RU2818518C2 - System for unblocking or cleaning of pipelines by means of controlled local reaction - Google Patents
System for unblocking or cleaning of pipelines by means of controlled local reaction Download PDFInfo
- Publication number
- RU2818518C2 RU2818518C2 RU2022100987A RU2022100987A RU2818518C2 RU 2818518 C2 RU2818518 C2 RU 2818518C2 RU 2022100987 A RU2022100987 A RU 2022100987A RU 2022100987 A RU2022100987 A RU 2022100987A RU 2818518 C2 RU2818518 C2 RU 2818518C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- pipelines
- unblocking
- controlled
- clearing
- controlled local
- Prior art date
Links
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 title claims abstract description 8
- 206010024769 Local reaction Diseases 0.000 title claims abstract 8
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims abstract description 31
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims abstract description 17
- 150000004677 hydrates Chemical class 0.000 claims abstract description 15
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 5
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 5
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 10
- 230000004044 response Effects 0.000 claims description 5
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 7
- 230000033001 locomotion Effects 0.000 description 6
- 238000000034 method Methods 0.000 description 6
- 239000001993 wax Substances 0.000 description 6
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 5
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 4
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 3
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 3
- LPXPTNMVRIOKMN-UHFFFAOYSA-M sodium nitrite Chemical compound [Na+].[O-]N=O LPXPTNMVRIOKMN-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N Ammonia chloride Chemical compound [NH4+].[Cl-] NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 2
- 235000010288 sodium nitrite Nutrition 0.000 description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 1
- 230000006978 adaptation Effects 0.000 description 1
- 150000001335 aliphatic alkanes Chemical class 0.000 description 1
- 235000019270 ammonium chloride Nutrition 0.000 description 1
- 239000002518 antifoaming agent Substances 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 1
- 239000007853 buffer solution Substances 0.000 description 1
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 230000004907 flux Effects 0.000 description 1
- 239000004088 foaming agent Substances 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 1
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 description 1
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 1
- 230000035484 reaction time Effects 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 1
- 239000000523 sample Substances 0.000 description 1
- 230000035939 shock Effects 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 239000007790 solid phase Substances 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
Images
Abstract
Description
ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ, К КОТОРОЙ ОТНОСИТСЯ ИЗОБРЕТЕНИЕ FIELD OF TECHNOLOGY TO WHICH THE INVENTION RELATES
[0001] Настоящее изобретение относится к инструменту, связанному с локомоционным устройством, таким как, например, робот, обеспеченному кабелем жизнеобеспечения, предназначенным для осуществления управляемой реакции вблизи засорения с целью его удаления. Для проведения управляемой реакции используется система нагнетания и управления, которая может представлять собой систему управления с обратной связью.[0001] The present invention relates to a tool associated with a locomotion device, such as a robot, provided with a life support cable for effecting a controlled response in the vicinity of a clog to remove it. To carry out a controlled reaction, a pumping and control system is used, which may be a feedback control system.
