EA018505B1 - Способ удаления парафина и измерения толщины парафина - Google Patents

Способ удаления парафина и измерения толщины парафина Download PDF

Info

Publication number
EA018505B1
EA018505B1 EA201070493A EA201070493A EA018505B1 EA 018505 B1 EA018505 B1 EA 018505B1 EA 201070493 A EA201070493 A EA 201070493A EA 201070493 A EA201070493 A EA 201070493A EA 018505 B1 EA018505 B1 EA 018505B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
paraffin
wall
temperature
heating
fluid
Prior art date
Application number
EA201070493A
Other languages
English (en)
Other versions
EA201070493A1 (ru
EA018505B8 (ru
Inventor
Райнер Хоффман
Лене Амундсен
Original Assignee
Статойл Аса
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Статойл Аса filed Critical Статойл Аса
Publication of EA201070493A1 publication Critical patent/EA201070493A1/ru
Publication of EA018505B1 publication Critical patent/EA018505B1/ru
Publication of EA018505B8 publication Critical patent/EA018505B8/ru

Links

Classifications

    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B08—CLEANING
    • B08B—CLEANING IN GENERAL; PREVENTION OF FOULING IN GENERAL
    • B08B9/00—Cleaning hollow articles by methods or apparatus specially adapted thereto 
    • B08B9/02—Cleaning pipes or tubes or systems of pipes or tubes
    • B08B9/027—Cleaning the internal surfaces; Removal of blockages
    • 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
    • E21B36/00—Heating, cooling or insulating arrangements for boreholes or wells, e.g. for use in permafrost zones
    • 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
    • E21B37/00—Methods or apparatus for cleaning boreholes or wells
    • 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
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/01—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells specially adapted for obtaining from underwater installations
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F28—HEAT EXCHANGE IN GENERAL
    • F28G—CLEANING OF INTERNAL OR EXTERNAL SURFACES OF HEAT-EXCHANGE OR HEAT-TRANSFER CONDUITS, e.g. WATER TUBES OR BOILERS
    • F28G13/00—Appliances or processes not covered by groups F28G1/00 - F28G11/00; Combinations of appliances or processes covered by groups F28G1/00 - F28G11/00
    • F28G13/005—Appliances or processes not covered by groups F28G1/00 - F28G11/00; Combinations of appliances or processes covered by groups F28G1/00 - F28G11/00 cleaning by increasing the temperature of heat exchange surfaces
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F28—HEAT EXCHANGE IN GENERAL
    • F28G—CLEANING OF INTERNAL OR EXTERNAL SURFACES OF HEAT-EXCHANGE OR HEAT-TRANSFER CONDUITS, e.g. WATER TUBES OR BOILERS
    • F28G15/00—Details
    • F28G15/003—Control arrangements
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01B—MEASURING LENGTH, THICKNESS OR SIMILAR LINEAR DIMENSIONS; MEASURING ANGLES; MEASURING AREAS; MEASURING IRREGULARITIES OF SURFACES OR CONTOURS
    • G01B21/00—Measuring arrangements or details thereof, where the measuring technique is not covered by the other groups of this subclass, unspecified or not relevant
    • G01B21/02—Measuring arrangements or details thereof, where the measuring technique is not covered by the other groups of this subclass, unspecified or not relevant for measuring length, width, or thickness
    • G01B21/08—Measuring arrangements or details thereof, where the measuring technique is not covered by the other groups of this subclass, unspecified or not relevant for measuring length, width, or thickness for measuring thickness
    • G01B21/085—Measuring arrangements or details thereof, where the measuring technique is not covered by the other groups of this subclass, unspecified or not relevant for measuring length, width, or thickness for measuring thickness using thermal means

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
  • Length Measuring Devices With Unspecified Measuring Means (AREA)
  • Investigating Or Analyzing Materials Using Thermal Means (AREA)
  • Cleaning In General (AREA)
  • Heat-Exchange Devices With Radiators And Conduit Assemblies (AREA)

Abstract

Изобретение относится к способу удаления парафина, отложившегося на поверхности стенки, находящейся в контакте с потоком текучей среды, содержащему охлаждение стенки и потока текучей среды до температуры ниже температуры появления парафина, что должно обеспечивать осаждение растворенного парафина на поверхности стенки, при этом способ дополнительно содержит нагрев стенки на короткий период времени для высвобождения отложившегося парафина с поверхности стенки, в основном, в форме твердых фрагментов. Дополнительно, изобретение относится к способу определения толщины отложения парафина в секции трубы посредством вычисления по температурам, полученным выше по потоку и ниже по потоку в упомянутой секции трубы, до и после приложения теплового импульса.

