RU2747601C1 - Method for inhibitor treatment of pipeline - Google Patents

Method for inhibitor treatment of pipeline Download PDF

Info

Publication number
RU2747601C1
RU2747601C1 RU2019143778A RU2019143778A RU2747601C1 RU 2747601 C1 RU2747601 C1 RU 2747601C1 RU 2019143778 A RU2019143778 A RU 2019143778A RU 2019143778 A RU2019143778 A RU 2019143778A RU 2747601 C1 RU2747601 C1 RU 2747601C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
pipeline
valve
solution
section
well
Prior art date
Application number
RU2019143778A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Владимир Федорович Кобычев
Роман Романович Шепитяк
Александр Дамирович Юсупов
Владислав Викторович Москаленко
Original Assignee
Общество с ограниченной ответственностью "Газпром Уренгой"
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 Общество с ограниченной ответственностью "Газпром Уренгой" filed Critical Общество с ограниченной ответственностью "Газпром Уренгой"
Priority to RU2019143778A priority Critical patent/RU2747601C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2747601C1 publication Critical patent/RU2747601C1/en

Links

Images

Classifications

    • 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
    • C23F—NON-MECHANICAL REMOVAL OF METALLIC MATERIAL FROM SURFACE; INHIBITING CORROSION OF METALLIC MATERIAL OR INCRUSTATION IN GENERAL; MULTI-STEP PROCESSES FOR SURFACE TREATMENT OF METALLIC MATERIAL INVOLVING AT LEAST ONE PROCESS PROVIDED FOR IN CLASS C23 AND AT LEAST ONE PROCESS COVERED BY SUBCLASS C21D OR C22F OR CLASS C25
    • C23F11/00—Inhibiting corrosion of metallic material by applying inhibitors to the surface in danger of corrosion or adding them to the corrosive agent

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Metallurgy (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Preventing Corrosion Or Incrustation Of Metals (AREA)

Abstract

FIELD: protection of metals from corrosion.
SUBSTANCE: invention relates to methods for inhibiting corrosion of a metal material by treating a surface at risk of corrosion by adding an inhibitor to a solution and periodically treating pipelines with it. The method includes preliminary preparation of a corrosion inhibitor solution in a container located on a mobile pumping unit for acidizing wells, shutting down the well, bleeding gas from the treated section of the pipeline, connecting the mobile pumping unit to the treated area through the end connection of the pressure line and opening the valve of the pressure line. Then, the solution is pumped through the backing line of the well until the in-pipe space of the pipeline section to be processed is completely filled, the valve of the backing line is closed, the pumping unit is stopped and disconnected from the backing line. To form a protective film, the solution is kept in the pipeline, and then the solution is purged from the treated section of the pipeline into the gas-collecting manifold. After the purge is completed, the well is stopped again, then the pipeline is settled to secure the protective film, then the pipeline is put into operation.
EFFECT: creation of a method of inhibitor treatment providing a long-term effect of the corrosion inhibitor film while reducing the metal consumption of equipment and reducing the time for maintenance and repair of pipelines and equipment.
3 cl, 4 tbl, 1 dwg

Description

Изобретение относится к способам ингибирования коррозии металлического материала путем обработки поверхности, подвергающейся опасности коррозии, с помощью добавления ингибитора к раствору и периодической обработкой им трубопроводов, что обеспечивает их коррозионную защиту и снижает трудозатраты на проведение технического обслуживания и текущего ремонта трубопроводов и оборудования, контактируемого с коррозионно-агрессивной средой.The invention relates to methods for inhibiting corrosion of a metal material by treating a surface at risk of corrosion by adding an inhibitor to the solution and periodically treating pipelines with it, which ensures their corrosion protection and reduces labor costs for maintenance and repair of pipelines and equipment in contact with corrosive -Aggressive environment.

Из уровня техники известны различные технические решения [RU 2242586, опубликовано 20.12.2004, RU 2312208, опубликовано 10.12.2007, RU 2572873, опубликовано 20.01.2016, RU 2576423, опубликовано 10.03.2016, RU 2676779 опубликовано 11.01.2019], предназначенные для ингибиторной обработки трубопроводов.Various technical solutions are known from the prior art [RU 2242586, published on 12/20/2004, RU 2312208, published on 12/10/2007, RU 2572873, published on 01/20/2016, RU 2576423, published on 03/10/2016, RU 2676779 published on 01/11/2019] intended for inhibitor treatment of pipelines.