УРОВЕНЬ ТЕХНИКИBACKGROUND OF THE ART
[0002] Добыча нефти из морских скважин почти всегда включает бурение скважин и их соединение со стационарной производственной установкой (Stationary Production Unit, SPU). Такое соединение выполняют посредством жестких или гибких трубопроводов. Кроме этого, эти установки могут быть соединены с другими установками или наземными станциями, также посредством жестких или гибких трубопроводов. Со временем трубопроводы могут сужаться или блокироваться, например, из-за присутствия гидратов или парафинов. Гидраты представляют собой твердые соединения, в которых большое количество метана заключено в кристаллической структуре молекул воды. В результате образуется твердая фаза, консистенция которой подобна льду. Это происходит, когда имеется смесь метана и воды в условиях высокого давления и низкой температуры. Однако, засорение, вызванное парафинами, связано с одноименной фракцией нефти, то есть, алканами с длиной цели от 20 до 40 атомов углерода. Эти компоненты при низкой температуре склонны осаждаться на стенках труб, вызывая сужение и, в конце концов, блокировку. Блокировка препятствует продолжению добычи. В некоторых ситуациях возможно разблокировать линию посредством устройств, известных как гибкая труба или колтюбинг, представляющих собой гибкие трубы, изготовленные из стали, свернутые в форме катушки, которые проталкивают внутри линии. Однако, это оборудование нельзя эффективным образом продвинуть на большое расстояние внутри трубопровода со сложной геометрией или в восходящем направлении. Кроме этого, на многих платформах нет возможности проводить работы с колтюбингом из-за их веса.[0002] Offshore oil production almost always involves drilling wells and connecting them to a Stationary Production Unit (SPU). This connection is made using rigid or flexible pipelines. In addition, these installations can be connected to other installations or ground stations, also through rigid or flexible pipelines. Over time, pipelines can become narrowed or blocked, for example due to the presence of hydrates or waxes. Hydrates are solid compounds in which large amounts of methane are trapped in the crystalline structure of water molecules. As a result, a solid phase is formed, the consistency of which is similar to ice. This occurs when there is a mixture of methane and water under high pressure and low temperature conditions. However, clogging caused by paraffins is associated with the same fraction of oil, that is, alkanes with a target length of 20 to 40 carbon atoms. At low temperatures, these components tend to deposit on the pipe walls, causing narrowing and eventually blocking. The blockage prevents production from continuing. In some situations, it is possible to unblock a line through devices known as coiled tubing or coiled tubing, which are flexible pipes made of steel coiled into a coil shape that are pushed inside the line. However, this equipment cannot be moved efficiently over long distances within a pipeline with complex geometries or in an upward direction. In addition, on many platforms it is not possible to carry out work with coiled tubing due to their weight.
[0003] В настоящее время широко используют решение, заключающееся в том, чтобы попытаться разблокировать трубопроводы с SPU. Для этого используют различныеспособы, такие как снижение давления и нагнетание растворителей. Эти способы могут быть осуществлены с SPU, с бурового судна или другой установки, соединенной с трубопроводом. В засорения, вызванные гидратами, гибкая труба может быть введена с SPU. Это возможно в тех случаях, когда конфигурация стояка представляет собой свободно подвешенную линию, и когда засорение, вызванное гидратами, находится вблизи вертикальной секции. Это неприменимо в стояках с плавной волнистой, плавной S-образной или эквивалентной им конфигурацией. Это также неприменимо в ситуациях, когда гидраты образовались вдоль вертикальной секции, что происходит в большинстве случаев. В тех случаях, когда это применимо, гибкая труба может быть спущена с SPU, и давление в линии снижено для разрушения гидратов.[0003] A solution commonly used today is to try to unblock the pipelines from the SPU. To do this, various methods are used, such as reducing pressure and injecting solvents. These methods can be carried out from the SPU, from a drillship or other installation connected to the pipeline. For blockages caused by hydrates, flexible pipe can be inserted with an SPU. This is possible in cases where the riser configuration is a free-hanging line and where the hydrate blockage is located near the vertical section. This is not applicable in risers with a smooth wavy, smooth S, or equivalent configuration. It is also not applicable in situations where hydrates have formed along a vertical section, which is the case in most cases. Where applicable, the coiled tubing may be lowered from the SPU and the line pressure reduced to break up the hydrates.
[0004] Помимо ограничений, связанных с конфигурацией и расстоянием, снижение давления является способом, сопряженным с рисками. Эти риски связаны с большим перепадом давления, который возникает между концами гидратной пробки. Перепад давления способствует перемещению гидратов с высокой скоростью в сторону SPU, что может причинить ущерб при столкновении.[0004] In addition to the limitations associated with configuration and distance, pressure reduction is a method fraught with risks. These risks are associated with the large pressure difference that occurs between the ends of the hydrate plug. The pressure difference causes hydrates to move at high speeds toward the SPU, which can cause damage upon impact.
