Способ подготовки магистрального нефтепровода для транспортировки светлых нефтепродуктов

Изобретение относится к области трубопроводного транспорта, в частности к способам очистки внутренней поверхности магистральных нефтепроводов. Осуществляют химическую очистку внутренней поверхности нефтепровода, предварительного разделенного на очищаемые участки, путем пропуска по всей длине очищаемого участка пробки растворителя асфальтосмолопарафиновых отложений. Очистку внутренней поверхности нефтепровода от остатков растворителя осуществляют путем пропуска по всей длине очищаемого участка пробки адсорбционного светлого нефтепродукта. Контроль качества очистки нефтепровода осуществляют путем пропуска по всей длине очищаемого участка пробки контрольного светлого нефтепродукта с последующим отбором пробы в конечной точке очищаемого участка. Сокращается время на перевод магистрального нефтепровода под транспортировку светлых нефтепродуктов, повышается качество очистки внутренней поверхности линейной части магистрального нефтепровода. 8 з.п. ф-лы, 3 ил.

 

Область техники, к которой относится изобретение

Изобретение относится к области трубопроводного транспорта, в частности к способам очистки внутренней поверхности линейной части магистральных нефтепроводов (включая трубопроводы с отводами и лупингами, переходы через естественные и искусственные препятствия, запорную арматуру, камеры пуска и приема средств очистки и диагностики линейной части) и может применяться для подготовки магистрального нефтепровода диаметром до 720 мм и рабочим давлением до 6,3 МПа для транспортировки светлых нефтепродуктов.

С момента начала эксплуатации магистральных нефтепроводов при перекачке нефтей различных месторождений возникают проблемы, связанные с выделением и отложением на внутренней поверхности труб асфальтосмолопарафиновых отложений (далее - АСПО).

Борьба с АСПО в процессе транспортировки нефти по магистральным нефтепроводам ведется по двум основным направлениям: предотвращение отложений и удаление уже сформировавшихся отложений.

Наиболее актуально проблема удаления АСПО с внутренней поверхности нефтепровода возникает при подготовке магистрального нефтепровода для перекачки по нему светлых нефтепродуктов. Причинами для перевода магистрального нефтепровода под нефтепродуктопровод могут быть, например, наличие профицита мощности нефтепроводов, обеспечивающих поставку нефти на конечные пункты при условии перевода участка нефтепровода под нефтепродуктопровод, реализация нефтяными компаниями программ по модернизации нефтеперерабатывающих мощностей с планируемым увеличением производства светлых нефтепродуктов, и как следствие необходимость увеличения приема продуктов от нефтеперерабатывающих заводов в систему магистральных нефтепродуктопроводов, а также значительная стоимость производства работ по проектированию и строительству новых нефтепродуктопроводов.

Уровень техники

Известен способ очистки трубопровода, включающий перемещение по трубопроводу очистного устройства путем подачи в него потока жидкости и газа, при котором необходимые давления и расход жидкости и газа обеспечивают путем последовательной подачи жидкости и газа в полость рукава, установленного за трубоочистным устройством и сообщенного с системами подачи жидкости и газа, при этом устройство снабжено вторым рукавом. Рукава размещены коаксиально один относительно другого и между рукавами и трубопроводом образованы полости, причем путем изменения диаметра рукавов, за счет изменения давления текучего агента, воздействующего на рукава, увеличивают или уменьшают объем полостей, образованных рукавами, и за счет этого изменения подают воду и газ на очистное устройство (см. патент RU 2452589, дата публ. 10.06.2012).

Недостаток данного способа заключается в том, что для его реализации требуется проведение дополнительных работ по дооснащению (доработке) трубопровода. Кроме того, при очистке трубопровода обеспечивается неравномерная скорость движения очистного устройства, что приводит к ухудшению качества очистки за счет сокращения времени контакта очистного устройства с внутренней поверхностью нефтепровода. Таким образом, очистка трубопровода от отложений после перекачки нефти не обеспечивает такого качества очистки, при котором остатки отложений на внутренней поверхности не будут оказывать влияния на качество транспортируемых нефтепродуктов. Также недостаток способа заключается в ограничении его применения за счет использования только для трубопровода с диаметром труб 300 мм и протяженностью очищаемого участка до 3 км.