Недостатками известных решений являются следующие:The disadvantages of the known solutions are as follows:

- высокая металлоемкость оборудования, связанная с необходимостью монтажа емкости хранения, а также установки дозирующих насосов для каждой скважины;- high metal consumption of equipment associated with the need to install a storage tank, as well as the installation of metering pumps for each well;

- дополнительные трудозатраты на техническое обслуживание и текущий ремонт емкости хранения ингибитора и насосов;- additional labor costs for maintenance and current repair of the inhibitor storage tank and pumps;

- необходимость применения оборудования с высоким энергопотреблением, в частности дозировочных насосов на кустах скважин, что потребует строительства ЛЭП и ее последующего обслуживания.- the need to use equipment with high energy consumption, in particular, metering pumps on well pads, which will require the construction of a power transmission line and its subsequent maintenance.

Наиболее близким техническим решением к заявленному способу и выбранным в качестве прототипа является способ централизованной подачи в скважины куста и точек технологической схемы установок подготовки газа раствора ингибитора в высококонцентрированном метаноле [Легезин, Н.Е. Противокоррозионная защита систем добычи, сбора и транспорта природного газа с применением ингибиторов: диссертация… доктора технических наук: 05.17.14. - Москва, 1998. - стр. 204].The closest technical solution to the claimed method and selected as a prototype is the method of centralized supply to the wells of the pad and points of the technological scheme of gas preparation plants for the inhibitor solution in highly concentrated methanol [Legezin, N.Ye. Anticorrosive protection of systems of extraction, collection and transport of natural gas with the use of inhibitors: dissertation ... Doctors of technical sciences: 05.17.14. - Moscow, 1998. - p. 204].

Недостатками прототипа являются его низкая эффективность, обусловленная тем, что он предусматривает применение специальной стационарной установки приготовления растворов ингибиторов, узел их распределения и дозировки, а также дополнительные протяженные трубопроводы от установки до точки ввода ингибиторов. Кроме того, способ не учитывает, что скважины даже одного месторождения, как правило, существенно отличаются по интенсивности коррозионных процессов.The disadvantages of the prototype are its low efficiency, due to the fact that it provides for the use of a special stationary installation for the preparation of solutions of inhibitors, a unit for their distribution and dosage, as well as additional long pipelines from the installation to the point of injection of inhibitors. In addition, the method does not take into account that the wells of even one field, as a rule, differ significantly in the intensity of corrosion processes.

Технической задачей, на решение которой направлено заявленное изобретение, является создание способа ингибиторной обработки, обеспечивающего длительное действие пленки ингибитора коррозии при снижении металлоемкости оборудования и сокращении времени на проведение технического обслуживания и текущего ремонта трубопроводов и оборудования.The technical problem to be solved by the claimed invention is to create a method of inhibitory treatment that provides long-term action of the corrosion inhibitor film while reducing the metal consumption of equipment and reducing the time spent on maintenance and repair of pipelines and equipment.