[0005] В тех случаях, когда гикая труба не может быть применена с SPU, используют другое решение. В скважину спускают зонд, обеспечивающий доступ для использования гибкой трубы для снижения давления в трубопроводе со стороны ANM, после чего гидраты разрушаются. Однако, это занимает месяцы и является очень дорогостоящим.[0005] In cases where a coiled tube cannot be used with an SPU, another solution is used. A probe is lowered into the well to provide access for the use of coiled tubing to reduce the pressure in the pipeline on the ANM side, after which the hydrates are destroyed. However, this takes months and is very expensive.
[0006] В случае засорения, вызванного парафинами, обычный подход состоит в использовании очистного скребка до того, как трубопровод будет полностью блокирован парафинами. При некоторых условиях скребок застревает во время работы. Для тех случаев, когда скребок застревает, или имеет место полное засорение парафинами, общего решения нет. В этих случаях можно попытаться применить экспериментальные решения, либо заменить всю гибкую линию, либо, если это жесткая линия, поднять ее и произвести ремонт. Все это длительные и дорогостоящие мероприятия. Кроме того, в период со времени, когда образовалось засорение, до его полного удаления из-за прерывистой добычи снижается доход.[0006] In the case of blockages caused by waxes, the usual approach is to use a pig before the pipeline is completely blocked by waxes. Under some conditions, the scraper gets stuck during operation. For cases where the scraper gets stuck or is completely clogged with wax, there is no general solution. In these cases, experimental solutions can be attempted, either replacing the entire flexible line or, if it is a rigid line, lifting it and making repairs. All these are lengthy and expensive activities. In addition, between the time the blockage occurs and the blockage is completely removed, intermittent production results in reduced revenue.
[0007] Документы US 2005217855 А1, US 6415722 В1 и US 2007151475 А1 относятся к различным типам оборудования и способам разблокирования трубопроводов, описанным ниже.[0007] US 2005217855 A1, US 6415722 B1 and US 2007151475 A1 refer to various types of equipment and methods for unblocking pipelines, described below.
[0008] В US 2005217855А1 описан инструмент типа очистного скребка, предназначенный для разблокирования трубопровода с использованием химическихреагентов в жидкой форме, растворяющих гидраты и парафины, блокирующие нормальное прохождение текучих сред по трубопроводу. В нем также описан способ и устройство для удаления гидратного засорения из трубы, в соответствии с которым скребок, соединенный с кабелем жизнеобеспечения, выходящим на поверхность, перемещают внутри трубопровода до тех пор, пока он не достигнет гидратного засорения, после чего по кабелю жизнеобеспечения закачивают текучую среду, растворяющую гидраты. Отметим, что в соответствии с этим документом используют обычный скребок, перемещаемый внутри трубопровода, и единственный реагент в форме текучей среды, поступающий непосредственно с поверхности. В нем не предусматривается возможность того, что в скребок поступает две текучих среды, которые смешиваются, вызывая экзотермическую реакцию, и смесь выпускается с целью растворения засорений, вызванных гидратами. Следовательно, этот документ отличен от предмета, являющегося целью настоящего изобретения.[0008] US 2005217855A1 describes a pig type tool designed to unblock a pipeline using chemicals in liquid form that dissolve hydrates and waxes that block the normal flow of fluids through the pipeline. It also describes a method and apparatus for removing hydrate blockage from a pipe, whereby a pig connected to a life support cable extending to the surface is moved within the pipeline until it reaches the hydrate blockage, after which fluid is pumped through the life support cable. hydrate dissolving medium. Note that this document uses a conventional pig moved within the pipeline and a single fluid reagent applied directly from the surface. It does not allow for the possibility that two fluids are introduced into the pig, which are mixed causing an exothermic reaction, and the mixture is released to dissolve blockages caused by hydrates. Therefore, this document is different from the subject matter of the present invention.
