale on the basis of the time characteristics of pressure obtained from the two pressure gauges, but also their distribution along the pipeline. Volume of scale in a pipeline is defined by a mathematical formula, based on the time it takes for the liquid separator to pass from the first pressure gauge to the second pressure gage. In turn the two chronologic times are determined by pressure increase, since the separator has a function of local resistance of the movable nature.
EFFECT: technique for determining volume of scale in adhesion shape on the inner surface of a ground pipeline, as well as evaluation of distribution of this volume of scale throughout the length of the analysed pipeline.
1 cl, 2 dwg

Description

Предлагаемое изобретение относится к скважинной добыче асфальтосмолопарафиновых нефтей и их транспортировке по внутрипромысловым трубопроводам системы нефтесбора нефтегазодобывающих компаний.The present invention relates to the downhole extraction of asphalt-tar-paraffin oils and their transportation through infield pipelines of the oil gathering system of oil and gas companies.

Эксплуатация месторождений нефти со значительным содержанием асфальтенов, смол и парафинов осложнена тем, что со временем некоторые участки трубопроводов заполняется отложениями, состоящими, как правило, из тяжелых компонент нефти с определенной долей механических примесей, неорганических солей и воды. Отложения сужают проходное сечение нефтепроводов и, в конечном счете, снижают их производительность по движению жидкости.The exploitation of oil fields with a significant content of asphaltenes, resins and paraffins is complicated by the fact that over time, some sections of the pipelines are filled with sediments, consisting usually of heavy oil components with a certain proportion of mechanical impurities, inorganic salts and water. Deposits narrow the flow area of oil pipelines and, ultimately, reduce their productivity in the movement of liquid.

Для продления безаварийной и эффективной эксплуатации таких участков необходимо периодически их диагностировать на содержание отложений. По результатам таких исследований трубопроводы со значительным объемом АСПО необходимо промывать растворителем по приемлемой технологии.To extend the trouble-free and efficient operation of such sites, it is necessary to periodically diagnose them for the content of deposits. According to the results of such studies, pipelines with a significant amount of ARPD should be washed with a solvent according to acceptable technology.

Известен способ определения объема отложений в газопроводах, основанный на присоединении к проблемному участку байпасной линии со счетчиком газа и снятия показаний с дифманометра (источник: стр. 405-406 тезисы доклада Султанов Р.Г, Мухаметшин С.М. в сборнике тезисов конференции «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа». - Уфа: ГУП «ИПТЭР», 2012. - 496 с. Реализация способа предназначена только для газопроводов и не дает информацию по распределению отложений в трубопроводе.There is a method for determining the volume of deposits in gas pipelines, based on connecting to the problem section of the bypass line with a gas meter and taking readings from a differential meter (source: pp. 405-406 abstracts of the report Sultanov R.G., Mukhametshin S.M. in the abstract of the conference "Problems" and methods for ensuring the reliability and safety of oil, oil products and gas transport systems. ”- Ufa: State Unitary Enterprise“ IPTER ”, 2012. - 496 pp. The implementation of the method is intended only for gas pipelines and does not provide information on the distribution of deposits in the pipeline.

В наземных трубопроводах систем сбора, подготовки и транспортировки нефти, газа и воды объем отложений определяется как разница между внутренним объемом чистого трубопровода и трубопровода с отложениями. Последний параметр находится путем заполнения полости трубопровода фиксированным объемом жидкости повышенной плотности с использованием разделителя жидкостей для трубопровода по патенту РФ №2324552 (опубл. 20.05.08, бюл. №14). Способ не предоставляет информацию по распределению отложений по длине проблемного участка трубопровода.In surface pipelines of oil, gas and water collection, treatment and transportation systems, the volume of deposits is defined as the difference between the internal volume of a clean pipeline and a pipeline with deposits. The last parameter is found by filling the pipeline cavity with a fixed volume of liquid of increased density using a liquid separator for the pipeline according to RF patent No. 2324552 (publ. 05/20/08, bull. No. 14). The method does not provide information on the distribution of deposits along the length of the problem section of the pipeline.

Технической задачей заявляемого изобретения является разработка технологии определения объема отложений, находящихся в адгезионной форме на внутренние поверхности наземного трубопровода, а также оценки распределения этого объема отложений по длине исследуемого трубопровода.The technical task of the invention is the development of a technology for determining the volume of deposits in adhesive form on the inner surface of a surface pipeline, as well as assessing the distribution of this volume of deposits along the length of the studied pipeline.