Способ ингибиторной обработки трубопровода включает в себя предварительное измерение скорости коррозии скважины для определения периодичности ингибиторных обработок и проведение периодической обработки трубопровода, путем нанесения защитной пленки ингибитора коррозии на внутреннюю поверхность труб. При этом предварительно готовят раствор ингибитора коррозии в емкости, расположенной на передвижной насосной установке для кислотной обработки скважин, а перед началом подачи раствора останавливают работу скважины посредством закрытия надкоренной задвижки. Далее закрывают задвижку, расположенную на конце обрабатываемого участка трубопровода, открывают задвижку байпасной линии и стравливают газ из упомянутого участка трубопровода. Подключают передвижную насосную установку для кислотной обработки скважин к обрабатываемому участку трубопровода через концевое соединение задавочной линии и открывают задвижку задавочной линии. Насосом передвижной насосной установки для кислотной обработки скважин закачивают раствор ингибитора коррозии через задавочную линию скважины до полного заполнения внутритрубного пространства обрабатываемого участка трубопровода, которое устанавливают по появлению раствора ингибитора в задвижке байпасной линии, после чего задвижку задавочной линии закрывают, а передвижную насосную установку останавливают и отсоединяют от задавочной линии. Для формирования защитной пленки раствор выдерживают в трубопроводе, а затем выполняют продувку раствора из обрабатываемого участка трубопровода в газосборный коллектор путем запуска скважины в работу, открывая задвижку, установленную на конце упомянутого участка и надкоренную задвижку, закрыв при этом задвижку байпасной линии. После выполнения продувки скважину вновь останавливают, закрывая задвижку, расположенную на конце обрабатываемого участка трубопровода и надкоренную задвижку, открывая при этом задвижку байпасной линии, далее выполняют отстаивание трубопровода для закрепления защитной пленки, затем трубопровод запускают в работу посредством открытия задвижки, установленной на конце обрабатываемого участка трубопровода, и надкоренной задвижки, закрыв при этом задвижку байпасной линии.The method for inhibiting treatment of a pipeline includes a preliminary measurement of the corrosion rate of a well to determine the frequency of inhibitory treatments and carrying out periodic treatment of the pipeline by applying a protective film of a corrosion inhibitor to the inner surface of the pipes. In this case, a solution of a corrosion inhibitor is preliminarily prepared in a container located on a mobile pumping unit for acidizing wells, and before starting the supply of the solution, the operation of the well is stopped by closing the over-root valve. Next, the valve located at the end of the pipeline section to be treated is closed, the bypass line valve is opened, and gas is released from the said pipeline section. Connect a mobile pumping unit for acidizing wells to the treated section of the pipeline through the end connection of the pressure line and open the valve of the pressure line. A pump of a mobile pumping unit for acidizing wells is used to inject a solution of a corrosion inhibitor through the back-up line of the well until the in-pipe space of the pipeline section to be treated is completely filled, which is installed upon the appearance of an inhibitor solution in the valve of the bypass line, after which the valve of the back-up line is closed, and the mobile pumping unit is stopped and disconnected from the backing line. To form a protective film, the solution is kept in the pipeline, and then the solution is purged from the treated section of the pipeline into the gas-collecting manifold by starting the well into operation, opening the valve installed at the end of the said section and the overhead valve, while closing the valve of the bypass line. After purging, the well is stopped again, closing the valve located at the end of the treated section of the pipeline and the overhead valve, while opening the valve of the bypass line, then the pipeline is defended to secure the protective film, then the pipeline is put into operation by opening the valve installed at the end of the processed section pipeline, and the overhead valve, while closing the valve of the bypass line.

Положительный технический результат, обеспечиваемый раскрытой выше совокупностью признаков способа, заключается в снижении металлоемкости оборудования и затрат на проведение технического обслуживания трубопровода за счет отсутствия необходимости строительства дополнительного трубопровода от емкости хранения ингибитора коррозии до точки его ввода в обслуживаемый трубопровод и установки дозирующих насосов. Положительный технический результат заключается также и в повышении времени воздействия защитной пленки за счет последовательности проведения каждой из описанных выше операций ингибиторной обработки трубопровода.The positive technical result provided by the set of method features disclosed above is to reduce the metal consumption of equipment and the cost of pipeline maintenance due to the absence of the need to build an additional pipeline from the corrosion inhibitor storage tank to the point of its entry into the serviced pipeline and the installation of metering pumps. A positive technical result also consists in increasing the time of exposure to the protective film due to the sequence of carrying out each of the operations described above for the inhibitory treatment of the pipeline.

Изобретение поясняется чертежом, где на фигуре приведена схема осуществления способа на этапе наполнения обрабатываемого участка трубопровода раствором ингибитора коррозии.The invention is illustrated by a drawing, where the figure shows a diagram of the implementation of the method at the stage of filling the treated section of the pipeline with a solution of a corrosion inhibitor.

Способ ингибиторной обработки трубопровода осуществляют следующим образом.The method of inhibiting treatment of the pipeline is carried out as follows.

Предварительно готовят раствор ингибитора коррозии в метаноле (РИК-20), вводя в метанол ингибитор коррозии, используя для этого емкость, расположенную на передвижной насосной установке для кислотной обработки скважин 1. При этом массовая доля метанола составляет 80%, а ингибитора коррозии - 20%. В качестве ингибитора коррозии может использоваться любой известный раствор, применяемый для защиты нефтепромыслового оборудования от углекислотной коррозии.A solution of a corrosion inhibitor in methanol (RIK-20) is preliminarily prepared by introducing a corrosion inhibitor into methanol, using a container located on a mobile pumping unit for acidizing wells 1. In this case, the mass fraction of methanol is 80%, and that of the corrosion inhibitor is 20% ... Any known solution used to protect oilfield equipment from carbon dioxide corrosion can be used as a corrosion inhibitor.