Description

Изобретение относится к способу удаления твердых частиц, накапливающихся в системе или напорном трубопроводе, содержащем или транспортирующем текучую среду. Конкретно, настоящее изобретение относится к способу удаления парафина из трубопроводов и другого оборудования, использующегося для транспортировки углеводородов.
Предпосылки изобретения
Отложение парафина на внутренней поверхности стенки нефтяных трубопроводов является серьезной проблемой сегодняшней инфраструктуры добычи нефти, состоящей в том что, когда горячая нефть проходит через трубопровод с холодными стенками, парафин должен осаждаться и прилипать к стенкам. При этом уменьшается площадь проходного сечения трубопровода, приводя, если не принимают контрмер, к потере давления и, в итоге, к полному закупориванию трубопровода.
Существующие технологии решения проблемы включают в себя следующее внутреннюю очистку трубопровода скребком: механическое очищение от парафина стенки трубы со строго соблюдаемыми интервалами;
химическое ингибирование: добавление химикатов, предотвращающих отложение парафина;
прямой электронагрев: электронагрев поддерживает трубопровод горячим, имеющим температуру выше температуры появления парафина.
Внутренняя очистка трубопровода скребком является сложной и дорогостоящей операцией. Если петля трубопровода отсутствует, очистной скребок приходится вставлять под водой с использованием аппаратов с дистанционным управлением. В настоящее время данная операция также является рискованной, отсутствует надежный способ измерения/прогнозирования количества парафина, отложившегося в трубопроводе. Это создает риск отложения большего количества парафина, чем то, на которое рассчитан диаметр очистного скребка, результатом чего является прихват очистного скребка.
Химическое ингибирование является дорогостоящим вследствие необходимости строительства дополнительного трубопровода подачи химикатов к оборудованию устья скважины и высокой стоимости самих химикатов. Химическое ингибирование также является неэффективным, поскольку в настоящее время отсутствуют химикаты, полностью устраняющие отложение парафина. Поэтому всегда существует необходимость дополнительной внутренней очистки трубопровода скребком. Дополнительно, используемые химикаты относятся к классам, создающим проблемы охраны окружающей среды.
Электронагрев выше температуры появления парафина является весьма дорогостоящим как по установке оборудования, так и по эксплуатационным затратам. Соответственно, электронагрев является экономически необоснованным для транспортировки на большие расстояния.
Другие известные способы описаны в предшествующем уровне техники.
В патенте США 6070417 В1 описан способ приготовления суспензии, где твердые частицы осаждаются и удаляются механически с поверхности осаждения ходовой втулкой или очистным скребком, циркулирующим в люмене или петле трубопровода.
В патенте США 6656366 В1 описан способ уменьшения накопления твердых частиц в потоках углеводородов, добываемых из скважин. Описанный способ основан на отложении парафина посредством охлаждения и механическом удалении отложения с использованием ходовой втулки, упомянутой выше, механически удаляющей отложение.
В Европейском патенте 334578 описана закачка депарафинизационного растворителя в охладители очищения для удаления отложения.
С сегодняшней технологией транспортировка на дальние расстояния мультифазных текучих сред с большим содержанием парафина серьезно ограничена мероприятиями по удалению парафина. Внутренняя очистка трубопровода скребком на таких больших расстояниях невозможна, а электронагрев ограничен по затратам. Транспортировка парафина в виде твердых частиц в холодной струе является хорошо известной идеей, исследования по которой проводят многие компании (под названием пластическое течение в холодном состоянии или поток суспензии). Пластическое течение в холодном состоянии считается одним из многообещающих решений данной проблемы. Проблемой пластического течения в холодном состоянии является обращение с парафином в зоне охлаждения. Решение, предложенное здесь, дает способ подмешивания частиц с большим содержанием парафина в поток.
Целью настоящего изобретения является создание нового способа удаления осадка парафина, экономически эффективного как по монтажным, так и по эксплуатационным затратам, и применимого для транспортировки на дальние расстояния и с возможностью приспособления к различным ситуациям.
Сущность изобретения
Настоящим изобретением создан способ удаления парафина, отложившегося на поверхности стенки, находящейся в контакте с потоком текучей среды, содержащий охлаждение стенки и потока текучей среды до температуры появления парафина или ниже такой температуры, что обеспечивает осаждение растворенного парафина на внутренней поверхности стенки и нагрев стенки на короткий период времени для высвобождения отложенного парафина с поверхности стенки, в основном, в форме твердых фрагментов.
Также согласно изобретению предложен способ, содержащий дополнительные признаки, в котором упомянутые высвобожденные твердые фрагменты подмешиваются в поток, температура нагрева являет
- 1 018505 ся близкой температуре объемного потока или выше нее, парафин выбран из группы, содержащей следующее: твердые частицы, осаждающиеся из текучих сред вследствие термодинамических изменений, твердые частицы, обычно растворенные в сырой нефти в условиях в стволе скважины, асфальтены, высшие парафины, гидраты и неорганические и органические соли и любые их смеси; продолжительность нагрева является продолжительностью импульсного нагрева, достаточно длительного для высвобождения отложившегося парафина и, предпочтительно, более короткого, чем этап осаждения; импульсный нагрев повторяют через регулярные интервалы, или повторяют, в случае необходимости, предпочтительно, согласно определенному пределу толщины парафина; поверхность стенки является внутренней поверхностью трубопроводов, скважины, оборудования устья скважины или любых трубопроводов и оборудования на поверхности, используемых в разработке или переработке углеводородов; этап нагрева выполняют в разное время для различных секций трубопровода или различных видов оборудования; стенка расположена в грунте, в морской воде или внутри теплообменника; охлаждение стенки выполняют естественной конвекцией в окружающей среде или прокачиваемым потоком текучей среды в кольцевом пространстве теплообменника, окружающем стенку; нагрев выполняют посредством электронагрева, предпочтительно нагревающими кабелями вокруг трубы, резистивным нагревом или индуктивным нагревом в стенке трубы, или с помощью теплообменника, предпочтительно, обеспечивая проход теплой текучей среды через теплообменник; прохождение в устройство с упомянутой стенкой скребка, такого как очистной или инспекционный скребок.