[0009] В US 2005217855 А1 не описано регулируемое нагнетание множества реагентов в независимые каналы и управление реакцией очистки. В соответствии с настоящим изобретением, раствор А подают по одной линии, раствор В - по другой, их регулируемым образом нагнетают в реактор непосредственно в области, подлежащей разблокировке. В соответствии с настоящим изобретением используют робот, который, независимо от наличия потока для перемещения в подлежащем разблокировке трубопроводе, благодаря регулировочным клапанам и диффузору для управления реакцией, позволяет воздействовать непосредственно на засорение.[0009] US 2005217855 A1 does not describe the controlled injection of multiple reagents into independent channels and control of the purification reaction. In accordance with the present invention, solution A is supplied through one line, solution B through another, and they are injected in a controlled manner into the reactor directly in the area to be unblocked. In accordance with the present invention, a robot is used which, regardless of the presence of flow to move in the pipeline to be unblocked, thanks to control valves and a diffuser for controlling the reaction, makes it possible to act directly on the blockage.
[0010] В US 6415722 В1 описано оборудование с дистанционным управлением, обладающее способностью перемещаться внутри трубопровода или другого узкого цилиндрического резервуара, протягивать кабель жизнеобеспечения и транспортировать аксессуары. В принципе, оно состоит из корпуса и проходной штанги, оборудованной головками. Головки могут быть попеременно присоединены или отсоединены от внутренней стенки трубопровода посредством команд, подаваемых вручную или автоматически. Устройство обеспечено различными средствами безопасности, предотвращающими его застревание внутри трубопровода в нештатных ситуациях. Благодаря этому изобретению становится возможным доставлять инструменты или материалы в удаленную точку внутри трубопровода с целью выполнения различных операций. В документе показано локомоционное устройство с дистанционным управлением, способное транспортировать аксессуары и осуществлять различныеоперации. В документе не описана возможность использования независимых реагентов, их смешивания и, в результате, проведения реакции непосредственно у засорения с целью его разблокирования. Задача, решение которой является предметом US 6415722 В1, также отлична от предмета настоящего изобретения.[0010] US 6,415,722 B1 describes remotely controlled equipment having the ability to move within a pipeline or other narrow cylindrical container, extend life support cable, and transport accessories. In principle, it consists of a body and a through-rod equipped with heads. The heads can be alternately attached or detached from the inner wall of the pipeline through manual or automatic commands. The device is provided with various safety features that prevent it from getting stuck inside the pipeline in emergency situations. Thanks to this invention, it becomes possible to deliver tools or materials to a remote point within a pipeline for the purpose of performing various operations. The document shows a remote-controlled locomotion device capable of transporting accessories and performing various operations. The document does not describe the possibility of using independent reagents, mixing them and, as a result, carrying out a reaction directly at the blockage in order to unblock it. The problem, the solution of which is the subject of US 6415722 B1, is also different from the subject of the present invention.
[0011] В US 2007151475 А1 описано средство передвижения внутри трубопровода, включающее переднее швартовное устройство и заднее швартовное устройство, при этом, каждое устройство обеспечено швартовным механизмом для селективного прикрепления к стенке трубопровода и удерживания соответствующего элемента в стационарном положении внутри трубопровода. Раздвижные элементы типа гидравлического цилиндра соединяют переднее и заднее устройства, вызывая их движение друг относительно друга, которое, в сочетании со швартовными устройствами, обеспечивает перемещение этой системы. Каждый швартовный механизм на стенке включает множество стержней, продолжающихся за пределами соответствующего устройства. Каждый стержень имеет поверхность, которая может прикрепляться к стенке, и независимый привод для каждого стержня, активирующий каждый из стержней с целью координированного вытягивания в трубопроводе. Одной из функций, продемонстрированных в документе, является использование вращающегося ножа, установленного на передней части устройства и предназначенного для очистки трубопровода от засорений. В документе также показано использование этого локомоционного устройства для выполнения множества других операций.[0011] US 2007151475 A1 describes a means of transportation within a pipeline, including a front mooring device and a rear mooring device, each device being provided with a mooring mechanism for selectively attaching to the wall of the pipeline and holding the corresponding element in a stationary position within the pipeline. Sliding elements such as a hydraulic cylinder connect the front and rear devices, causing them to move relative to each other, which, in combination with mooring devices, allows the movement of this system. Each mooring mechanism on the wall includes a plurality of rods extending beyond the corresponding device. Each rod has a surface that can be attached to the wall and an independent actuator for each rod that activates each rod for coordinated pulling in the pipeline. One of the functions demonstrated in the document is the use of a rotating blade mounted on the front of the device to clear blockages from the pipeline. The paper also shows the use of this locomotion device to perform a variety of other operations.