Перед началом подачи раствора останавливают работу скважины посредством закрытия надкоренной задвижки 2. Закрывают задвижку 3, расположенную на конце обрабатываемого участка трубопровода 4, открывают задвижку 5 байпасной линии 6, стравливая газ из обрабатываемого участка трубопровода 4. Подключают передвижную насосную установку для кислотной обработки скважин 1 к обрабатываемому участку трубопровода 4 через концевое соединение 7 задавочной линии 8, которое может быть выполнено, например, в виде быстроразъемного соединения, и открывают задвижку 9 задавочной линии 8. Насосом передвижной насосной установки для кислотной обработки скважин 1 закачивают раствор ингибитора коррозии через задавочную линию 8 скважины до полного заполнения внутритрубного пространства обрабатываемого участка трубопровода 4, которое устанавливают по появлению раствора ингибитора в задвижке 5 байпасной линии 6, после чего задвижку 9 задавочной линии 8 закрывают, а передвижную насосную установку 1 останавливают и отсоединяют от задавочной линии 8.Before the start of the solution supply, the operation of the well is stopped by closing the over-root valve 2. Close the valve 3 located at the end of the processed section of the pipeline 4, open the valve 5 of the bypass line 6, releasing gas from the treated section of the pipeline 4. Connect the mobile pumping unit for acidizing wells 1 to the treated section of the pipeline 4 through the end connection 7 of the pressure line 8, which can be made, for example, in the form of a quick-disconnect connection, and open the valve 9 of the pressure line 8. The pump of a mobile pumping unit for acidizing wells 1 is used to inject a solution of a corrosion inhibitor through the pressure line 8 of the well until the in-pipe space of the treated section of the pipeline 4 is completely filled, which is installed upon the appearance of an inhibitor solution in the valve 5 of the bypass line 6, after which the valve 9 of the pressure line 8 is closed, and the mobile pumping unit 1 is stopped and from connect from the backing line 8.

Для формирования защитной пленки раствор выдерживают в трубопроводе в течение одного часа, а затем выполняют продувку раствора из обрабатываемого участка трубопровода 4 в газосборный коллектор (на фигуре условно не показан) путем запуска скважины в работу, открывая задвижку 3, установленную на конце упомянутого участка и надкоренную задвижку 2, закрыв при этом задвижку 5 байпасной линии 6. После выполнения продувки скважину вновь останавливают, закрывая задвижку 4, расположенную на конце обрабатываемого участка трубопровода и надкоренную задвижку 2, открывая при этом задвижку 5 байпасной линии 6, далее выполняют отстаивание трубопровода для закрепления защитной пленки в течение 30 мин, затем трубопровод запускают в работу посредством открытия задвижки 4, установленной на конце обрабатываемого участка трубопровода, и надкоренной задвижки 2, закрыв при этом задвижку 5 байпасной линии 6.To form a protective film, the solution is kept in the pipeline for one hour, and then the solution is purged from the treated section of pipeline 4 into the gas-collecting manifold (not shown in the figure) by putting the well into operation, opening the valve 3 installed at the end of the said section and valve 2, while closing the valve 5 of the bypass line 6. After purging, the well is stopped again, closing the valve 4 located at the end of the pipeline section to be treated and the overhead valve 2, while opening the valve 5 of the bypass line 6, then the pipeline is defended to secure the protective films for 30 minutes, then the pipeline is put into operation by opening the valve 4 installed at the end of the pipeline section to be treated, and the overhead valve 2, while closing the valve 5 of the bypass line 6.

В рамках подбора оптимальной концентрации, времени проведения каждой операции и периодичности обработки трубопроводов на объектах ООО «Газпром добыча Уренгой» были проведены следующие работы.As part of the selection of the optimal concentration, the timing of each operation and the frequency of pipeline processing at the facilities of Gazprom dobycha Urengoy, the following works were carried out.

Подобрана оптимальная концентрация раствора ингибитора коррозии в метаноле посредством экспериментальных лабораторных исследований в среде, подобной реальной, характерной для ачимовских отложений Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения (таблица 1).The optimal concentration of the corrosion inhibitor solution in methanol was selected by means of experimental laboratory studies in an environment similar to the real one, typical for the Achimov deposits of the Urengoy oil and gas condensate field (Table 1).