Также известен способ очистки внутренней поверхности трубопровода от асфальтосмолистых и парафиновых отложений, включающий ввод в очищаемую полость трубопровода очистного устройства, обеспечивающего разрушение и отделение отложений с поверхности трубопровода, подачу рабочего агента под давлением и последующее удаление отложений из зоны очистки, причем удаление отложений по мере их накопления перед очистным устройством осуществляют последовательно. Кроме того, предварительно останавливают перекачку рабочего агента, монтируют на трубопроводе вантуз на расстоянии от местонахождения очистного устройства, перекрывают линейную задвижку, установленную после вантуза. Далее к вантузу присоединяют технологический трубопровод, который соединяют с емкостью нефтевоза, затем возобновляют перекачку, при этом отложения из зоны очистки вытесняются в емкость нефтевоза до момента появления рабочего агента, а местонахождение очистного устройства определяют по сигналам передатчика, размещенного на корпусе очистного устройства (патент RU 2400315 С1, дата публ. 27.09.2010).

Недостатком данного способа является необходимость проведения дополнительных работ на нефтепроводе (монтаж вантуза, остановка процесса перекачки и т.п.), при этом уровень очистки трубопровода от отложений после перекачки нефти не обеспечивает такого качества очистки, при котором остатки отложений на внутренней поверхности не будут оказывать влияния на качество транспортируемых нефтепродуктов.

Известен способ очистки нефтепромысловых трубопроводов от парафиновых отложений, включающий использование гелеобразной композиции, при этом в трубопроводе формируют две гелеобразные композиции с расстоянием между ними, заполненным широкой фракцией легких углеводородов, полученных гидроциклонированием (патент RU 2263764 С2, дата публ. 10.11.2005).

Недостаток способа заключается в необходимости проведения дополнительных работ по созданию (формированию) гелевых пробок, при этом гелеобразные композиции не обеспечивают уровень очистки трубопровода от отложений после перекачки нефти такого качества, при котором остатки отложений на внутренней поверхности не будут оказывать влияния на качество транспортируемых нефтепродуктов. Также недостаток способа заключается в ограничении его применения, связанного с диаметром трубопровода и протяженностью очищаемых участков.

Сущность изобретения

Задача, на решение которой направлено заявляемое изобретение, заключается в создании способа подготовки магистральных нефтепроводов для транспортировки светлых нефтепродуктов, требующего достижения такой степени очистки внутренней поверхности трубопровода, которая не оказывала бы влияние на качество транспортируемых нефтепродуктов.

Технический результат, достигаемый при реализации заявляемого изобретения, заключается в сокращении времени на перевод магистрального нефтепровода под транспортировку светлых нефтепродуктов, а также в повышении качества очистки внутренней поверхности линейной части магистрального нефтепровода, переводимого под транспортировку светлых нефтепродуктов.

Технический результат достигается за счет того, что способ подготовки магистрального нефтепровода для транспортировки светлых нефтепродуктов характеризуется тем, что осуществляют химическую очистку внутренней поверхности нефтепровода, предварительного разделенного на очищаемые участки, путем пропуска по всей длине очищаемого участка пробки растворителя асфальтосмолопарафиновых отложений, очистку внутренней поверхности нефтепровода от остатков растворителя путем пропуска по всей длине очищаемого участка пробки адсорбционного светлого нефтепродукта, контроль качества очистки нефтепровода путем пропуска по всей длине очищаемого участка пробки контрольного светлого нефтепродукта, при этом химическую очистку внутренней поверхности нефтепровода осуществляют путем предварительного пропуска по всей длине очищаемого участка по меньшей мере двух поршней полиуретановых литых и по меньшей мере одного поршня-разделителя внутритрубного с трансмиттером с последующим пропуском пробки растворителя асфальтосмолопарафиновых отложений в следующей последовательности: по меньшей мере один поршень-разделитель внутритрубный - пробка растворителя асфальтосмолопарафиновых отложений - по меньшей мере один поршень-разделитель внутритрубный - пробка растворителя асфальтосмолопарафиновых отложений - по меньшей мере один поршень-разделитель внутритрубный с трансмиттером; очистку внутренней поверхности нефтепровода от остатков растворителя осуществляют путем предварительного пропуска по всей длине очищаемого участка по меньшей мере двух очистных скребков с трансмиттером с последующим пропуском пробки адсорбционного светлого нефтепродукта в следующей последовательности: по меньшей мере один поршень-разделитель внутритрубный - пробка адсорбционного светлого нефтепродукта - по меньшей мере один поршень-разделитель внутритрубный;