Изобретением также создано устройство для выполнения способов, упомянутых выше.
Кроме того, изобретением создан способ измерения толщины отложений парафина в секции трубы или оборудовании переработки, пропускающем поток углеводородов, содержащий следующие этапы:
(а) выполнение первого измерения температуры выше по потоку и ниже по потоку секции трубы;
(б) приложение короткого теплового импульса к секции трубы, не освобождающего отложений;
(в) выполнение второго измерения температуры выше по потоку и ниже по потоку секции трубы;
(г) расчет толщины отложений по изменению разности температур между первым и вторым измерениями температуры.
Изобретением также предложен способ, содержащий дополнительные признаки, в котором короткий тепловой импульс короче периода времени, необходимого для освобождения отложившегося парафина; температура выбрана для измерения из следующего: температуры объемного потока, температуры стенки трубы, температуры текучей среды, проходящей в кольцевом пространстве вокруг трубы.
Изобретением также предложен способ удаления парафина, отложившегося на поверхности стенки, находящейся в контакте с потоком текучей среды, при этом удаление парафина выполняют согласно вышеописанному способу, когда достигнут предел толщины парафина, измеренной согласно другому вышеописанному способу. Также частью изобретения является дополнительный признак, в котором толщину парафина измеряют через заданные интервалы времени, с автоматическим инициированием, при этом, исполнения способа удаления, предпочтительно с автоматическим управлением, таким как с помощью компьютера.
Дополнительно изобретением предложено использование способов и устройство внутренней очистки стенок описанного оборудования.
Чертежи
На фиг. 1 показан график толщины парафина по времени с изменением температуры.
На фиг. 2 показан вариант осуществления удаления парафина электронагревом.
На фиг. 3 показан вариант осуществления удаления парафина горячей водой.
На фиг. 4 показан вариант осуществления электронагрева в струе рециркуляции в замкнутой системе.
На фиг. 5 показан вариант осуществления теплообменника в струе рециркуляции в замкнутой системе.
На фиг. 6 показан график температур воды и нефти и давления в трубопроводе.
На фиг. 7 показан вариант осуществления теплообменника и емкости хранения.
На фиг. 8 показаны измерения температуры текучей среды в трубопроводе.
На фиг. 9 показаны измерения температуры стенок трубопровода.
На фиг. 10 показаны измерения температуры текучей среды в кольцевом пространстве.
На фиг. 11 показан график температуры воды и нефти и падения давления в трубопроводе по времени вместе с тепловыми импульсами.
На фиг. 12 показан график расчетной толщины парафина по ежедневно выполняемым тепловым импульсам.
Описание изобретения
Удаление парафина.
Поток текучей среды, в котором можно применить настоящее изобретение, может являться однофазным или мультифазным потоком, содержащим углеводороды и, возможно, Н2О и/или газы, такие как СО2, Н2§ и т.д., и/или соли и/или добавки, такие как различные ингибиторы. Предпочтительно настоящее изобретение можно применять в оборудовании, транспортирующем углеводороды.
- 2 018505
Оборудование может являться оборудованием переработки любого типа, использующимся для транспортировки углеводородов, таким как скважина, оборудование устья скважины и любые трубопроводы и оборудование на поверхности, использующееся в разработке или переработке углеводородов.
Осаждающиеся материалы, именуемые парафин в данном документе, являются твердыми частицами, осаждающимися из текучих сред вследствие термодинамических изменений. Данные твердые частицы включают в себя твердые частицы, обычно растворенные в сырой нефти в условиях ствола скважины, такие как асфальтены, высшие парафины, гидраты и неорганические и органические соли. Состав парафина должен зависеть от происхождения потока текучей среды.
Температура появления парафина является высшей температурой, при которой наблюдается осаждение парафина. Точная температура должна зависеть от состава текучей среды и давления. Вместе с тем, специалист в данной области техники может легко получить упомянутую величину, например, с помощью простых экспериментов.
Температура объемного потока является температурой потока текучей среды до этапа охлаждения.
Настоящее изобретение описано более детально со ссылками на фиг. 1, на которой показан график толщины парафина как функция времени, с изменением температуры.
Главная идея настоящего изобретения основана на экспериментальных данных, описанных в примере 1 и показанных на фиг. 1. Обнаружено, что является возможным освобождение уже отложившегося на стенке трубы парафина посредством увеличения температуры стенки. Важной позицией является освобождение парафина в виде твердых фрагментов, не расплавленного парафина. Расплавленный парафин будет повторно растворяться в потоке и дополнительно вновь откладываться ниже по потоку, что нежелательно. Вместе с тем, когда парафина сдирается со стенки в виде твердых частиц, их можно транспортировать далее без отложения на стенках. Проблема состоит в нахождении способа охлаждения потока, так что парафин может осаждаться, но гарантирующего, что данный осажденный парафина не закупоривает зону охлаждения. Вместо этого осажденный парафин должен постоянно или периодически подмешиваться в поток. Предложен способ для достижения данной цели с использованием импульсного нагрева.
Изобретение основано на использовании нагрева не для растворения парафина, но для освобождения парафина, обеспечивая при этом транспортировку парафина как частиц, не проявляющих тенденции отложения на стенках или других поверхностях или проявляющих такую тенденцию слабо.
В первом аспекте настоящего изобретения способ можно применять в существующих трубопроводах с установленным прямым электронагревом. Вместо сохранения трубопровода постоянно горячим в стандартном режиме нагрев должен быть выключен. Только когда отложение парафина превышает некоторый предел, нагрев должен быть включен на короткое время. При этом отложившийся парафин должен освобождаться и транспортироваться вниз по потоку. Для предотвращения освобождения слишком больших количеств парафина одновременно дополнительное усовершенствование предусматривает включение нагрева единовременно не во всем трубопроводе, но только в его секции.