Figure 00000001
Figure 00000001

В соответствии с вышеуказанными данными оптимальной концентрацией, обеспечивающей длительное последействие пленки и минимальное потребление ингибитора коррозии, является 20%.In accordance with the above data, the optimal concentration, which provides a long aftereffect of the film and a minimum consumption of a corrosion inhibitor, is 20%.

Определенно необходимое время выдержки РИК-20 в трубе посредством проведения промысловых испытаний с различным временем выдержки РИК-20 без проведения операции выдержки трубопровода без давления для закрепления пленки. Промысловые испытания проводились на скважине, имеющей фоновую скорость коррозии равную 1,7 мм/год (таблица 2).Definitely the required holding time of RIK-20 in the pipe by means of field tests with different holding times of RIK-20 without holding the pipeline without pressure to fix the film. Field tests were carried out on a well with a background corrosion rate of 1.7 mm / year (Table 2).

Figure 00000002
Figure 00000002

В соответствии с приведенными выше данными оптимальным временем выдержки РИК-20 в трубе, обеспечивающим длительное последействие пленки и минимальное время простоя скважины (время выдержки РИК-20 в трубе), является 60 мин (1 час).In accordance with the above data, the optimal holding time of RIK-20 in the pipe, providing a long aftereffect of the film and the minimum downtime of the well (holding time of RIK-20 in the pipe), is 60 minutes (1 hour).

Определенно время простоя трубы от работы после проведения операции по выдержке РИК-20 в трубе, необходимое для закрепления защитной пленки. Промысловые испытания проводились на скважине, имеющей фоновую скорость коррозии равную 1,7 мм/год.The downtime of the pipe from work after the operation of holding the RIK-20 in the pipe, which is necessary to fix the protective film, is determined. Field tests were carried out on a well with a background corrosion rate of 1.7 mm / yr.

Figure 00000003
Figure 00000003

В соответствии с приведенными выше данными оптимальным временем отстаивания трубы от работы после проведения операции по выдержке РИК-20 в трубе и ее опорожнения, обеспечивающим длительное последействие пленки и минимальное время простоя скважины (время выдержки РИК-20 в трубе), является 30 мин.In accordance with the above data, the optimal time for settling the pipe from work after holding the RIK-20 in the pipe and emptying it, providing a long aftereffect of the film and the minimum downtime of the well (holding time of RIK-20 in the pipe), is 30 minutes.

Определена периодичность обработки труб в зависимости от фоновых скоростей коррозии, то есть скоростей коррозии в отсутствии подачи ингибитора коррозии (таблица 4).The frequency of pipe processing was determined depending on the background corrosion rates, that is, the corrosion rates in the absence of a corrosion inhibitor supply (Table 4).

Figure 00000004
Figure 00000004

В соответствии с приведенными выше данными оптимальная периодичность ингибиторных обработок составляет:In accordance with the above data, the optimal frequency of inhibitor treatments is:

- для скважин с измеренными скоростями коррозии более 0,5 мм/год - один раз в неделю;- for wells with measured corrosion rates of more than 0.5 mm / year - once a week;

- для скважин с измеренными скоростями коррозии от 0,25 до 0,5 мм/год- for wells with measured corrosion rates from 0.25 to 0.5 mm / year

- один раз в две недели;- once every two weeks;

- для скважин с измеренными скоростями коррозии от 0,1 до 0,25 мм/год- for wells with measured corrosion rates from 0.1 to 0.25 mm / year

- один раз в месяц.- once a month.

Таким образом, предложенный в настоящей заявке способ представляет собой эффективный технологический процесс, обеспечивающий надежную противокоррозионную защиту трубопроводов и оборудования, контактирующих с коррозионно-агрессивной средой, а приведенные выше результаты лабораторных исследований и промысловых испытаний позволили определить оптимальные концентрации ингибитора коррозии в растворе и периодичность обработки трубопроводов.Thus, the method proposed in this application is an effective technological process that provides reliable anti-corrosion protection of pipelines and equipment in contact with a corrosive environment, and the above results of laboratory studies and field tests made it possible to determine the optimal concentration of corrosion inhibitor in solution and the frequency of pipeline processing ...