контроль качества очистки внутренней поверхности нефтепровода осуществляют путем пропуска по всей длине очищаемого участка пробки контрольного светлого нефтепродукта в следующей последовательности: по меньшей мере один поршень-разделитель внутритрубный - пробка контрольного светлого нефтепродукта - по меньшей мере один поршень-разделитель внутритрубный с трансмиттером с последующим отбором пробы контрольного светлого нефтепродукта в конечной точке очищаемого участка.

Кроме того, в частном случае реализации изобретения в конечной точке очищаемого участка осуществляют запуск пробки растворителя асфальтосмолопарафиновых отложений в обратном направлении (реверсом).

Кроме того, в частном случае реализации изобретения при пропуске пробки растворителя в обратном направлении в начальной точке очищенного участка осуществляют ее утилизацию.

Кроме того, в частном случае реализации изобретения пропуск пробки растворителя асфальтосмолопарафиновых отложений осуществляют со скоростью не более 1,5 км/ч.

Кроме того, в частном случае реализации изобретения пропуск пробки адсорбционного светлого нефтепродукта осуществляют со скоростью не более 1 км/ч.

Кроме того, в частном случае реализации изобретения пропуск пробок осуществляют под давлением 2,9-3,4 кгс/см2, при этом на конце очищаемого участка создают противодавление величиной не менее 2 кгс/см2.

Кроме того, в частном случае реализации изобретения магистральный нефтепровод разделяют на очищаемые участки, протяженность которых зависит от профиля трассы и величины создаваемого подпорного давления.

Кроме того, в частном случае реализации изобретения очистку внутренней поверхности трубопровода от остатков растворителя начинают не ранее чем через 24 часа после химической очистки растворителем асфальтосмолопарафиновых отложений.

Кроме того, в частном случае реализации изобретения пропуск пробки адсорбционного светлого нефтепродукта осуществляют от 1 до 3 раз.

Способ подготовки магистрального нефтепровода для транспортировки светлых нефтепродуктов поясняется на фиг. 1-3.

На фиг. 1 изображен порядок формирования и пропуска пробки растворителя АСПО.

На фиг. 2 изображен порядок формирования и пропуска пробки адсорбционного светлого нефтепродукта (далее - АСН).

На фиг. 3 изображен порядок формирования и пропуска контрольной пробки светлого нефтепродукта (далее - КСН).

Сведения, подтверждающие реализацию изобретения

Способ подготовки магистрального нефтепровода для транспортировки светлых нефтепродуктов, например, дизельного топлива, бензина, керосина и т.п. подтверждается примером подготовки действующего нефтепровода протяженностью 525,4 км, но не ограничивается им.

Переводимый под транспортировку светлых нефтепродуктов магистральный нефтепровод необходимо разделить на отдельные очищаемые участки N, предпочтительно протяженностью участка 40-55 км. Выбор протяженности очищаемого участка зависит от профиля трассы магистрального нефтепровода, величины создаваемого подпорного давления наличия, а также технических возможностей по подключению камер пуска средств очистки и диагностики.

Рассмотрим реализацию способа на примере очищаемого участка N протяженностью 41 км.

По результатам лабораторных испытаний подбирают эффективный растворитель АСПО, который будет использоваться для проведения очистки нефтепровода, например бензол, толуол, керосин. При этом выбор растворителя не ограничивается приведенными выше примерами.

Подготовку магистрального нефтепровода для транспортировки светлых нефтепродуктов осуществляют в три этапа:

Первый этап - проведение химической очистки внутренней поверхности нефтепровода путем пропуска пробки растворителя АСПО.

Второй этап - проведение очистки внутренней поверхности нефтепровода от остатков растворителя путем пропуска пробки адсорбционного светлого нефтепродукта (далее - АСН).