При этом также очищаются новые секции трубопровода для накопления нового отложения, что является важным, если только часть всего трубопровода используют в качестве зоны охлаждения и она оборудована для нагрева. При сохранении данной секции в качестве зоны охлаждения, всегда готовой к приему, предотвращаются дополнительные отложения ниже по потоку, где средство нагрева не установлено.
Тепловой импульс, применяемый к трубопроводу или какому-либо оборудованию добычи, приводит к удалению отложившегося парафина в виде твердых частиц без какого-либо существенного повторного растворения парафина в горячем скважинном потоке, обеспечивая пластическое течение в холодном состоянии для транспортировки на дальнее расстояние.
Во втором аспекте настоящего изобретения для трубопроводов без установленного электронагрева необходимо установить теплообменник для охлаждения скважинного потока до входа в трубопровод. Можно использовать холодную морскую воду в качестве хладагента. Все отложения парафина должны быть ограничены теплообменником.
Теплообменник может быть построен в различных вариантах, например с трубой транспортировки углеводорода, подвешенной в свободно текущей морской воде так, что естественная конвекция определяет охлаждение, или с кольцевым пространством, заполненным морской водой вокруг трубы, транспортирующей углеводород, или другой конструкции.
Существуют два пути сохранения чистым теплообменника или свободного трубопровода в грунте или окруженного морской водой с использованием следующего импульсного нагрева.
Использование электронагрева.
Установка средства электронагрева. Оно может являться нагревающими кабелями вокруг трубы или осуществлять нагрев стенки трубы за счет резистивного нагрева или индуктивного нагрева в стенке трубы. Нагрев должен быть обычно отключен, но когда отложение парафина превышает заданный предел или после прохождения заданного времени, нагрев должен быть включен, освобождая парафин, транспортирующийся в виде твердых фрагментов потоком текучей среды.
- 3 018505
На фиг. 2 показан один вариант осуществления электронагрева. Труба 1, окруженная средой 10, такой как грунт или морская вода, с температурой ниже температуры транспортируемой текучей среды 20, такой как сырая нефть, транспортируемая на морском дне, оборудована средством 2 электронагрева. При создании тепла О посредством электрического импульса отложившийся парафин 30 высвобождается и смешивается, и транспортируется вниз по потоку в виде твердых частиц 31.
Использование горячей воды.
Во время стандартной работы теплообменник должен нагревать морскую воду. Если горячую воду можно сохранять, ее можно периодически использовать для промыва теплообменника горячей водой с действием, аналогичным включению электронагрева. В данном способе подача электропитания не нужна, кроме того, промывка горячей водой может удалять/уничтожать любые органические отложения, которые могут возникать снаружи теплообменника.
Альтернативно, теплообменник можно промывать любой горячей жидкостью (например, горячей нефтью), имеющейся от других параллельных процессов.
На фиг. 3 показан один вариант осуществления нагрева в теплообменнике. Труба 1 окружена кольцевым пространством 3, в котором может циркулировать текучая среда 40 теплообмена, такая как вода, с более низкой температурой, чем у текучей среды 20. Посредством создания тепла О горячей текучей средой, проходящей в кольцевом пространстве 3, отложившийся парафин 30 может высвобождаться и транспортироваться вниз по потоку в виде твердых частиц 31. Г орячая текучая среда может идти противотоком или в одном направлении с потоком в трубе.
Вследствие высоких сдвигающих сил, ниже по потоку от электронагрева или теплообменника отсутствует тенденция повторного отложения освобожденного твердого парафина. Дополнительно, вследствие отсутствия градиента температуры, когда температура скважинного потока приближается к температуре стенок трубы и морской воды, отсутствует отложение молекул растворенного парафина.
В первом аспекте изобретения для использования в существующих трубопроводах с установленным прямым электронагревом режим различного нагрева, описанный выше, должен давать резкое уменьшение потребной энергии (>90%). Кроме того, если имеется проблема с новым режимом нагрева, всегда имеется в запасе решение включения непрерывного нагрева для плавления парафина, обеспечивающего безопасный способ сохранения трубопровода открытым.
Для решения, согласно второму аспекту настоящего изобретения, с теплообменником одно преимущество состоит в том, что нет необходимости устанавливать оборудование в канале потока в отличие от решений, описанных в патентах США 6070417 или 6656366 В1.
Для варианта с электронагревом дополнительное преимущество состоит в полном отсутствии движущихся частей, что уменьшает вероятность отказа.
Для варианта с горячей текучей средой как теплоносителем дополнительные преимущества заключаются в том, что не требуется внешнего энергоснабжения для нагрева, и промывка горячей текучей средой очищает теплообменник от биологического обрастания.
В третьем аспекте изобретение можно использовать для очистки скважин в зависимости от состояния коллектора и геометрии скважины, текучая среда, поступающая из коллектора через трубную систему скважины, может охлаждаться до температуры ниже температуры появления парафина до выпуска из скважины. В данном варианте парафин должен откладываться уже внутри трубной системы скважины, приводя к негативным последствиям, аналогичным описанным выше для подводной трубы. Настоящее изобретение можно использовать для удаления таких отложений парафина посредством установки нагревательного устройства вокруг трубной системы скважины. Как и в случае подводных трубопроводов, описанном выше, устройство может иметь кольцевое пространство, в которое можно заливать горячую жидкость, или являться электронагревательным устройством. Затем можно применить аналогичные рабочие режимы первоначального охлаждения жидкости с последующим удалением отложения с применением внешнего теплового импульса, в результате чего отложение должно освободиться и транспортироваться вниз по потоку.