Техническая задача по изобретению реализуется тем, что в способе оценки объема отложений в трубопроводе, заключающегося в организации движения по трубопроводу разделителя жидкостей, способного адаптироваться к сужениям в трубопроводе, после введения разделителя в начальный участок трубопровода закачку жидкости ведут с постоянным расходом и в постоянном временном режиме фиксируют давление в начале и в конце трубопровода по размещенным в этих точках манометрам (датчикам давления), о распределении отложений по длине трубопровода судят по скачкам давления в ту или иную сторону по манометру в начальной точке трубопровода, а объем отложений считают по формуле:The technical problem according to the invention is realized by the fact that in the method for estimating the volume of deposits in the pipeline, which consists in organizing the movement of the liquid separator through the pipeline, which is able to adapt to the narrowing in the pipeline, after the separator is introduced into the initial section of the pipeline, the liquid is pumped at a constant flow rate and in a constant time mode record the pressure at the beginning and at the end of the pipeline according to the pressure gauges located at these points (pressure gauges), judge about the distribution of deposits along the length of the pipeline by pressure surges in one direction or another by the manometer at the starting point of the pipeline, and the volume of deposits is calculated by the formula:

Figure 00000001
Figure 00000001

где Vотл - объем отложений на внутренней поверхности трубопровода;where V ex - the volume of deposits on the inner surface of the pipeline;

Figure 00000002
- длина трубопровода между двумя (манометрами) датчиками давления;
Figure 00000002
- the length of the pipeline between the two (gauges) pressure sensors;

D - внутренний диаметр чистого трубопровода;D is the inner diameter of the clean pipeline;

Q - расход жидкости по трубопроводу, поддерживается постоянной величиной во время оценки объема отложений;Q is the fluid flow rate through the pipeline, maintained constant during the assessment of sediment volume;

t1 - хронологическое время первого увеличения давления в зоне манометра, установленного в начале трубопровода по причине прохождения разделителя жидкостей;t 1 - chronological time of the first increase in pressure in the zone of the pressure gauge installed at the beginning of the pipeline due to the passage of the liquid separator;

t2 - хронологическое время повышения давления в зоне манометра, установленного в конце трубопровода по причине прохождения разделителя жидкостей.t 2 - chronological time of pressure increase in the zone of the pressure gauge installed at the end of the pipeline due to the passage of the liquid separator.

По изобретению предлагается наблюдать за движением трубопроводной жидкости с помощью такой ее характеристики, как давление. Разделитель жидкости по изобретению рассматривается как местное сопротивление, причем имеющее подвижное состояние. Из постулатов гидравлики мы знаем, что при движении жидкости по трубопроводу потери давления (напора) на трение зависят и от местного сопротивления тоже, которое определяется по известной формуле:According to the invention, it is proposed to observe the movement of the pipeline fluid using its characteristics such as pressure. The liquid separator according to the invention is considered as local resistance, and having a mobile state. From the postulates of hydraulics, we know that when a fluid moves through a pipeline, pressure loss (pressure) due to friction also depends on local resistance, which is determined by the well-known formula:

Figure 00000003
или
Figure 00000004
Figure 00000003
or
Figure 00000004

где υ - средняя скорость движения в сечении потока за местным сопротивлением;where υ is the average speed in the flow section for local resistance;

ρ - плотность жидкости (постоянная величина).ρ is the density of the liquid (constant value).

ξ - коэффициент местного сопротивления, зависящий от числа Рейнольдса, формы местного сопротивления и шероховатости (источник информации: стр. 58 книги - Лутошкин Г.С. Сбор и подготовка нефти, газа и воды: Учебник для вузов. - Стереотипное издание. Перепечатка со второго издания 1979. - М.: Альянс, 2014. - 320 с.).ξ - coefficient of local resistance, depending on the Reynolds number, form of local resistance and roughness (source of information: page 58 of the book - G. Lutoshkin. Collection and preparation of oil, gas and water: A textbook for universities. - Stereotypical publication. Reprint from the second editions 1979. - M .: Alliance, 2014 .-- 320 p.).

В зоне сужения трубопровода из-за отложения оба параметра в формуле 2: и ξ, и υ растут, поэтому растет и потеря давления на трение, это в свою очередь приводит к повышению давления в начале трубопровода при обеспечении насосом постоянства расхода перекачиваемой жидкости.In the zone of narrowing of the pipeline due to deposition, both parameters in formula 2: both ξ and υ grow, so the friction pressure loss also increases, which in turn leads to an increase in pressure at the beginning of the pipeline while ensuring that the pump maintains a constant flow rate of the pumped liquid.