Третий этап - осуществление контроля качества очистки нефтепровода путем пропуска пробки контрольного светлого нефтепродукта (далее - КСН).

В качестве светлого нефтепродукта для формирования адсорбционной пробки и контрольной пробки используют тот же нефтепродукт, под транспортировку которого подготавливают магистральный нефтепровод.

Порядок проведения химической очистки внутренней поверхности нефтепровода 1 с применением растворителей АСПО показан на фиг. 1 и включает в себя следующие операции:

1. Предварительный пропуск по всей длине очищаемого участка по меньшей мере двух поршней полиуретановых литых 2 (далее - ППЛ) и по меньшей мере одного поршня-разделителя внутритрубного 3 (далее - ПРВ) с трансмиттером для подтверждения отсутствия нефти в нефтепроводе и подготовки нефтепровода к пропуску пробки растворителя АСПО. Совместное применение двух ППЛ 2 позволяет обеспечивать качественное удаление остатков нефти, жидких АСПО и механических примесей. ПРВ 3 осуществляет удаление твердых отложений АСПО с поверхности нефтепровода 1. Химическая очистка растворителем АСПО может быть начата, если количество принесенных остатков нефти при прохождении ППЛ 2 и ПРВ 3 составляет не более 5 л и отсутствия нефти в контрольных точках очищаемого участка. Запуск двух ППЛ 2 и ПРВ 3 с трансмиттером осуществляют на расстояние L1, предпочтительно составляющее 3 км.

2. Формирование в начале очищаемого участка пробки растворителя АСПО из двух примерно равных частей объемом V (м3) по схеме: ПРВ 31 - пробка 4 растворителя АСПО - ПРВ 32 - пробка 4 растворителя АСПО - ПРВ 33 с трансмиттером. ПРВ 31, ПРВ 32, ПРВ 33 осуществляют удаление твердой фазы АСПО с поверхности нефтепровода 1. Формирование двух пробок 4 растворителя АСПО, разделенных ПРВ 32, обеспечивает многократность промывки очищаемого участка, увеличение времени контакта растворителя с поверхностью нефтепровода и качественное удаление твердых механических примесей.

В качестве примера рассмотрим применение растворителя «РТ LIBRE-R2». Перед формированием пробки растворителя необходимо рассчитать объем растворителя, который обеспечит эффективную очистку поверхности нефтепровода. По результатам лабораторных исследований средняя масса отложений на представленных образцах нефтепровода приблизительно равна 1,0586 г. В одном погонном метре нефтепровода масса АСПО составляет 774,7 г. По всему нефтепроводу длиной 525,4 км количество АСПО на внутренней поверхности нефтепровода составляет 407,019 т. Предельная концентрация насыщения растворителя «РТ LIBRE-R2» по результатам лабораторных исследований равно 172 кг/м3. Соответственно необходимый объем растворителя для очистки внутренней поверхности нефтепровода 1 составляет 407019 кг / 172 кг/м3 = 2366,4 м3. При учете возможных перепусков растворителя через ПРВ по причине высотных перепадов профиля трассы нефтепровода 1 и неравномерностью движения пробки растворителя АСПО вводится поправочный коэффициент 1,1. Таким образом, необходимый объем растворителя «РТ LIBRE-R2» равен: 1,1*2366,4 м3 = 2603 м3. На участок протяженностью 41 км потребуется объем растворителя V=203 м3.

3. Пропуск пробки 4 растворителя АСПО из начальной точки очищаемого участка в конечную точку со скоростью не более 0,7 км/ч. Скорость продвижения пробки должна обеспечивать возможность эффективного взаимодействия растворителя и АСПО и рассчитывается исходя из характеристик используемого растворителя. Пропуск пробок 4 осуществляют под давлением 2,9-3,4 кгс/см2, которое создается инертной газовой смесью, в частности, азотом. При этом для равномерного движения пробки 4 растворителя АСПО и сокращения его перепуска через ПРВ при движении на конце очищаемого участка создают противодавление величиной не менее 2 кгс/см2.

4. Прием ППЛ 2 и ПРВ 3 в конце очищаемого участка.

5. Прием пробки 4 растворителя АСПО на конце участка без ее извлечения.