[0012] Локомоционное устройство, показанное в US 2007151475 А1, по своей конструкции отличается от предмета настоящего изобретения, не обладает возможностью приема химических реагентов и их смешивания с целью проведения управляемой химической реакции, при этом, химическая реакция используется для растворения засорений, вызванных гидратами и парафинами. Задача, решение которой является предметом US 2007151475 А1, отлична от предмета настоящего изобретения.[0012] The locomotion device shown in US 2007151475 A1, different in design from the subject matter of the present invention, does not have the ability to receive chemical reagents and mix them to carry out a controlled chemical reaction, while the chemical reaction is used to dissolve blockages caused by hydrates and paraffins. The problem, the solution of which is the subject of US 2007151475 A1, is different from the subject of the present invention.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙBRIEF DESCRIPTION OF THE DRAWINGS
[0013] Настоящее изобретение далее описано более подробно со ссылкой на прилагаемые чертежи, которые никоим образом не ограничивают объем изобретения, и на которых представлены предпочтительные варианты осуществления изобретения. Соответственно:[0013] The present invention is further described in more detail with reference to the accompanying drawings, which are not intended to limit the scope of the invention in any way, and show preferred embodiments of the invention. Respectively:
Фиг. 1 представляет собой общий вид систем морской добычи и системы, предлагаемой настоящим изобретением;Fig. 1 is an overview of offshore production systems and the system of the present invention;
На фиг. 2 представлен общий вид системы разблокирования, предлагаемой настоящим изобретением;In fig. 2 is a general view of the unlocking system proposed by the present invention;
На фиг. 3 представлены различные конфигурации реактора настоящего изобретения;In fig. 3 illustrates various reactor configurations of the present invention;
На фиг. 4 представлены различные конфигурации диффузора настоящего изобретения; иIn fig. 4 illustrates various diffuser configurations of the present invention; And
На фиг. 5 представлена одна из возможных конфигураций системы настоящего изобретения.In fig. 5 illustrates one possible system configuration of the present invention.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ВАРИАНТОВ ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ ИЗОБРЕТЕНИЯ DETAILED DESCRIPTION OF OPTIONS FOR IMPLEMENTING THE INVENTION
[0014] В контексте настоящего изобретения морские скважины (01) соединены со стационарными производственными установками (SPU) жесткими или гибкими трубопроводами (02). Кроме этого, установки (03) могут быть соединены с другими установками или наземными станциями также жесткими или гибкими трубопроводами (02). Эти трубопроводы со временем могут сужаться или блокироваться (04), что препятствует нормальной добыче или транспортировке текучих сред. Эта система подробно показана на фиг.1.[0014] In the context of the present invention, offshore wells (01) are connected to stationary production units (SPUs) by rigid or flexible pipelines (02). In addition, installations (03) can be connected to other installations or ground stations also by rigid or flexible pipelines (02). These lines can become narrowed or blocked over time (04), preventing normal production or transport of fluids. This system is shown in detail in FIG. 1.
[0015] Для удаления засорения в контролируемом режиме используют систему, исходящую из SPU (11), проходящую по кабелю (12) жизнеобеспечения и доходящую до инструмента (13). На SPU (11) имеется, по меньшей мере, один резервуар (14) для раствора А, возможны другие резервуары для других растворов, например, резервуар (15) для раствора В. Такая возможная конфигурация с двумя текучими средами представляет собой решение, подробно показанное на фиг. 2.[0015] To remove the blockage in a controlled manner, a system is used starting from the SPU (11), passing through the life support cable (12) and reaching the tool (13). On the SPU (11) there is at least one reservoir (14) for solution A, other reservoirs for other solutions are possible, for example a reservoir (15) for solution B. This possible two-fluid configuration is a solution shown in detail in fig. 2.