В качестве разделителя жидкостей можно использовать магнитогелевый состав, известный по книге (стр. 54): Физико-химический состав при подготовке нефти, газа и воды в промысловых условиях: учеб. пособие / В.В. Шайдаков, О.Ю. Полетаева, К.В. Чернова, Н.М. Катрич. - Уфа: ООО «Монография», 2012. - 164 с. или по патенту РФ на изобретение №2324552 (опубл. 20.05.2008). Магнитогелевый состав удобен тем, что его можно запустить в осложненный участок трубопровода и не заботиться о его дальнейшем извлечении, а вот разделитель по патенту на изобретение №2324552 после его прохождения, осложненного отложениями участка, необходимо извлечь на специальном приемном устройстве.As a liquid separator, you can use the magnetogel composition, known from the book (p. 54): Physico-chemical composition in the preparation of oil, gas and water in field conditions: textbook. allowance / V.V. Shaydakov, O.Yu. Poletaeva K.V. Chernova, N.M. Katrich. - Ufa: Monograph LLC, 2012. - 164 p. or according to the patent of the Russian Federation for the invention No. 2324552 (publ. 20.05.2008). The magnetogel composition is convenient in that it can be run into a complicated section of the pipeline and not worry about its further extraction, but the separator according to the invention patent No. 2324552, after passing through it complicated by deposits of the section, must be removed on a special receiving device.

Схема трубопроводного оборудования для реализации предложенного способа приведена на фиг. 1, где 1 - исследуемый участок трубопровода, 2 - участок с отложениями и сужением проходного сечения, 3 - манометр (датчик давления) на входе в трубопровод, 4 - манометр (датчик давления) на конце трубопровода, 5 - разделитель жидкости в роли местного сопротивления, 6 - передвижной насос для перекачки жидкости, 7 - закрытая задвижка.A diagram of pipeline equipment for implementing the proposed method is shown in FIG. 1, where 1 - the studied section of the pipeline, 2 - the section with deposits and narrowing of the bore, 3 - pressure gauge (pressure sensor) at the inlet to the pipeline, 4 - pressure gauge (pressure sensor) at the end of the pipeline, 5 - liquid separator as local resistance 6 - a mobile pump for pumping liquid; 7 - a closed gate valve.

По условиям изобретения давление P1 в зоне манометра 3 можно записать как сумму трех давлений:According to the conditions of the invention, the pressure P 1 in the zone of the pressure gauge 3 can be written as the sum of three pressures:

Figure 00000005
Figure 00000005

где P1 - давление по манометру в начале трубопровода;where P 1 - pressure gauge at the beginning of the pipeline;

Р2 - давление по манометру в конце трубопровода;P 2 - pressure gauge at the end of the pipeline;

Figure 00000006
- потеря давления на трение на участке между двумя манометрами при отсутствии в трубопроводе разделителя жидкости (определяется по формуле Дарси-Вейсбаха);
Figure 00000006
- loss of friction pressure in the area between the two pressure gauges in the absence of a liquid separator in the pipeline (determined by the Darcy-Weisbach formula);

Figure 00000007
- дополнительная потеря давления на трение в зоне движения разделителя жидкости (определяется как местное сопротивление по формуле 2).
Figure 00000007
- additional loss of friction pressure in the zone of motion of the liquid separator (defined as local resistance according to formula 2).

Используя формулу 3, построим графики изменения давлений P1 и Р2 во времени (фиг. 2), поэтапно рассматривая движение разделителя от первого манометра ко второму:Using formula 3, we construct graphs of the pressure changes P 1 and P 2 over time (Fig. 2), gradually considering the movement of the separator from the first pressure gauge to the second:

1. Разделитель жидкости вводится в исследуемый трубопровод на участке, который находится между задвижкой 7 и манометром 3.1. The liquid separator is introduced into the test pipeline in the area, which is located between the valve 7 and the pressure gauge 3.

2. Передвижной насос 6 ведет закачку жидкости в трубопровод с постоянным расходом во время всего периода измерений.2. The mobile pump 6 is pumping fluid into the pipeline at a constant flow rate during the entire measurement period.

3. После прохождения разделителем 5 манометра 3 давление P1 (фиксируется манометром 3) вырастет на величину

Figure 00000008
из-за появления местного сопротивления в виде разделителя после манометра. По этому первому скачку давления определяется хронологическое время t1.3. After passing through the separator 5 of pressure gauge 3, the pressure P 1 (fixed by pressure gauge 3) will increase by
Figure 00000008
due to the appearance of local resistance in the form of a separator after the pressure gauge. From this first pressure jump, a chronological time t 1 is determined.