6. Пропуск пробки 4 растворителя АСПО в обратном направлении (реверсом).

7. Прием пробки 4 растворителя АСПО в начале очищаемого участка с последующей утилизацией.

Направление пробки 4 растворителя АСПО в обратном направлении (реверсом) осуществляют в случае, если в конечной точке очищаемого участка нефтепровода 1 отсутствует возможность ее утилизации или растворитель АСПО сохранил свои свойства для повторного пропуска.

В целях обеспечения взаимодействия пленки растворителя АСПО, образовавшейся на внутренней поверхности магистрального нефтепровода 1, рекомендованное время до начала проведения второго этапа очистки пробкой АСН после очистки растворителем АСПО должно составить не менее 24 ч.

Порядок очистки внутренней поверхности магистрального нефтепровода 1 от остатков растворителя АСПО партией адсорбционного светлого нефтепродукта показано на фиг. 2 и проводится, предпочтительно в три стадии, каждая из которых включает следующие операции:

1. Предварительный пропуск по меньшей мере двух очистных скребков (ПРВ) 31 и 32 с трансмиттером с интервалом L2, предпочтительно составляющим не менее 1 км, и на расстояние L3, предпочтительно составляющее не менее 5 км. (ПРВ) 31 и 32 предназначены для удаления АСПО с растворителем и контроля параметром движения пробки 5 АСН.

2. Формирование в начале очищаемого участка пробки 5 АСН в следующей последовательности: ПРВ 31 - пробка АСН 5 объемом V, м3 - ПРВ 3 с трансмиттером. В предпочтительном варианте реализации изобретения объем пробки 5 АСН составляет 80 м3.

3. Пропуск пробки 5 АСН из начальной точки очищаемого участка в конечную точку со скоростью 1,2-1,5 км/ч. Скорость перемещения пробки 5 АСН должна обеспечивать возможность эффективной очистки остатков растворителя АСПО и рассчитывается исходя из времени контакта АСН с поверхностью нефтепровода 1.

4. Прием двух ПРВ 31 и 32 в конце очищаемого участка.

5. Прием пробки 5 АСН в конце очищаемого участка с последующей утилизацией.

Вторая и третья стадии пропуска пробок 5 АСН выполняется последовательно и по аналогичной схеме.

На основании опыта очисток внутренней поверхности нефтепровода от пристенных отложений минимальное время замещения растворителя с внутренней поверхности нефтепровода АСН должно составлять не менее 25 мин.

Скорость движения пробки АСН - 1,5 км/ч (25 м/мин).

Время контакта первой пробки АСН с внутренней поверхностью трубопровода (V=82 м3, L=210 м) составит: 210/25=8,4 мин.

Время контакта второй пробки АСН с внутренней поверхностью трубопровода (V=82 м3, L=210 м) составит: 210/25=8,4 мин.

Время контакта третьей пробки АСН с внутренней поверхностью трубопровода (V=82 м3, L=210 м) составит: 210/25=8,4 мин.

В итоге при пропуске трех пробок АСН (общим объемом 240 м3) общее время контакта АСН с внутренней поверхностью нефтепровода 1 составит 25,2 мин.

Порядок контроля качества очистки участка магистрального нефтепровода 1 показан на (фиг. 3) и включает следующие операции.

1. Формирование пробки 6 КСН в начале очищаемого участка в следующей последовательности: ПРВ 31 - пробка 6 КСН объемом V, м3 - ПРВ 32 с трансмиттером. Объем пробки 6 КСН составляет 50 м3.

2. Пропуск пробки 6 КСН из начальной точки очищаемого участка в конечную точку со скоростью не более 0,6 км/ч. Скорость перемещения пробки должна обеспечить время контакта пробки 6 КСН с внутренней поверхностью трубопровода, необходимое для оценки качества очистки.

3. Прием двух ПРВ 31 и 32 в конце очищаемого участка.

4. Прием пробки 6 КСН в конце очищаемого участка.

5. Отбор проб из пробки 6 КСН для контроля качества перекачиваемой партии КСН очищенного участка нефтепровода осуществляется по результатам анализа ходовых проб.

