RU2760283C1 - Способ оценки объема отложений в трубопроводе - Google Patents
Способ оценки объема отложений в трубопроводе Download PDFInfo
- Publication number
- RU2760283C1 RU2760283C1 RU2021103601A RU2021103601A RU2760283C1 RU 2760283 C1 RU2760283 C1 RU 2760283C1 RU 2021103601 A RU2021103601 A RU 2021103601A RU 2021103601 A RU2021103601 A RU 2021103601A RU 2760283 C1 RU2760283 C1 RU 2760283C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- pipeline
- volume
- oil
- deposits
- gas
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 18
- 239000013049 sediment Substances 0.000 title description 2
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 24
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 claims abstract description 10
- 239000002569 water oil cream Substances 0.000 claims abstract description 9
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 7
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Natural products C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 6
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims abstract description 4
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 24
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 2
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 22
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 7
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 3
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 3
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 3
- 239000003960 organic solvent Substances 0.000 description 3
- 239000010690 paraffinic oil Substances 0.000 description 3
- 230000006978 adaptation Effects 0.000 description 1
- 238000003745 diagnosis Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 1
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 1
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 1
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 238000007790 scraping Methods 0.000 description 1
- 230000001932 seasonal effect Effects 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/003—Determining well or borehole volumes
Landscapes
- Physics & Mathematics (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Pipeline Systems (AREA)
- Cleaning In General (AREA)
Abstract
Изобретение относится к области эксплуатации внутрипромысловых и магистральных трубопроводов, осложненных формированием внутриполостных отложений. Способ включает подачу в трубопровод подогретой нефти и замер времени прохождения ею трубопровода по данным двух датчиков температуры, установленных в начале и конце трубопровода. До подачи в трубопровод подогретой нефти в него закачивают малорастворимый в жидкости газ - метан или азот, до и после закачки газа в трубопровод закачивают оторочку высоковязкой мелкодисперсной водонефтяной эмульсии с эмульгатором. Объем отложений определяют как разницу между внутренним объемом чистого трубопровода и объемом нефти, предварительно нагретой до температуры 40-60°С, находящейся между двумя датчиками температуры. Повышается точность диагностики объема отложений, обеспечивается выбор оптимального способа их удаления. 2 ил.
Description
Изобретение относится к сфере обслуживания и эксплуатации внутрипромысловых и магистральных трубопроводов нефтегазодобывающих и трубопроводных компаний.
Эксплуатация месторождений нефти со значительным содержанием асфальтенов, смол и парафинов осложнена тем, что со временем некоторые участки трубопроводов заполняются отложениями, состоящими, как правило, из тяжелых компонентов нефти с определенной долей механических примесей, неорганических солей и воды. Отложения сужают проходное сечение нефтепроводов и, в конечном счете, снижают их производительность по перекачке жидкости. Эффективным средством удаления отложений является прогонка скребка в полости трубопровода, но лишь часть внутрипромысловых нефтегазопроводов ими оборудована.
Для продления безаварийной и эффективной эксплуатации участков без скребкования необходимо периодически их диагностировать на содержание отложений. По результатам таких исследований трубопроводы со значительным объемом АСПО промывают органическим растворителем по приемлемой технологии, при этом объем растворителя должен в несколько раз превосходить объем отложений.
Известен способ определения объема отложений в газопроводах, основанный на присоединении к проблемному участку байпасной линии со счетчиком газа и снятия показаний с дифманометра (Сборник тезисов конференции «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа» - Уфа: ГУП «ИПТЭР», 2012. - с. 405-406.) Реализация способа предназначена только для газопроводов и не дает информацию по распределению отложений в трубопроводе.
По патенту РФ на изобретение №2728011 (опубл. 28.07.2020, бюл. 22) предложено запускать в осложненный трубопровод высоковязкую жидкость и оценивать время прохождения трубопровода этим составом по показаниям двух высокоточных датчиков давления, установленных в начале и конце исследуемого трубопровода. Реализация способа осложнена тем, что необходимо готовить эмульсионный состав и использовать высокоточные датчики давления высокой стоимости.