Claims (3)

1. Способ ингибиторной обработки трубопровода, включающий предварительное измерение скорости коррозии скважины и проведение периодической обработки трубопровода путем нанесения защитной пленки ингибитора коррозии на внутреннюю поверхность труб, отличающийся тем, что предварительно готовят раствор ингибитора коррозии в емкости, расположенной на передвижной насосной установке для кислотной обработки скважин, а перед началом подачи раствора останавливают работу скважины посредством закрытия надкоренной задвижки, далее закрывают задвижку, расположенную на конце обрабатываемого участка трубопровода, открывают задвижку байпасной линии и стравливают газ из упомянутого участка трубопровода, подключают передвижную насосную установку для кислотной обработки скважин к обрабатываемому участку трубопровода через концевое соединение задавочной линии и открывают задвижку задавочной линии, насосом передвижной насосной установки для кислотной обработки скважин закачивают раствор ингибитора коррозии через задавочную линию скважины до полного заполнения внутритрубного пространства обрабатываемого участка трубопровода, которое устанавливают по появлению раствора ингибитора в задвижке байпасной линии, после чего задвижку задавочной линии закрывают, а передвижную насосную установку останавливают и отсоединяют от задавочной линии, для формирования защитной пленки раствор выдерживают в трубопроводе, а затем выполняют продувку раствора из обрабатываемого участка трубопровода в газосборный коллектор путем запуска скважины в работу, открывая задвижку, установленную на конце упомянутого участка, и надкоренную задвижку, закрыв при этом задвижку байпасной линии, после выполнения продувки скважину вновь останавливают, закрывая задвижку, расположенную на конце обрабатываемого участка трубопровода, и надкоренную задвижку, открывая при этом задвижку байпасной линии, далее выполняют отстаивание трубопровода для закрепления защитной пленки, затем трубопровод запускают в работу посредством открытия задвижки, установленной на конце обрабатываемого участка трубопровода, и надкоренной задвижки, закрыв при этом задвижку байпасной линии.1. A method of inhibiting treatment of a pipeline, including preliminary measurement of the rate of corrosion of a well and carrying out periodic treatment of the pipeline by applying a protective film of a corrosion inhibitor to the inner surface of pipes, characterized in that a solution of a corrosion inhibitor is preliminarily prepared in a container located on a mobile pumping unit for acidizing wells , and before the start of the solution supply, the operation of the well is stopped by closing the over-root valve, then the valve located at the end of the treated section of the pipeline is closed, the gate valve of the bypass line is opened and gas is released from the said section of the pipeline, a mobile pumping unit for acidizing wells is connected to the processed section of the pipeline through the end connection of the pressure line and open the valve of the pressure line, a pump of a mobile pumping unit for acidizing wells is pumped with a solution of a corrosion inhibitor black without the backing line of the well until the inner tube space of the pipeline section to be treated is completely filled, which is installed upon the appearance of an inhibitor solution in the valve of the bypass line, after which the valve of the backing line is closed, and the mobile pumping unit is stopped and disconnected from the backing line, to form a protective film, the solution is kept in the pipeline , and then the solution is purged from the treated section of the pipeline into the gas-collecting manifold by starting the well into operation, opening the valve installed at the end of the said section and the overhead valve, while closing the valve of the bypass line, after purging the well is stopped again, closing the valve located at the end of the processed section of the pipeline, and the overhead valve, while opening the valve of the bypass line, then the pipeline is defended to fix the protective film, then the pipeline is put into operation by opening the back a vizhe, installed at the end of the processed section of the pipeline, and the overhead valve, while closing the valve of the bypass line. 2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что для формирования защитной пленки раствор выдерживают в трубопроводе в течение одного часа.2. The method according to claim 1, characterized in that for the formation of the protective film, the solution is kept in the pipeline for one hour. 3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что для закрепления защитной пленки отстаивание трубопровода выполняют в течение 30 мин.3. The method according to claim 1, characterized in that to fix the protective film, the pipeline is settled for 30 minutes.
RU2019143778A 2019-12-23 2019-12-23 Method for inhibitor treatment of pipeline RU2747601C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2019143778A RU2747601C1 (en) 2019-12-23 2019-12-23 Method for inhibitor treatment of pipeline

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2019143778A RU2747601C1 (en) 2019-12-23 2019-12-23 Method for inhibitor treatment of pipeline

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2747601C1 true RU2747601C1 (en) 2021-05-11

Family

ID=75919766

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2019143778A RU2747601C1 (en) 2019-12-23 2019-12-23 Method for inhibitor treatment of pipeline