В четвертом аспекте изобретение можно также использовать для очистки теплообменников, являющихся частью оборудования переработки на поверхности, данные теплообменники, использующиеся на различных этапах технологического процесса, подвержены отложению парафина всегда, когда содержащийся поток углеводородов в них, содержащий парафин, охлаждается ниже температуры появления парафина. Для удаления данных отложений температура хладагента в теплообменниках должна увеличиваться, вновь приводя к освобождению отложения.
Следующие примеры включены в описание для иллюстрации изобретения, и их не следует интерпретировать ограничивающими объем, определенный формулой изобретения.
Пример 1.
На фиг. 1 показаны результаты экспериментов на установке контроля парафина в исследовательском центре 81а1ойНуйго, Рогадгипи, Норвегия. Осуществлялась циркуляция конденсата с большим содержанием парафина при постоянной температуре (20°С) через установку. Установка охлаждалась снаружи кольцевым пространством с водой.
В течение первых 17 дней вода в кольцевом пространстве имела температуру 10°С, что стимулиро
- 4 018505 вало постоянное накопление парафина в установке.
После 17 дней температуру воды увеличили до 15°С, так что разность температур конденсат/вода уменьшилась. При этом накопление парафина замедлилось.
После 22 дней температуру воды увеличили до 20°С, так что температура воды и конденсата стала одинаковой. Через 1 день ранее отложившийся парафин резко освободился, и конденсат транспортировал его вниз по потоку. После остановки и открытия установки обнаружили, что она чиста, и парафин на стенках отсутствует.
Объяснение освобождения состоит в том, что при увеличении температуры стенки структура парафина вблизи стенки изменяется. Изменение структуры уменьшает силы адгезии, обуславливающие прилипание парафина к стенке. Когда силы адгезии становятся меньше турбулентных усилий сдвига, парафин должен отрываться от стенки.
Температура теплового импульса может быть любой температурой выше объемной температуры. Чем выше температура, тем быстрее высвобождается отложение парафина. Таким образом, тепловой импульс лучше работает при температурах выше температуры плавления парафина, но следует заметить, что такие высокие температуры не требуются, соответственно, для удаления парафина. Если высокие температуры не применимы, например, вследствие низкой мощности нагрева, ограниченного энергоснабжения, или для экономии расходов на электроэнергию, можно использовать температуру ниже температуры плавления парафина для освобождения отложений парафина.
Можно наносить покрытие внутренней поверхности трубы, по меньшей мере, в зоне нагрева для инициирования высвобождения парафина или уменьшения количества тепла, требуемого для теплового импульса, или простого уменьшения количества образующегося парафина.
Пример 2. Пластическое течение в холодном состоянии по технологии 8а1итп.
Технология 8а1итп основана на идее, состоящей в том, что гидратная известь и частицы парафина могут являться транспортабельными и не агломерирующими в условиях прохождения потока и остановки скважины, что дополнительно описано в публикации АО 2004/059178. При рециркуляции части холодного потока углеводородных текучих сред с гидратом/частицами парафина в горячем скважинном потоке, как показано на фиг. 4, гидратная известь/частицы парафина образуют разрушающее охлаждение, когда частицы суспензии в массе в зоне реакции, вместо осаждения на стенках, и текучие среды охлаждают до температуры внешней среды в окрестности зоны реакции. Следовательно, осаждение на стенках труб и их закупоривание не должно происходить, когда частицы суспензии дополнительно транспортируются газом и нефтью на дальние расстояния, после отделяющего устройства.
Вместе с тем, если холодный поток рециркуляции подлежит смешиванию с теплым скважинным потоком вблизи манифольда добычи для предотвращения отложения парафина и гидратообразования во время остановок скважины, температура вблизи точки смешивания должна быть очень высокой. Проблема состоит в том, что смешивание горячего скважинного потока и холодного потока с температурой морской воды должно всегда давать в результате смесь с температурой выше температуры морской воды. Поэтому всегда остается необходимым охлаждение смеси до температуры морской воды. Данное охлаждение всегда должно приводить к образованию отложения парафина в зоне охлаждения. Без надлежащих контрмер это должно со временем приводить к закупориванию трубы теплообменника.
При использовании способа удаления парафина тепловым импульсом в реакционной зоне системы потока 8а1итп, или любых секциях системы ниже по потоку, получают удаление таких отложений.
Как упомянуто выше, эксперименты показывают, что возможно удаление отложения парафина со стенки трубы посредством увеличения температуры стенки на короткое время. Это должно уменьшать силу адгезии между стенкой трубы и отложением до такой степени, что отложение может отрываться от стенки, при этом отложение не плавится. Вместо этого, освобожденный парафин транспортируется вниз по потоку в отвержденной форме, которая не должна вновь откладываться.
Данную идею также можно использовать в концепции 8а1итп. На зону охлаждения или реакционную зону, где происходит отложение парафина, периодически воздействуют тепловым импульсом. Как упомянуто ранее, данный тепловой импульс можно создавать прямым электрическим нагревом или с помощью установки нагревающего кабеля (либо индуктивного, или резистивного), как показано на фиг. 4, или горячей водой, как показано на фиг. 5, где необходимо иметь кольцевое пространство вокруг зоны охлаждения.
На фиг. 4 показано, как горячий скважинный поток с температурой Т(скважины) смешивается с потоком, охлажденным до температуры Т(морской воды). Получающаяся в результате смесь имеет температуру Т(смеси), превышающую Т(морской воды). Поэтому смесь следует дополнительно охладить до температуры морской воды. В данной зоне охлаждения должно происходить отложение парафина. На фиг. 4 концепция 8а1итп объединена с электрическим импульсным нагревом: когда отложение парафина достигает критического предела, включают электронагрев. Парафин не плавится, но теряет контакт со стенкой трубы и затем транспортируется вниз по потоку.
Аналогичный эффект получают, как показано на фиг. 5, при использовании кольцевого пространства. Вместо охлаждения потока смеси окружающей морской водой используют кольцевое пространство с прокачиванием потока морской воды, как показано на верхнем чертеже, что должно дополнительно уве