Наиболее близким к данной заявке по техническому содержанию и решению существующей проблемы диагностики объема отложений является способ определения объема отложений (патент РФ на изобретение №2610945, опубл. 17.02.2017, бюл. 5). Согласно способу в нижней части колонны насосно-компрессорных труб скважины создают повышение температуры добываемой жидкости и по времени прихода «теплой» нефти или эмульсии судят об объеме отложений в колонне лифтовых труб. Использование данного способа для диагностики внутреннего состояния нефтепровода, перекачивающего парафинистую нефть с предварительным подогревом такой нефти, достаточно недорого и удобно. Пример такого способа перекачки нефти приведен в статье «Моделирование режимов работы сложного неизотермического трубопровода», авт. Шутов А.А., Штукатуров К.Ю., Беккер Л.М. (Нефтегазовое дело, 2004. - Том. 2. - С. 143-153). В статье приведены несколько графиков, по которым видно, что на перекачивающей станциях происходит подогрев парафинистой нефти для снижения ее вязкости и предупреждения формирования АСПО.
Из-за теплопроводности во время движения горячей жидкости по трубопроводу происходит теплопередача от такой жидкости не только в окружающую среду, но и в сторону находящейся впереди движения более холодной жидкости, поэтому граница жидкости с повышенной температурой как реперного носителя будет размытой, то есть плавной, а не необходимой скачкообразной формы. Использовать известную формулу 1 из данных прототипа, приведенную ниже, будет неэффективно из-за возникающей погрешности определения времени прихода «теплой жидкости» как разницу параметров U и t2:
Vотл - объем отложений в трубопроводе;
λ - длина исследуемого трубопровода с отложениями;
D - внутренний диаметр трубопровода без отложений;
к - коэффициент, учитывающий адаптацию формулы для условий конкретного трубопровода;
Q - расход жидкости по трубопроводу, поддерживается постоянной величиной во время оценки объема отложений;
t1 - хронологическое время подачи горячей жидкости в трубопровод (определяется по показанию датчика температуры в начале трубопровода);
t2 - хронологическое время прихода теплой жидкости к датчику температуры в конце трубопровода.
Технической задачей по изобретению является снижение теплопередачи между холодной трубопроводной жидкостью и вводимой в трубопровод жидкости повышенной температуры, для того чтобы температурная граница между ними была в виде вертикального скачка за короткий промежуток времени.
Технический результат от применения изобретения заключается в своевременной количественной диагностике отложений в трубопроводе и выборе оптимального способа их удаления.
Поставленная техническая задача решается тем, что по способу оценки объема отложений в трубопроводе, заключающемуся в подаче в трубопровод подогретой нефти и замере времени прохождения ею трубопровода по данным двух датчиков температуры, установленных в начале и конце трубопровода, согласно изобретению до подачи в трубопровод подогретой нефти в него закачивают малорастворимый в жидкости газ - азот или метан в качестве разделяющего и теплоизолирующего компонента, для заполнения газом всего сечения трубопровода при его движении между жидкостями разных температур до и после закачки газа в трубопровод закачивают оторочку высоковязкой мелкодисперсной водонефтяной эмульсии с эмульгатором, объем отложений определяют как разницу между внутренним объемом чистого трубопровода и объемом нефти, предварительно нагретой до температуры 40-60°С, находящейся между двумя датчиками температуры
Для реализации способа необходимо оборудовать осложненный трубопровод устройствами, которые приведены на фиг. 1, где позициями обозначены: 1 - исследуемый трубопровод, 2 - отложения, 3 - задвижка в конце трубопровода, 4 - задвижка в начале трубопровода, 5 - манометр, 6 и 7 - датчики температуры соответственно в начале и конце трубопровода, 8 - компрессор, 9 - задвижка на линии подачи малорастворимого в жидкости газа, 10 - насосный агрегат типа ЦА-320, И - задвижка на линии подачи эмульсионного состава, 12 - трубопроводный насос, 13 - печь подогрева типа ПТБ-10, 14 - малорастворимый в жидкости газ, 15 - оторочки водонефтяной эмульсии с эмульгатором, 16 - жидкость с повышенной температурой, 17 - трубопроводная жидкость с низкой температурой, 18 - задвижка на отводе трубопровода с отложениями.
Датчики 6 и 7 температуры установлены на осевой линии трубопровода, а информация от них передается на монитор персонала предприятия в режиме реального времени по радиоканалу. На фиг. 2 показаны данные по датчикам 6 и 7 при осуществлении способа.
Реализацию способа рассмотрим на примере исследования внутреннего состояния нефтепровода, где по технологической необходимости уже имеется печь 13 подогрева типа ПТБ-10 или путевой подогреватель 11П-4В для периодического или сезонного подогрева высоковязкой и парафинистой нефти. Оценку объема отложений проводят в следующем порядке:
1. Нефть в печи типа ПТБ-10 нагревают до температуры 40-60°С без подачи в трубопровод 1, задвижка 4 закрыта, насос 12 в бездействии.
