Способ депарафинизации внутренней поверхности нефтепровода

 

Изобретение относится к способу депарафинизации внутренней поверхности нефтепровода эластичными наполненными гелями полиакриламида и может быть использовано в нефтяной промышленности. Изобретение позволяет увеличить эффективность депарафинизации (повысить производительность нефтепровода диаметром 729 мм до 46500 т/сут., снизить количество оставшихся парафиновых отложений до 0,1-2,0 %) за счет введения в участок нефтепровода вместе с эластичным 1-2%-ным гелем частично сшитого полиметилолакриламина 50-90 мас.% каменного угля с размером частиц 0,1-400°, мм, выдерживания смеси до повышения вязкости до 100-1000 Па<SP POS="POST">.</SP>с и последующего перемещения композиции по нефтепроводу нефтяным потоком. 1 табл.

СОЮЗ СОВЕТСНИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИК

А1 (19) (11) <;)) 4 Г 17 1) 1/16, С 08 1. 3

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

И АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НОМИТЕТ

ПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТКРЫТИЯМ

ПРИ ГКНТ СССР (21) 4173642/23-05 (22) 04.01.87 (46) 23.11.89 ° Нюл. )). 43 (71, Новосибирское районное нефтепроводное управление (72) Д.Х. Ким, И.Н. Порайко, П.И. PCiрамсон, В.И. Зиновьев и Д.Н. Порайко (53) 678. 745. 532. 542(088.8) (56) Авторское свидетельство СССР

)) 393535, кл. F 17 D 1/10, 1972.

Авторское свидетельство СССР

Р 979784, кл. Е 16 1, 455/16, 1980. (54) СПОСОБ ДЕПАРАФИНИЗАЦИИ ВНУТРЕННЕЙ ПОВЕРХНОСТИ НЕФТЕПРОВ()ДА (57) Изобретение относится к способу депарафинизации внутренней поверхности нефтепровода эластичными наполненИзобретение относится к технологии получения эластичных водных растворов полимеров и может быть использовано в нефтяной промышленности в тех)IoJIQгии нефтепроводного транспорта.

Целью изобретения является увеличениее эффективности депарафинизации внутренней поверхности нефтепровода, Пример 1. Технический полиакриламид (ПАА) растворяют при перемешивании в воде до концентрации раствора 1,5 мас.%, подкисляют минеральной кислотой до рН 5-6, затем прибавляют водный раствор технологического формальдегида до содержания его в растворе ПАА 0,35+0,05 мас.%. В процессе гелеобразования продолжительностью 36 ч вязкость раствора повышается от 0,1 до 10 П с. При повышении температуры от комнатной до 60 С ными гелями и олиа криламида и может бьггь использовано в нефтяной промышленности. Изобретение позволяет увеличить эффективность депарафинизации (Il oBbIcH Tb прои з водител ьност ь нефтепровода диаметром 729 мм до -46 500 т/сут ° снизить количество оставшихся парафиповых отложений до О, 1-2,0%) за счет введения в участок нефтепровода вместе с элас тич ыым 1-2%-ным гелем частично сшитого полиметилолакриламина 50-90 мас.% каменного угля с раз-. мером частиц 0,1-400,0 мм, выдерживания смеси до повьш)ения вязкости flо

100-1000 П ° с и последующего перемещения композиции по нефтепроводу нефтяным потоком. 1 табл. время гелеобразования сокращается до 4 ч.

Полученный эластичный гель полиметилолакриламида (ПМАА) подают в камеру скребка в отключенныи участок нефтепровода порциями по 300 кг, периодически загружая каменный уголь с цскопаемой углесодержащей породой широкого фракционного состава с размером частиц О, 1-250 мм в количестве

80 мас,% от массы геля. Смесь геля и угля выдерживают в течение 120 ч для дальнейшего протекания реакции конденсации, при этом вязкость наложенного геля повышается до 100-200 11 с.

Однородное полимерное угольное образование в объеме не менее диаметра нефтепровода перемещают нефтяным IIoтоком подобно поршню в конеч)ый пункт нефтепров< да по основным и ре.> 1 52 18 29 4 з! рвным его ниткам, через раз!>и !ные типы местных сопротивлений, камеры скребков и технологические коммупика— ции перекачивающих станций, мину я на5 сосные агрегаты. Выносимые жидкие и парафиновые скопления принимают в отдельный резервуар.