[0016] Кроме этого, имеется насос (16) для раствора А и насос (17) для раствора В. Эти насосы позволяют нагнетать текучие среды в управляемом режиме. В кабеле жизнеобеспечения каждый раствор подают по гидравлической линии, раствор А по одной линии (18), раствор В по другой линии (19) в том же кабеле жизнеобеспечения. Установленные на роботе регулировочные клапаны позволяют нагнетать раствор А (20) и раствор В (21), либо растворы доходят только до закрытых клапанов. Выпущенный раствор или растворы поступают в реактор (22), где вступают в реакцию. Затем они проходят через обратный клапан (23), который препятствует поступлению в реактор текучей среды из подлежащего разблокированию трубопровода. Затем они проходят через диффузор (53), обеспечивающий выход текучих сред в трубопровод.[0016] In addition, there is a pump (16) for solution A and a pump (17) for solution B. These pumps allow fluids to be pumped in a controlled manner. In the life support cable, each solution is supplied through a hydraulic line, solution A through one line (18), solution B through another line (19) in the same life support cable. The control valves installed on the robot allow the injection of solution A (20) and solution B (21), or the solutions only reach the closed valves. The released solution or solutions enter the reactor (22), where they react. They then pass through a check valve (23), which prevents fluid from entering the reactor from the pipeline to be unblocked. They then pass through a diffuser (53), allowing the fluid to exit into the pipeline.
[0017] Реактор (22), соответствующий настоящему изобретению, может иметь различные конфигурации, например, неупорядоченную конфигурацию (31), лабиринт (32) или конфигурацию с перегородками (33), как показано на фиг. 3.[0017] The reactor (22) of the present invention may have various configurations, such as a random configuration (31), a labyrinth (32), or a baffled configuration (33), as shown in FIG. 3.
[0018] Диффузор (53), соответствующий настоящему изобретению, также может иметь различные конфигурации, например, концентрированный диффузор (41) и гомогенный диффузор (42), как показано на фиг. 4.[0018] The diffuser (53) of the present invention can also have various configurations, such as a concentrated diffuser (41) and a homogeneous diffuser (42), as shown in FIG. 4.
[0019] На фиг. 5 показана возможная конфигурация системы с линиями, соединенными с реактором (51) лабиринтного типа. Из реактора система проходит через обратный клапан (52) и выходит через диффузор (53). На фиг. 5 также показаны датчики (54) давления и температуры и датчик (56)Холла, предназначенный для идентификации контакта с засорением.[0019] In FIG. 5 shows a possible system configuration with lines connected to a labyrinth type reactor (51). From the reactor, the system passes through a check valve (52) and exits through a diffuser (53). In fig. 5 also shows pressure and temperature sensors (54) and a Hall sensor (56) designed to identify contact with a blockage.
[0020] Отметим, что в соответствии с настоящим изобретением предлагается применение инструмента (13), соединенного с локомоционным устройством, например, роботом, кабелем (06) жизнеобеспечения. Этот инструмент обеспечивает управляемую реакцию вблизи засорения с целью его удаления посредством системы нагнетания и управления, вызывающей управляемую реакцию.[0020] Note that the present invention provides for the use of a tool (13) connected to a locomotion device, such as a robot, by a life support cable (06). This tool provides a controlled response near the blockage to remove it through a pressure and control system that causes a controlled response.