- 5 018505 личивать эффективность охлаждения. В режиме теплового импульса, показанного на нижнем чертеже, в кольцевое пространство должна быть залита горячая вода, которая должна освобождать отложения для их транспортировки вниз по потоку. Кольцевое пространство можно заливать в любом подходящем направлении, как против скважинного потока, так и в одном направлении с ним.
Экспериментальная оценка концепции применения горячей воды показана на графике фиг. 6. Отложение парафина происходило в охлаждаемой водой трубе. Мониторинг толщины парафина можно осуществлять по падению давления на опытной секции. На фигуре показана последовательность событий, при увеличении температуры воды в кольцевом пространстве температуру нефти поддерживают постоянной (20°С). Температуру воды увеличивают от 10°С до более 50°С. После 2 мин падение давления показывает крутой пик и затем снижается до уровня, указывающего на отсутствие парафина в опытной секции. Пик возникает в результате транспортировки отложения парафина вниз по потоку.
В продолжение данной идеи, также является возможным повторное использование энергии, создаваемой при охлаждении с сохранением созданной горячей воды из теплообменника в емкости, как показано на фиг. 7. Данную сохраненную горячую воду затем используют для теплового импульса. На верхнем чертеже фиг. 7 горячую воду, образующуюся во время режима охлаждения, сохраняют в емкости. На нижнем чертеже фиг. 7 сохраненную горячую воду повторно закачивают в кольцевое пространство во время режима теплового импульса.
Измерение толщины парафина.
В четвертом аспекте изобретения основной идеей является использование того факта, что отложения парафина на стенке трубы создает сильную теплоизоляцию теплового потока. Так что тепловой поток от массы текучей среды в трубе к окружению трубы (или обратно) должен значительно снижаться при существовании отложения парафина на стенке трубы.
Короткий тепловой импульс с.| с продолжительностью меньше теплового импульса удаления парафина прикладывают к секции трубы, где следует измерить толщину отложения парафина. Во время данной операции, как до, так и после теплового импульса, осуществляют мониторинг температуры Т (на входе) текучей среды на входе и температуры Т (на выходе) текучей среды на выходе данной секции, как показано на фиг. 8.
Альтернативно определяют разность температур поверхностей стенки трубы, Т(стенки на входе) Т(стенки на выходе), при приложении внешнего теплового импульса к секции трубы с отложением парафина, так что датчики, нарушающие целостность оборудования, не требуются, как показано на фиг. 9.
В другой альтернативе осуществляют мониторинг изменения разности температур воды в кольцевом пространстве, используемой для удаления тепловым импульсом, таком как кольцевое пространство, показанное на фиг. 10, вместо фактической температуры текучей среды или температуры трубы. Разность Т (на входе)ех - Т (на выходе)ех рассчитывают как до, так и после короткого теплового импульса и сравнивают. Короткий тепловой импульс с.| создают электронагревом или коротким импульсом закачки горячей текучей среды в кольцевое пространство.
Зная геометрию трубы, свойства текучей среды, свойства потока и приложенную тепловую энергию можно рассчитать толщину теплоизолирующего парафина, соответствующую измеренной разности температур, с высокой точностью.
Пример 3.
Данный принцип подтвержден на установке контроля парафина и показан на фиг. 11 и 12.
Тепловой импульс можно, например, прикладывать кабелем электронагрева, включенным на короткое время, или заливая горячую воду в кольцевое пространство на короткое время. В эксперименте, показанном на фиг. 11 и 12, разность температур только в 10°С между нефтью и водой в кольцевом пространстве была достаточной для обеспечения удовлетворительных результатов.
В данном эксперименте температуры измеряли напрямую в массовом потоке нефти. Такое измерение является нежелательным в оборудовании добычи. Альтернативой является измерение температуры (внешней) поверхности стенки трубы, дающее информацию, аналогичную показанной на фиг. 12. В альтернативном варианте использования горячей воды в кольцевом пространстве также возможно осуществление мониторинга температуры воды и падения температуры от входного до выходного отверстия во время теплового импульса, как показано на фиг. 10.
Эксперимент, выполненный на установке контроля парафина: нефть циркулировала одну неделю при постоянной температуре (20°С) через опытную секцию. В кольцевом пространстве вокруг опытной секции циркулировала холодная вода (10°С). Полученная в результате разность температур между нефтью и поверхностью стенки трубы дает результат в виде отложения парафина, накапливающегося в нефтяной трубе. Это показывает растущее измеренное падение давления. Для тестирования предложенной здесь идеи каждый день производили короткий (5 мин) тепловой импульс посредством увеличения температуры воды в кольцевом пространстве до 30°С. Разность температур в нефти (на входном отверстии и выходном отверстии) регистрировали во время данных импульсов (обычно около 0,1-0,3°С для данной настройки).
Результат эксперимента показан на фиг. 12 как рассчитанная толщина парафина по ежедневно производимым тепловым импульсам. Скорость роста и конечная толщина хорошо согласуются с другими
- 6 018505 измерениями.
Способы удаления парафина и измерения толщины парафина согласно изобретению являются не нарушающими целостность оборудования, относительно дешевыми, точными и часто применимыми для измерения и удаления накопления отложения парафина без какого-либо оборудования в главном потоке, таким образом, с сохранением беспрепятственного пути прохода очистного скребка.
Кроме того, накопление отложения парафина можно измерять часто, например, ежедневно, следовательно, имея четкий контроль роста толщины парафина и индикацию правильного момента для контрмер, таких как удаление парафина тепловым импульсом, и экономически оправдано, если одинаковое средство переработки, например, кольцевое пространство с водой, можно также использовать для целей измерения с пространственной зависимостью для более длинных секций трубы для измерения температуры в промежуточных точках.
Измерения толщины парафина такого вида можно использовать для принятия решения, является ли необходимым удаление парафина тепловым импульсом, как описано выше, после производства теплового импульса для измерения в одной точке с тепловым импульсом удаления.