Пример 2. Зластичны>! частично сшитый 2,0/-ный гель П1>АЛ, получен- 10 ный аналогично описанному в примере 1 при рН 6, подают в выкидную линию подпорного насоса через кры>ьку фг>1>ьтра одновременно с загрузкой 90 мас./. угля фракции )-400 мм, выдерживают смесь геля H угля согласно описанному в примере 1 и перемещают ее fto нефтепроводу с объемом гелеобразного поршня, заполняющим участок нефтепровода длиной в f> диаметров. Движение тако>о депарафиниэатора по нефтепроводу любого сечения происходит при незначительном повьш!енин дав>>ения в пределах 0,001-0, 1 мПа, а его прием осуществляют методами диспетчерског о контроля без необходимости присутствия персонала на трассе нефтепровода и выполнения операций по его сопровождению, Непосредственно за прохождением наполненного ге>>я наблюдается 30 . интенсивный вынос IloToKQM парафина и их прием осуществляют посредством пропуска всего потока на его конечном пункте через трубный раси>ирг!те>>ь, в нижней точке которого отбирают внача—

35 ле доставленные крупные куски угля, мелкий уголь и полимерную дисперсию.

На трубных решетках и виброситах разделяют сухой уголь, полимерную дисперсию вместе с tpJIKHMH угольными 40 частицами направляют для многоразовогого использования, депарафинизации других нефтепроводов, а парафиновую суспензию подают на прием нефтяных насосов.

После такой двухкратной обработки все парафиновые отложения удаляются, а производительность нефтепровода восстанавливается ло проектной велиI

)чины.

Пример 3. Лналогично описанному в примере 1 получают гель IIIIAA смешением 1/-ного полиакриламида, (), Й вЂ” HOI О фОР 13JII>J>ЕГИДа И I>(.,If I IIÐ t рН ), 1 е.!ь 1;l) ружак>! 13 о! к:!ю !< нный участок нефтепровод» нмеcз е с 50 м.!с.7, каменно! о угля от массы геJIff, Оста11!HblE - опера пи>1 осущест!31>ян!т вняло> нчно описанному. При данном соде! жанни уг—

JIÿ o6еспечивается 1!еэакупо)3ив!!н1!!!ее перемещение парафина и у! ля чере 3 ра 3 Iич ньlе типы мес тно! о с ofl poTи H., !е

HIIR и Jloll<3TKH центробежных насосов без их отк:>ючения .

I1 р и м е р 4. Опыт ос ущестш!яют

ttffBJIof ично описанному в примере 1, но выдерживание смеси геля ПМЛЛ и уl ля

ocóùf3cTâJfÿKIT до повышения вязкости до 4000 II с при содержании 85% у! ля и.«и до 4()0 II с при содержании 907, угля. Предельно наполненный гель подают в отключенный участок нефтепровода и перемещают нефтяным Ilo Iоком, минуя насосы, узлы учета, фи!>ьтры lto байпасной линии с целью удаления особо прочных парафиновых отложений.

Уменьшение содержания угля до

4) мас./ ItpHBojlHT к получению наполпенных > е >ей, пригодных для удаления

ToJlhKo рыхлых парафиновых от>>ожений.

llри увеличении содержания угля более

90/ происходит неполное его свяэывание гелем.

Б таблице приводится сравнительный а>>алиэ эффективности депарафинизацип при использовании предлагаемо> о способа и известных °

Ф о р м у л а и э о б р е т е н и я

Способ депарафинизации внутренней поверхности нефтепровода, путем введения ь отключенный участок смеси эластичного частично сшитого 1-27.-ного водного геля, полиметилолакриламида и наполнителя, о т л и ч а ю щ и йс я тем, что, с целью увеличения эффективности депарафинизации, в качестве наполнителя используют каменный уголь, содержащий ископаемую углесодержащую породу, с размером частиц

0,1-400 мм в количестве 50-90 мас./ от массы геля и смесь геля и угля выдерживают до повышения вязкости 1001000 П ° с с последующим перемещением ее нефтяным потоком по нефтепроводу.

I 52 1Н29

Из пестпый у М. способ

Прим р

II(th;t датели с об

4 500() 51200

25-27

45 — 5 I за ции, су тttt

3 Расход па 1 операпию, т полимера

12-16

0,tI

l напои нителя

4 Количество ocl àttпыхся парафиновых отложении й, %

16-35

0, 1-2,0 7-9

Для Il епарафи ни зации испол ьзу ется гель час тич Но слитого 1ПЧАЛ без наполнителя.

1+

11ля депарафинизации испол ьзуется композиция, включающая частично сшитый гель IIMAA и глину °

Составитель В, Мкртычан

Техред М.Ходанич Корректор А. Обручар

Редактор Л. Гратилло

Заказ 7026/39

Тираж 433

Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР

113035, Москва, Ж-35, Раушская наб., д. 4/5

Производственно-издательский комбинат "Патент". г.Ужгород, ул. Гагарина,101

Производительность нефтепровод» (tI

729 мм), Т/суткit.

1Iериод депарафини— — — — -е

Прели >- 1И вес t u tt

4r емый спо- ittta!ttit и

30-35