[0021] Растворы А и В, используемые в соответствии с настоящим изобретением, могут представлять собой два компонента которые, взаимодействуя, вызывают сильно экзотермическую реакцию, например, нитрит натрия и хлорид аммония в кислой среде. При этом условии в результате реакции между компонентами выделяется тепло, обеспечивающее растворение гидрата после его извлечения из стабильной оболочки. Также возможно растворение парафина, если температура превышает температуру начала появления кристаллов (TIAC). Поскольку для независимого управления подачей компонентов имеется два насоса (16 и 17) и два клапана (20 и 21), процессом можно управлять посредством датчиков, установленных вблизи системы подачи, благодаря чему исключается потеря контроля за реакциями и возможное повреждении подлежащего разблокировке трубопровода. Таким образом предотвращается, например, разрушение полимерных слоев гибкого трубопровода (02).[0021] Solutions A and B used in accordance with the present invention may be two components that interact to produce a highly exothermic reaction, for example, sodium nitrite and ammonium chloride in an acidic environment. Under this condition, the reaction between the components generates heat, which ensures the dissolution of the hydrate after it is removed from the stable shell. It is also possible for wax to dissolve if the temperature exceeds the TIAC temperature. Since there are two pumps (16 and 17) and two valves (20 and 21) to independently control the supply of components, the process can be controlled by sensors installed near the supply system, thereby eliminating the loss of control over reactions and possible damage to the pipeline to be unblocked. This prevents, for example, the destruction of the polymer layers of the flexible pipe (02).
[0022] Настоящее изобретение также может быть использовано для управляемого проведения других реакций в трубопроводе. Такие реакции, помимо операций очистки, могут быть использованы для управляемого нагнетания ингибиторов коррозии, пенообразователей, противовспенивателей и т.д.[0022] The present invention can also be used to control other reactions in a pipeline. Such reactions, in addition to cleaning operations, can be used for the controlled injection of corrosion inhibitors, foaming agents, antifoaming agents, etc.
[0023] Реактор (22) может иметь различные конфигурации, например, конфигурацию (31) с неупорядоченной насадкой, конфигурацию (32) с перегородками или лабиринт (33). В последнем случае для повышения эффективности смешивания исокращения времени реакции могут быть использованы последовательные лабиринты. Диффузор (24) также может иметь различные конфигурации, например, концентрированный диффузор (41) и гомогенный диффузор (42). Система возможно может иметь ассоциированную систему, предназначенную для выявления засорения, например, посредством пружины, которая изменяет положение датчика (56)Холла. Изменение положения датчика Холла приводит к изменению магнитного потока через него и указывает на наличие засорения. Система возможно также может иметь буферную систему (55), смягчающую удары вследствие сброса давления, запертого засорением.[0023] The reactor (22) may have various configurations, for example, a random packing configuration (31), a baffled configuration (32), or a labyrinth (33). In the latter case, sequential mazes can be used to increase mixing efficiency and reduce reaction time. The diffuser (24) can also have different configurations, for example, a concentrated diffuser (41) and a homogeneous diffuser (42). The system may optionally have an associated system designed to detect blockage, for example, by means of a spring that changes the position of the Hall sensor (56). Changing the position of the Hall sensor causes a change in the magnetic flux through it and indicates the presence of a blockage. The system may also optionally have a buffer system (55) to cushion shocks due to the release of pressure blocked by a blockage.
[0024] Отметим, что описанная выше система была испытана в лаборатории. Испытание состояло в непрерывном нагнетании двух растворов - нитрита натрия и хлорида калия - в трубу, охлажденную до 4°С. Во время испытания компоненты вступали в реакцию, происходило управляемое нагревание заданной области, обеспечивающее значительное увеличение температуры.[0024] Note that the system described above was tested in a laboratory. The test consisted of continuously pumping two solutions - sodium nitrite and potassium chloride - into a pipe cooled to 4°C. During the test, the components reacted, causing controlled heating of a given area, providing a significant increase in temperature.
[0025] Следует отметить, что несмотря на то, что настоящее изобретение описано со ссылкой на прилагаемые чертежи, специалисты в данной области могут осуществить модификации и адаптацию в зависимости от конкретной ситуации, однако при условии, что они не выходят за рамки объема изобретения, определенного в настоящем документе.[0025] It should be noted that while the present invention has been described with reference to the accompanying drawings, modifications and adaptations may be made by those skilled in the art depending on the particular situation, provided, however, that they do not depart from the scope of the invention as defined in this document.