Claims (13)

1. Способ удаления парафина, отложившегося на стенке, контактирующей с потоком текучей среды, включающей в себя растворенный парафин, содержащий поддержание температуры внутренней стенки и потока текучей среды, равной температуре осаждения парафина или ниже нее для обеспечения осаждения растворенного парафина на внутренней стенке, и последующее перемещение отложившегося парафина в поток текучей среды в основном в форме твердых частиц посредством периодического импульсного нагрева внутренней стенки до температуры, при которой отложившийся парафин высвобождается от стенки в основном в форме твердых частиц и может перемещаться вниз потоком текучей среды так, что твердые частицы при указанном перемещении имеют слабую тенденцию отложения на внутренних стенках или не имеют ее совсем.
2. Способ по п.1, в котором температура импульсного нагрева внутренней стенки близка или выше температуры объемного потока.
3. Способ по п.1, в котором парафин выбирают из группы, содержащей твердые частицы, осаждающиеся из текучих сред вследствие термодинамических изменений, твердые частицы, обычно растворенные в сырой нефти в условиях в стволе скважины, асфальтены, высшие парафины, гидраты и неорганические и органические соли и любые их смеси.
4. Способ по п.1, в котором импульсный нагрев повторяют через регулярные интервалы или повторяют согласно определенному пределу толщины парафина.
5. Способ по п.1, в котором внутренняя стенка является внутренней стенкой трубопровода, скважины, оборудования устья скважины или любых трубопроводов и оборудования на поверхности, используемых в разработке или переработке углеводородов.
6. Способ по п.1, в котором импульсный нагрев внутренней стенки выполняют в разное время для различных секций трубопровода или их зон охлаждения, или различных типов оборудования.
7. Способ по п.1, в котором внутренняя стенка расположена в грунте, в морской воде или внутри теплообменника.
8. Способ по п.1, в котором поддержание температуры внутренней стенки осуществляется естественной конвекцией в окружающей среде или прокачиваемым потоком текучей среды в кольцевом пространстве теплообменника, окружающем внутреннюю стенку.
9. Способ по п.1, в котором импульсный нагрев внутренней стенки осуществляется электронагревом, предпочтительно нагревом кабелей вокруг трубы, резистивным нагревом или индуктивным нагревом стенки трубы, или с помощью теплообменника, предпочтительно обеспечивая проход текучей среды через теплообменник.
10. Способ по п.1, содержащий пропускание скребка, такого как очистной скребок или инспекционный скребок вдоль внутренней стенки.
11. Способ по любому из пп.1-10, включающий в себя определение толщины парафина согласно следующим стадиям:
(а) выполнение первого измерения температуры выше по потоку и ниже по потоку секции трубы;
(б) приложение короткого теплового импульса к секции трубы, который не освобождает отложений;
(в) выполнение второго измерения температуры выше по потоку и ниже по потоку секции трубы;
(г) расчет толщины отложений по изменению разности температур между первым и вторым измерением температуры.
12. Способ по п.11, в котором толщину парафина измеряют через заданные интервалы времени с автоматическим инициированием способа удаления, предпочтительно с автоматическим управлением, таким как управление с помощью компьютера.
13. Устройство удаления парафина, отложившегося на стенке, контактирующей с потоком текучей
- 7 018505 среды, включающим в себя растворенный парафин, содержащее средство для поддержания температуры внутренней стенки и потока текучей среды, равной температуре осаждения парафина или ниже нее для обеспечения осаждения растворенного парафина на внутренней стенке, и средство для последующего перемещения отложившегося парафина в поток текучей среды в основном в форме твердых частиц посредством периодического импульсного нагрева внутренней стенки до температуры, при которой отложившийся парафин высвобождается от стенки в основном в форме твердых частиц и может перемещаться вниз потоком текучей среды так, что твердые частицы при указанном перемещении имеют слабую тенденцию отложения на внутренних стенках или не имеют ее совсем.
EA201070493A 2007-10-19 2008-10-20 Способ удаления парафина и измерения толщины парафина EA018505B8 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
NO20075366A NO334539B1 (no) 2007-10-19 2007-10-19 Fremgangsmåte for voksfjerning
PCT/NO2008/000371 WO2009051495A1 (en) 2007-10-19 2008-10-20 Method for wax removal and measurement of wax thickness