4. При вхождении разделителя в зону А (умеренные отложения) давление вырастет еще на определенную величину, так как в формуле 1 увеличится параметр ξ из-за вытягивания разделителя по длине суженного трубопровода и естественного роста силы трения, направленного против движения разделителя.4. When the separator enters zone A (moderate deposits), the pressure will increase by a certain amount, since the parameter ξ will increase in formula 1 due to the extension of the separator along the length of the narrowed pipeline and the natural increase in the friction force directed against the movement of the separator.

5. В зоне В трубопровод сужается еще значительнее, вследствие чего давление P1 при вхождении в зону В разделителя вырастет еще на определенную величину из-за роста давления

Figure 00000008
.5. In zone B, the pipeline narrows even more, as a result of which the pressure P 1, when the separator enters zone B, increases by a certain amount due to the pressure increase
Figure 00000008
.

6. В зоне С толщина отложений уменьшается, благодаря этому нахождение в этой зоне разделителя ведет уже к меньшей потере давления на преодоление сил трения, и суммарное давление P1 снижается.6. In zone C, the thickness of the deposits decreases, due to this, the presence of a separator in this zone leads to a smaller loss of pressure to overcome the friction forces, and the total pressure P 1 decreases.

7. После выхода разделителя из зоны отложений давление P1 вновь уменьшится и далее - в зоне чистого трубопровода - не будет меняться.7. After the separator leaves the sediment zone, the pressure P 1 will decrease again and further, in the clean pipeline zone, will not change.

До тех пор пока разделитель 5 не достигнет манометра в конце трубопровода его давление Р2 можно выразить исходя из формулы 3:Until the separator 5 reaches the pressure gauge at the end of the pipeline, its pressure P 2 can be expressed based on formula 3:

Figure 00000009
Figure 00000009

Составные части в равенстве 4: P1 и

Figure 00000010
одновременно растут или уменьшаются на одну и ту же величину, поэтому давление Р2 является величиной постоянной до момента прихода разделителя жидкостей. Как только разделитель перейдет зону манометра 4, давление Р2 незначительно поднимется и при движении разделителя в чистом от отложений трубопроводе будет оставаться неизменным на одном уровне. Согласно формуле изобретения по этому росту давления Р2 будет определяться хронологическое время t2.The constituent parts in equality 4: P 1 and
Figure 00000010
at the same time increase or decrease by the same amount, so the pressure P 2 is a constant value until the moment the liquid separator arrives. As soon as the separator passes over the zone of the pressure gauge 4, the pressure P 2 rises slightly and when the separator moves in a pipeline clean of deposits, it will remain unchanged at the same level. According to the claims of this pressure increase P 2 is determined chronological time t 2.

Таким образом, с помощью показаний двух манометров фиксируют время прохождения Δt по исследуемому участку трубопровода разделителя жидкости: Δt=t2-t1.Thus, using the readings of two pressure gauges, the transit time Δt along the studied section of the liquid separator pipeline is recorded: Δt = t 2 -t 1 .

Отметим, что графики изменения давлений Р1 и Р2 (фиг. 2) во времени условно привязаны к местоположению манометров 3 и 4, а также к зонам отложений А, В и С (фиг. 1). Это сделано для более удобного восприятия изменений этих давлений при прохождении разделителем указанных ключевых зон.Note that the graphs of pressure changes P 1 and P 2 (Fig. 2) over time are conditionally tied to the location of pressure gauges 3 and 4, as well as to zones of deposits A, B and C (Fig. 1). This is done for a more convenient perception of changes in these pressures as the separator passes through these key zones.

По изобретению предложено изучать степень сужения проходного сечения трубопровода с помощью воздействия на отложения разделителем жидкости, фиксируя при этом ответную реакцию такого соприкосновения в виде повышения или уменьшения давления между насосом и разделителем.According to the invention, it is proposed to study the degree of narrowing of the pipeline cross-section by influencing deposits by a liquid separator, while recording the response of such contact in the form of an increase or decrease in pressure between the pump and the separator.

На наш взгляд, предложенные технические мероприятия обладают новизной, а в совокупности существенно отличаются от известных технических и технологических решений.In our opinion, the proposed technical measures are novel, and in the aggregate they significantly differ from the well-known technical and technological solutions.