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2747601C1 (en)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2785098C1 (en) * 2021-12-07 2022-12-02 Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Уренгой" Method for cleaning the gas collection header of the well pad

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5209300A (en) * 1992-02-04 1993-05-11 Ayres Robert N Pressure regulated chemical injection system
RU2136781C1 (en) * 1996-08-06 1999-09-10 Научно-производственное управление Акционерного общества открытого типа "Оренбургнефть" Corrosion inhibition protection method for gas ducts
RU2576423C1 (en) * 2015-01-21 2016-03-10 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина (ПАО "Татнефть" им. В.Д. Шашина) System for supply of liquid chemical reagents and method of accounting reagents in such system
RU2676779C2 (en) * 2017-06-21 2019-01-11 Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Астрахань" (ООО "Газпром добыча Астрахань") Automated system of corrosion inhibitor solution injection for wells

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5209300A (en) * 1992-02-04 1993-05-11 Ayres Robert N Pressure regulated chemical injection system
RU2136781C1 (en) * 1996-08-06 1999-09-10 Научно-производственное управление Акционерного общества открытого типа "Оренбургнефть" Corrosion inhibition protection method for gas ducts
RU2576423C1 (en) * 2015-01-21 2016-03-10 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина (ПАО "Татнефть" им. В.Д. Шашина) System for supply of liquid chemical reagents and method of accounting reagents in such system
RU2676779C2 (en) * 2017-06-21 2019-01-11 Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Астрахань" (ООО "Газпром добыча Астрахань") Automated system of corrosion inhibitor solution injection for wells

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
Легезин Н.Е. Противокоррозионная защита систем добычи, сбора и транспорта природного газа с применением ингибиторов. Диссертация на соискание ученой степени доктора технических наук. М., 1998, с. 204. *

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2785098C1 (en) * 2021-12-07 2022-12-02 Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Уренгой" Method for cleaning the gas collection header of the well pad

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN104529015B (en) A kind of coal unit boiler draining system method for anticorrosion treatment
JPH0658437B2 (en) Radioactivity reduction methods for nuclear power plants
CN103410474A (en) Corrosion control method for annular space tubing and casings of oil field water injection well
RU2747601C1 (en) Method for inhibitor treatment of pipeline
CN104246016A (en) Additives for heat exchanger deposit removal in a wet layup condition
Khan et al. Erosion–Corrosion of Low Carbon (AISI 1008 Steel) Ring Gasket Under Dynamic High Pressure CO 2 Environment
CN103506352A (en) Construction method for oil flushing for installation of hydraulic pipeline of rolling mill
RU89600U1 (en) MOBILE INHIBITOR DOSAGE INSTALLATION (OPTIONS)
Islam et al. Premature failure of access fittings installed on high pressure effluent water lines due to microbiologically induced corrosion
AU2011235996B2 (en) Pipeline hydrate inhibitor and method of reducing hydrates using the hydrate inhibitor
CN110608633A (en) Boiler steam oxygenation depressurization blowing pipe system and method
RU2264530C2 (en) Method for periodical chemical reagent injection into object to be treated
RU2355939C2 (en) Method for protection of pipelines against corrosion
RU2422620C1 (en) Procedure for protection of centrifugal pump from deposit of salts
RU2724676C1 (en) Apparatus for generating an ultra-supercritical working fluid
Ghaziof et al. Application of Corrosion Inhibitors for K55 Casing Corrosion Control in Acidic Geothermal Well Fluids
Gui et al. Inhibition of Carbon Steel Stress Corrosion Cracking in Fuel Grade Ethanol by Chemical Addition or Oxygen Control: A Feasibility Evaluation
CN106480464A (en) The handling process of process pipe
RU2763083C1 (en) Method for preservation of boiler equipment
RU2493481C1 (en) Method for internal corrosion protection of flow oil-pipe lines
CN107366780A (en) A kind of method for changing coke oven aqueous ammonia pump of high pressure delivery port pipeline
Guseva et al. Medium pressure boiler water chemistry optimization using neutralizing amines mixture reagent AMINAT™ PK-2 at CEPP “Borovichi Refractories Plant” of JSC “BKO”
Gridchin et al. New Amine Water Treatment at the VAZ TPP
CN101760188B (en) Formula of DSS-1 corrosion inhibiter and processing technique
Kirilina et al. Water Treatment Upgrade of Steam Drum Boilers Based on a VTIAMIN Reagent