Решение о необходимости повторной очистки и возможности заполнения очищенного участка нефтепровода 1 товарным светлым нефтепродуктом принимается на основе анализа независимой аккредитованной испытательной лаборатории результатов проб, отобранных при приеме контрольной партии нефтепродукта.

Оценка качества очистки линейной части нефтепровода проводится путем оценки соответствия показателей качества ходовых проб КСН, отобранных в конечной точке линейной части нефтепровода, требованиям к качеству светлого нефтепродукта, установленным в нормативной документации.

Для запасовки, пуска, приема, извлечения ППЛ, ПРВ, пробок растворителя АСПО, адсорбционных и контрольных пробок светлого нефтепродукта на участках нефтепровода используют существующие камеры пуска и приема средств очистки и диагностики (далее - КПП СОД) и монтируют временные КПП СОД (на чертежах не показаны).

В результате реализации предложенного технического решения обеспечивается подготовка магистральных нефтепроводов под транспортировку светлых нефтепродуктов.

1. Способ подготовки магистрального нефтепровода для транспортировки светлых нефтепродуктов, характеризующий тем, что осуществляют химическую очистку внутренней поверхности нефтепровода, предварительного разделенного на очищаемые участки, путем пропуска по всей длине очищаемого участка пробки растворителя асфальтосмолопарафиновых отложений, очистку внутренней поверхности нефтепровода от остатков растворителя путем пропуска по всей длине очищаемого участка пробки адсорбционного светлого нефтепродукта, контроль качества очистки нефтепровода путем пропуска по всей длине очищаемого участка пробки контрольного светлого нефтепродукта, при этом химическую очистку внутренней поверхности нефтепровода осуществляют путем предварительного пропуска по всей длине очищаемого участка по меньшей мере двух поршней полиуретановых литых и по меньшей мере одного поршня-разделителя внутритрубного с трансмиттером с последующим пропуском пробки растворителя асфальтосмолопарафиновых отложений в следующей последовательности: по меньшей мере один поршень-разделитель внутритрубный - пробка растворителя асфальтосмолопарафиновых отложений - по меньшей мере один поршень-разделитель внутритрубный - пробка растворителя асфальтосмолопарафиновых отложений - по меньшей мере один поршень-разделитель внутритрубный с трансмиттером; очистку внутренней поверхности нефтепровода от остатков растворителя осуществляют путем предварительного пропуска по всей длине очищаемого участка по меньшей мере двух очистных скребков с трансмиттером с последующим пропуском пробки адсорбционного светлого нефтепродукта в следующей последовательности: по меньшей мере один поршень-разделитель внутритрубный - пробка адсорбционного светлого нефтепродукта - по меньшей мере один поршень-разделитель внутритрубный; контроль качества очистки внутренней поверхности нефтепровода осуществляют путем пропуска по всей длине очищаемого участка пробки контрольного светлого нефтепродукта в следующей последовательности: по меньшей мере один поршень-разделитель внутритрубный - пробка контрольного светлого нефтепродукта - по меньшей мере один поршень-разделитель внутритрубный с трансмиттером с последующим отбором пробы контрольного светлого нефтепродукта в конечной точке очищаемого участка.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в конечной точке очищаемого участка осуществляют запуск пробки растворителя асфальтосмолопарафиновых отложений в обратном направлении (реверсом).

3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что при пропуске пробки растворителя в обратном направлении в начальной точке очищенного участка осуществляют ее утилизацию.

4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что пропуск пробки растворителя асфальтосмолопарафиновых отложений осуществляют со скоростью не более 1,5 км/ч.

5. Способ по п. 1, отличающийся тем, что пропуск пробки адсорбционного светлого нефтепродукта осуществляют со скоростью не более 1 км/ч.

6. Способ по п. 1, отличающийся тем, что пропуск пробок осуществляют под давлением 2,9-3,4 кгс/см2, при этом на конце очищаемого участка создают противодавление величиной не менее 2 кгс/см2.

7. Способ по п. 1, отличающийся тем, что магистральный нефтепровод разделяют на очищаемые участки протяженностью 45-50 км.

8. Способ по п. 1, отличающийся тем, что очистку внутренней поверхности трубопровода от остатков растворителя начинают не ранее чем через 24 ч после химической очистки растворителем асфальтосмолопарафиновых отложений.