Claims (8)
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| BRBR1020190128534 | 2019-06-19 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2022100987A RU2022100987A (en) | 2023-07-19 |
| RU2818518C2 true RU2818518C2 (en) | 2024-05-02 |
Family
ID=
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4232741A (en) * | 1979-07-30 | 1980-11-11 | Shell Oil Company | Temporarily plugging a subterranean reservoir with a self-foaming aqueous solution |
| US4755230A (en) * | 1985-01-15 | 1988-07-05 | Baker Oil Tools, Inc. | Method of and composition for removing paraffin deposits from hydrocarbon transmission conduits |
| US6651744B1 (en) * | 1997-11-21 | 2003-11-25 | Superior Services, Llc | Bi-directional thruster pig apparatus and method of utilizing same |
| WO2011084042A1 (en) * | 2010-01-11 | 2011-07-14 | Kingtime International Limited | Process and means for removal of wax deposits in hydrocarbon pipelines |
| WO2015187122A1 (en) * | 2014-06-02 | 2015-12-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and systems for controllably generating heat and/or nitrogen gas in subterranean and pipeline operations |
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4232741A (en) * | 1979-07-30 | 1980-11-11 | Shell Oil Company | Temporarily plugging a subterranean reservoir with a self-foaming aqueous solution |
| US4755230A (en) * | 1985-01-15 | 1988-07-05 | Baker Oil Tools, Inc. | Method of and composition for removing paraffin deposits from hydrocarbon transmission conduits |
| US6651744B1 (en) * | 1997-11-21 | 2003-11-25 | Superior Services, Llc | Bi-directional thruster pig apparatus and method of utilizing same |
| WO2011084042A1 (en) * | 2010-01-11 | 2011-07-14 | Kingtime International Limited | Process and means for removal of wax deposits in hydrocarbon pipelines |
| WO2015187122A1 (en) * | 2014-06-02 | 2015-12-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and systems for controllably generating heat and/or nitrogen gas in subterranean and pipeline operations |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US7279052B2 (en) | Method for hydrate plug removal | |
| EP3411557B1 (en) | Systems for removing blockages in subsea flowlines and equipment | |
| US20030056954A1 (en) | Methods and apparatus for a subsea tie back | |
| AU2011320943B2 (en) | Multifunctional cleaning tool | |
| DK179507B1 (en) | Method and apparatus for local supply of a treatment fluid to a well portion | |
| US20110067881A1 (en) | System and method for delivering material to a subsea well | |
| US8678039B2 (en) | Double layer conduit | |
| WO2011145950A1 (en) | An arrangement, device and method for resolving hydrate plugs | |
| RU2818518C2 (en) | System for unblocking or cleaning of pipelines by means of controlled local reaction | |
| US20130220438A1 (en) | Method and apparatus to remove deposits | |
| WO2003095792A1 (en) | A method and a device for removing a hydrate plug | |
| US20220410223A1 (en) | System for unblocking or cleaning ducts by means of a controlled local reaction | |
| BR102019012853B1 (en) | SYSTEM FOR UNCLOGGING OR CLEANING DUCTS THROUGH A CONTROLLED LOCAL REACTION | |
| Santos et al. | Annelida, a Robot for Removing Hydrate and Paraffin Plugs in Offshore Flexible Lines: Development and Experimental Trials | |
| CN115551666A (en) | Laser nozzle tool | |
| US11911790B2 (en) | Applying corrosion inhibitor within tubulars | |
| McMullen | How hydrate plugs are remediated | |
| US11407015B1 (en) | Method of using pipeline flow for pipeline cleaning | |
| BR102019012854B1 (en) | EQUIPMENT LAUNCH SYSTEM WITH CABLE FOR INTERNAL INSPECTION AND CLEANING OF PRODUCTION, INJECTION AND EXPORT PIPES | |
| Abney et al. | Flow remediation solutions for pipelines | |
| WO2011130254A1 (en) | Slurry generation | |
| Berenguer et al. | Extraction And Coreflow Transferal Of The Prestige Fuel Oil To A FPSO: Prestige Wreck Fuel Recovery Project | |
| EP1558834A1 (en) | Methods and apparatus for a subsea tie back |