Claims (1)

Способ определения объема отложений в трубопроводе, заключающийся в организации движения по трубопроводу разделителя жидкостей, способного адаптироваться к сужениям в трубопроводе, отличающийся тем, что после введения разделителя в начальный участок трубопровода закачку жидкости ведут с постоянным расходом и в постоянном временном режиме фиксируют давление в начале и в конце трубопровода по размещенным в этих точках манометрам (датчикам давления), о распределении отложений по длине трубопровода судят по скачкам давления в ту или иную сторону по манометру в начальной точке трубопровода, а объем отложений считают по формуле:
Figure 00000011

где:
Vотл - объем отложений на внутренней поверхности трубопровода;
ℓ - длина трубопровода между двумя манометрами (датчиками давления);
D - внутренний диаметр чистого трубопровода;
Q - расход жидкости по трубопроводу, поддерживается постоянной величиной во время оценки объема отложений;
t1 - хронологическое время первого увеличения давления в зоне манометра, установленного в начале трубопровода по причине прохождения разделителя жидкостей;
t2 - хронологическое время повышения давления в зоне манометра, установленного в конце трубопровода по причине прохождения разделителя жидкостей. A method for determining the volume of deposits in the pipeline, which consists in organizing the movement of the liquid separator through the pipeline, which is able to adapt to the narrowing in the pipeline, characterized in that after the introduction of the separator into the initial section of the pipeline, the liquid is pumped at a constant flow rate and the pressure at the beginning at the end of the pipeline, according to the pressure gauges located at these points, the distribution of deposits along the length of the pipeline is judged by pressure surges in one or another side the pressure gauge at the starting point of the pipeline, and the amount of sediment is considered by the formula:
Figure 00000011

Where:
V ex - the volume of deposits on the inner surface of the pipeline;
ℓ is the length of the pipeline between two pressure gauges (pressure sensors);
D is the inner diameter of the clean pipeline;
Q is the fluid flow rate through the pipeline, maintained constant during the assessment of sediment volume;
t 1 - chronological time of the first increase in pressure in the zone of the pressure gauge installed at the beginning of the pipeline due to the passage of the liquid separator;
t 2 - chronological time of pressure increase in the zone of the pressure gauge installed at the end of the pipeline due to the passage of the liquid separator.
RU2015142460/03A 2015-10-06 2015-10-06 Method for estimating the volume of scale in a pipeline RU2601348C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2015142460/03A RU2601348C1 (en) 2015-10-06 2015-10-06 Method for estimating the volume of scale in a pipeline

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2015142460/03A RU2601348C1 (en) 2015-10-06 2015-10-06 Method for estimating the volume of scale in a pipeline

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2601348C1 true RU2601348C1 (en) 2016-11-10

Family

ID=57277863

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2015142460/03A RU2601348C1 (en) 2015-10-06 2015-10-06 Method for estimating the volume of scale in a pipeline

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2601348C1 (en)

Cited By (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2703552C1 (en) * 2019-02-28 2019-10-21 Ильдар Зафирович Денисламов Diagnostics method of darp location in well
RU2728011C1 (en) * 2019-12-16 2020-07-28 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" Method of quantitative diagnostics of deposits in a pipeline
RU2733558C2 (en) * 2018-10-31 2020-10-05 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method of determining volume and interval of deposits in pipeline
RU2760283C1 (en) * 2021-02-12 2021-11-23 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" Method for estimating the volume of sediments in a pipeline
RU2768135C1 (en) * 2021-04-20 2022-03-23 Фанзиль Мавлявиевич Мугаллимов Method of determining places of asphalt-resinous, paraffin and other deposits in pipeline, as well as dents and constrictions therein
RU2812791C1 (en) * 2023-05-03 2024-02-02 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" Method for determining the volume of deposits in a horizontal pipeline section

Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SU244254A1 (en) *
US4538682A (en) * 1983-09-08 1985-09-03 Mcmanus James W Method and apparatus for removing oil well paraffin
SU1536159A1 (en) * 1988-04-04 1990-01-15 Производственное Объединение "Томскнефть" Method of determining the thickness of soil and paraffin deposit layer in oil pipeline
SU1717798A1 (en) * 1988-09-15 1992-03-07 Пермский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности Method of locating asphalt, tar and paraffin deposits in well during oil production
RU2099632C1 (en) * 1996-04-29 1997-12-20 Акционерное научно-проектное внедренческое общество "НГС-оргпроектэкономика" Method of determination of thickness of mud-and-paraffin deposits in oil line
RU2411351C1 (en) * 2009-12-01 2011-02-10 Артур Маратович Галимов Operational procedure of oil-gas deposit
RU2457324C1 (en) * 2011-01-31 2012-07-27 Ильдар Зафирович Денисламов Method of evaluation of deposit volume in well flow column