9. Способ по п. 1, отличающийся тем, что пропуск пробки адсорбционного светлого нефтепродукта осуществляют от 1 до 3 раз.



 

Похожие патенты:

Группа изобретений относится к нефтяной промышленности и может быть использована для ремонтных работ нефтегазового оборудования и хранилищ нефтепродуктов с целью ликвидации и предотвращения образования гидратопарафиновых и асфальтосмолистых отложений и пробок.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при обработке призабойной зоны горизонтальных стволов скважин, вскрывших карбонатную породу.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при обработке призабойной зоны горизонтальных стволов скважин, вскрывших карбонатный коллектор.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для ликвидации и предотвращения образования асфальтено-смолопарафиновых отложений (АСПО) в нефтегазодобывающих скважинах.

Настоящее изобретение относится к способу ингибирования отложений в геологическом образовании, таком как углеводородный пласт, и набору составляющих для выполнения этого способа.

Изобретение относится к эксплуатации и ремонту нефтяных и газовых скважин. Устройство гидроударное для очистки ствола скважины от песчано-глинистой пробки состоит из разъемного корпуса, седла с продольными пазами, соединительного патрубка с кольцевым поршнем, размещенным в корпусе компенсатора, подпружиненного толкателя торцевого клапана со штоком и коронкой, гайки на нижнем конце разъемного корпуса.

Изобретение относится к скважинным контейнерам с твердым реагентом, предназначенным для предупреждения отложения солей на погружном оборудовании. Устройство включает цилиндрические секции с реагентом, соединенные муфтами и имеющие камеру смешения, отделенную от реагента проницаемой перегородкой и снабженную отверстиями для соединения со скважиной.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при очистке скважины. Способ включает промывку забоя циркуляцией моющей композиции в скважине по гибкой трубе и колонне насосно-компрессорных труб.

Изобретение относится к области нефтедобычи и, в частности, к способам стимуляции пласта и его призабойной зоны для повышения приемистости нагнетательных скважин.
Изобретение относится к области нефтяной промышленности. В способе удаления асфальтосмолопарафиновых отложений, включающем подачу моющей композиции в затрубное пространство скважины, циркуляцию моющей композиции по замкнутому циклу, вынос продуктов отмыва из скважины, в качестве моющей композиции используют композицию НПС-Р1, которую подают в объеме 10-50% от объема циркуляции, равного сумме объемов затрубного пространства и колонны НКТ, причем цикл отмыва повторяют дважды.

Изобретение относится в нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при эксплуатации скважин, в лифтовых трубах которых образуются различного рода отложения. Динамическое воздействие растворителем на отложения в трубах в виде разнонаправленного движения растворителя по полости колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) оказывают с помощью попеременной работы двух источников энергии и давления. После заполнения колонны НКТ растворителем дальнейшее продвижение растворителя в сторону глубинного насоса организуется с помощью избыточного давления попутного нефтяного газа, взятого по трубопроводу из межтрубного пространства соседней скважины. Попутный нефтяной газ соседней скважины направляется в колонну НКТ обрабатываемой скважины, благодаря этому растворитель проникает далее вниз вплоть до глубинного насоса. Для обратного движения растворителя вверх глубинный насос пускают в работу до появления растворителя на устье скважины. Циклическое движение растворителя вверх и вниз повторяют до тех пор, пока не исчерпается его растворяющая способность, например, не стабилизируется его плотность. Повышается эффективность промывки растворителем в скважинах с глубоким динамическим уровнем жидкости в межтрубном пространстве, сокращается время удаления отложений. 3 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к погружным контейнерам преимущественно с порошкообразным реагентом и предназначено для предупреждения отложения солей на нефтепогружном оборудовании. Устройство содержит цилиндрический корпус с перфорациями по длине, растворимые пробки, перекрывающие каждую перфорацию за исключением верхней, верхнюю крышку с отверстием, нижнюю крышку и твердый реагент, заполняющий корпус до уровня верхней перфорации. В корпус через перфорации введены трубки, в которых размещены растворимые пробки, отделенные от скважины поджатым пружиной поршнем. Повышается равномерность дозирования реагента в пластовую жидкость. 5 ил.
Наверх