2. Задвижки 11и 18 открывают и в начальную часть трубопровода насосом 10 закачивают водонефтяную эмульсию с эмульгатором для создания оторочки перед газовым пузырем
3. Задвижку 11 закрывают, задвижку 9 открывают, в трубопровод с помощью компрессора 8 закачивают малорастворимый в нефти газ, например азот или метан.
4. Задвижку 9 закрывают, открывают задвижку 11 и вновь закачивают оторочку водонефтяной эмульсии с эмульгатором.
5. Задвижки 3, 4 открывают, задвижку 18 закрывают, насос 12 приводят в действие. Начинается движение нагретой до температуры 40-60°С нефти, газа и оторочек водонефтяной эмульсии с эмульгатором по трубопроводу. Время прохождения горячей нефтью зоны датчиков температуры 6 и 7 фиксируется по их показаниям в виде резкого скачка температуры до 10°С и более.
Датчик 6 температуры момент прохождения горячей нефти отмечает как резкое повышение температуры с 16 до 45°С. Это видно по фиг. 2. Скачок температуры происходит в момент времени t1. Нефть с повышенной температурой проходит весь участок нефтепровода с отложениями и в момент времени t2 достигает датчика температуры 7, который также фиксирует повышение температуры на определенную величину (фиг. 2).
6. После закрытия задвижки 18 насосный агрегат 10 и компрессор 8 покидают зону исследования нефтепровода.
Благодаря закачке в виде двух оторочек водонефтяной эмульсии с эмульгатором до и после сжатого объема малорастворимого в жидкости газа, эмульгатор в составе этих оторочек адсорбируется на межфазной поверхности между газовым пузырем и водонефтяной эмульсией. Эмульгаторы усилят не только силу поверхностного натяжения, но и механическую прочность межфазной поверхности, что и обеспечит сохранность газа в форме газового пузыря с перекрытием всего сечения трубопровода.
Наличие газовой составляющей между трубопроводными жидкостями различной температуры снизит теплопередачу от горячей жидкости в сторону холодной жидкости в трубопроводе, благодаря этому время прохождения горячей реперной жидкости по трубопроводу будет определено с минимальной погрешностью. По формуле 1 определяется объем отложений в трубопроводе и по его величине принимается решение об удалении отложений оптимальным способом, например с использованием органического растворителя.
Технологическая эффективность использования заявленного способа заключается в восстановлении проходного сечения трубопровода с наименьшими затратами благодаря применению оптимального способа удаления отложений. Применительно к органическому растворителю будет установлено его необходимое количество, как объем отложений, умноженный на коэффициент его растворяющей способности. Сегодня данный коэффициент находится в диапазоне от трех до пяти.
Claims (1)
- Способ оценки объема отложений в трубопроводе, заключающийся в подаче в трубопровод подогретой нефти и замере времени прохождения ею трубопровода по данным двух датчиков температуры, установленных в начале и конце трубопровода, отличающийся тем, что до подачи в трубопровод подогретой нефти в него закачивают малорастворимый в жидкости газ - метан или азот, до и после закачки газа в трубопровод закачивают оторочку высоковязкой мелкодисперсной водонефтяной эмульсии с эмульгатором, объем отложений определяют как разницу между внутренним объемом чистого трубопровода и объемом нефти, предварительно нагретой до температуры 40-60°С, находящейся между двумя датчиками температуры.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2021103601A RU2760283C1 (ru) | 2021-02-12 | 2021-02-12 | Способ оценки объема отложений в трубопроводе |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2021103601A RU2760283C1 (ru) | 2021-02-12 | 2021-02-12 | Способ оценки объема отложений в трубопроводе |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2760283C1 true RU2760283C1 (ru) | 2021-11-23 |
Family
ID=78719547
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2021103601A RU2760283C1 (ru) | 2021-02-12 | 2021-02-12 | Способ оценки объема отложений в трубопроводе |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2760283C1 (ru) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2816953C1 (ru) * | 2022-12-29 | 2024-04-08 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Способ определения объема отложений в трубопроводе |
Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2381359C1 (ru) * | 2008-10-22 | 2010-02-10 | Ильдар Зафирович Денисламов | Способ определения объема отложений в колонне лифтовых труб добывающей скважины |
RU2457324C1 (ru) * | 2011-01-31 | 2012-07-27 | Ильдар Зафирович Денисламов | Способ оценки объема отложений в колонне лифтовых труб скважины |
RU2601348C1 (ru) * | 2015-10-06 | 2016-11-10 | Ильдар Зафирович Денисламов | Способ оценки объема отложений в трубопроводе |
RU2610945C1 (ru) * | 2015-12-10 | 2017-02-17 | Ильдар Зафирович Денисламов | Способ определения объема отложений в колонне лифтовых труб скважины |
US20190339210A1 (en) * | 2018-05-04 | 2019-11-07 | Hydromax USA, LLC | Multi-sensor pipe inspection system and method |
RU2733558C2 (ru) * | 2018-10-31 | 2020-10-05 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ определения объема и интервала отложений в трубопроводе |
-
2021
- 2021-02-12 RU RU2021103601A patent/RU2760283C1/ru active
Patent Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2381359C1 (ru) * | 2008-10-22 | 2010-02-10 | Ильдар Зафирович Денисламов | Способ определения объема отложений в колонне лифтовых труб добывающей скважины |
RU2457324C1 (ru) * | 2011-01-31 | 2012-07-27 | Ильдар Зафирович Денисламов | Способ оценки объема отложений в колонне лифтовых труб скважины |
RU2601348C1 (ru) * | 2015-10-06 | 2016-11-10 | Ильдар Зафирович Денисламов | Способ оценки объема отложений в трубопроводе |
RU2610945C1 (ru) * | 2015-12-10 | 2017-02-17 | Ильдар Зафирович Денисламов | Способ определения объема отложений в колонне лифтовых труб скважины |
US20190339210A1 (en) * | 2018-05-04 | 2019-11-07 | Hydromax USA, LLC | Multi-sensor pipe inspection system and method |
RU2733558C2 (ru) * | 2018-10-31 | 2020-10-05 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ определения объема и интервала отложений в трубопроводе |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2816953C1 (ru) * | 2022-12-29 | 2024-04-08 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Способ определения объема отложений в трубопроводе |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
AU2006255609B2 (en) | Pipes, systems, and methods for transporting fluids | |
Guozhong et al. | Study on the wax deposition of waxy crude in pipelines and its application | |
AU2006309322B2 (en) | Methods for transporting hydrocarbons | |
McKibben et al. | A laboratory investigation of horizontal well heavy oil—water flows | |
CN110208500A (zh) | 一种原油管道蜡沉积物清管模拟实验方法 | |
CN106770990A (zh) | 一种用于深水油气集输管线中天然气水合物研究的实验装置 | |
Bilderback et al. | Complete paraffin control in petroleum production | |
Shi | A study on high-viscosity oil-water two-phase flow in horizontal pipes | |
CN110346403A (zh) | 一种可视化流体相变观测装置及方法 | |
FR2944828A1 (fr) | Procede d'extraction d'hydrocarbures d'un reservoir et une installation d'extraction d'hydrocarbures | |
RU2760283C1 (ru) | Способ оценки объема отложений в трубопроводе | |
Kiyingi et al. | Crude oil wax: A review on formation, experimentation, prediction, and remediation techniques | |
Scott et al. | Flow testing methods to detect and characterize partial blockages in looped subsea flowlines | |
Liu et al. | Study of deposition behavior in small-diameter gathering pipelines for water-cut oil | |
Struchkov et al. | Laboratory investigation of organic-scale prevention in a Russian oil field | |
Thomason | Start-up and shut-in issues for subsea production of high paraffinic crudes | |
RU2728011C1 (ru) | Способ количественной диагностики отложений в трубопроводе | |
Ajienka et al. | Criteria for the design of waxy crude oil pipelines: maximum pump (horsepower) pressure requirement | |
RU2124160C1 (ru) | Способ транспортирования неньютоновской парафинсодержащей углеводородной жидкости по трубопроводу | |
RU2812791C1 (ru) | Способ определения объема отложений на участке трубопровода горизонтального исполнения | |
RU2816953C1 (ru) | Способ определения объема отложений в трубопроводе | |
Joseph et al. | Waxy crude oil well surveillance | |
Haimin et al. | Wall sticking of high water-cut, highly viscous and high gel-point crude oil transported at low temperatures | |
WO2020263098A1 (en) | Optimisation of water injection for liquid hydrocarbon production | |
Gomes et al. | Solutions and procedures to assure the flow in deepwater conditions |