Patent Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SU244254A1 (en) *
US4538682A (en) * 1983-09-08 1985-09-03 Mcmanus James W Method and apparatus for removing oil well paraffin
SU1536159A1 (en) * 1988-04-04 1990-01-15 Производственное Объединение "Томскнефть" Method of determining the thickness of soil and paraffin deposit layer in oil pipeline
SU1717798A1 (en) * 1988-09-15 1992-03-07 Пермский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности Method of locating asphalt, tar and paraffin deposits in well during oil production
RU2099632C1 (en) * 1996-04-29 1997-12-20 Акционерное научно-проектное внедренческое общество "НГС-оргпроектэкономика" Method of determination of thickness of mud-and-paraffin deposits in oil line
RU2411351C1 (en) * 2009-12-01 2011-02-10 Артур Маратович Галимов Operational procedure of oil-gas deposit
RU2457324C1 (en) * 2011-01-31 2012-07-27 Ильдар Зафирович Денисламов Method of evaluation of deposit volume in well flow column

Cited By (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2733558C2 (en) * 2018-10-31 2020-10-05 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method of determining volume and interval of deposits in pipeline
RU2703552C1 (en) * 2019-02-28 2019-10-21 Ильдар Зафирович Денисламов Diagnostics method of darp location in well
RU2728011C1 (en) * 2019-12-16 2020-07-28 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" Method of quantitative diagnostics of deposits in a pipeline
RU2760283C1 (en) * 2021-02-12 2021-11-23 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" Method for estimating the volume of sediments in a pipeline
RU2768135C1 (en) * 2021-04-20 2022-03-23 Фанзиль Мавлявиевич Мугаллимов Method of determining places of asphalt-resinous, paraffin and other deposits in pipeline, as well as dents and constrictions therein
RU2816953C1 (en) * 2022-12-29 2024-04-08 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" Method of determining volume of deposits in pipeline
RU2812791C1 (en) * 2023-05-03 2024-02-02 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" Method for determining the volume of deposits in a horizontal pipeline section

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2601348C1 (en) Method for estimating the volume of scale in a pipeline
US8881577B1 (en) Method and system for analysis of rheological properties and composition of multi-component fluids
Rémai Correlation of undrained shear strength and CPT resistance
CN104359819A (en) Device and method for determining gas-water relative permeability of low-infiltration dense rock core
GB2504000A (en) In-well full-bore multiphase flowmeter for horizontal wellbores
US20150059446A1 (en) Method and system for analysis of rheological properties and composition of multi-component fluids
KR101399753B1 (en) System and method for diagnosing clogging of lead pipe
Khatua et al. Meandering effect for evaluation of roughness coefficients in open channel flow
CN106204304A (en) A kind of Conglomerate Reservoir gathers the determination method driving permeability saturation curve
CN107831103B (en) A kind of precision assessment method of pressure pulse decaying gas permeability test device
KR101800796B1 (en) Measuring apparatus for permeability of sedimentary cover rock and the method thereof
US20130019663A1 (en) Measuring process of dynamic viscosity of heavy live crude from the reservoir pressure up to atmospheric pressure, including bubble point pressure, based on an electromagnetic viscometer
CN104764503B (en) Fluid micro-flux self-measuring device
RU143551U1 (en) DEVICE FOR DETERMINING ABSOLUTE GAS PERMEABILITY
RU2728011C1 (en) Method of quantitative diagnostics of deposits in a pipeline
RU2445545C1 (en) Method for determining pipeline deposit volume
CN105224716A (en) A kind of oil well paraffinication method for early warning based on pump dynagraoph load change
CN204594616U (en) For the micro-pressure-difference measuring apparatus of High-Voltage Experimentation
CN104748908B (en) Micro-differential-pressure metering device for high-pressure experiment
RU2340772C2 (en) Method of evaluation of water cuttings of well production of oil wells "охн+"
RU2816953C1 (en) Method of determining volume of deposits in pipeline
WO2018050607A1 (en) Multi-model fraction verification for multiphase flow
RU158561U1 (en) DEVICE FOR DETERMINING PHASE PERMEABILITY
RU2630014C1 (en) Method for determining mass of solvent in oil-producing well
EA020663B1 (en) Method of measurement of well production rate

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20171007