Publications (3)

Publication Number Publication Date
EA201070493A1 EA201070493A1 (ru) 2010-10-29
EA018505B1 true EA018505B1 (ru) 2013-08-30
EA018505B8 EA018505B8 (ru) 2020-03-27

Family

ID=40351948

Family Applications (2)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA201070493A EA018505B8 (ru) 2007-10-19 2008-10-20 Способ удаления парафина и измерения толщины парафина
EA201200956A EA022677B8 (ru) 2007-10-19 2008-10-20 Способ и устройство для измерения толщины отложений парафина в трубе или перерабатывающем оборудовании

Family Applications After (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA201200956A EA022677B8 (ru) 2007-10-19 2008-10-20 Способ и устройство для измерения толщины отложений парафина в трубе или перерабатывающем оборудовании

Country Status (8)

Country Link
US (1) US8623147B2 (ru)
CN (2) CN101896688B (ru)
BR (1) BRPI0818462B1 (ru)
CA (2) CA2703407C (ru)
EA (2) EA018505B8 (ru)
GB (2) GB2468220B (ru)
NO (1) NO334539B1 (ru)
WO (1) WO2009051495A1 (ru)

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN104084405A (zh) * 2014-07-21 2014-10-08 张家港保税区金品化工机械设备有限公司 原油井口定时自动投球装置
US20210301625A1 (en) * 2020-03-31 2021-09-30 Yokogawa Electric Corporation Estimation system, estimation device, and estimation method

Families Citing this family (31)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20100139924A1 (en) * 2008-12-08 2010-06-10 Halliburton Energy Services, Inc. Method and apparatus for removing plugs from subsea equipment through the use of exothermic reacting chemicals
US8424608B1 (en) * 2010-08-05 2013-04-23 Trendsetter Engineering, Inc. System and method for remediating hydrates
MY171297A (en) * 2011-03-31 2019-10-07 Petroliam Nasional Berhad Petronas A system for the solidification of hydrocarbon wax
US10323483B2 (en) 2011-12-14 2019-06-18 Halliburton Energy Services, Inc. Mitigation of hydrates, paraffins and waxes in well tools
AU2012389576B2 (en) * 2012-09-14 2017-07-20 Equinor Energy As Processing fluid from a well
GB2509167B (en) 2012-12-21 2015-09-02 Subsea 7 Norway As Subsea processing of well fluids
GB2509165B (en) 2012-12-21 2018-01-24 Subsea 7 Norway As Subsea processing of well fluids
EP2781688A1 (en) 2013-03-18 2014-09-24 Vetco Gray Scandinavia AS Pipe assembly and flow assurance system
WO2014169932A1 (en) 2013-04-15 2014-10-23 Statoil Petroleum As Dispersing solid particles carried in a fluid flow
WO2014177210A1 (en) * 2013-05-02 2014-11-06 Statoil Petroleum As Estimating a thickness of a deposited material on a surface
EP3047101A4 (en) * 2013-09-20 2017-06-07 Services Pétroliers Schlumberger Microfluidic determination of wax appearance temperature
NO336031B1 (no) * 2013-10-30 2015-04-20 Empig As Fremgangsmåte og system for å fjerne avsetninger inne i et rør eller rørledning
US9640829B2 (en) * 2013-12-06 2017-05-02 Delphi Technologies, Inc. Heater and method of operating
US10281087B2 (en) 2014-09-17 2019-05-07 Exxonmobil Upstream Research Company Thermally induced recirculation mixing for gel strength mitigation
GB2548096B (en) * 2016-03-07 2018-08-29 Empig As Cooling system
EP3510314B1 (en) * 2016-09-09 2023-08-09 nVENT SERVICES GMBH Automated re-melt control systems
DE102016219964A1 (de) * 2016-10-13 2018-04-19 Krones Ag Reinigungsüberwachung mit Belagssensoren
US20180328541A1 (en) * 2017-05-12 2018-11-15 Jason W. Lachance Heating Systems for Film Growth Inhibition for Cold Flow
CN107605433B (zh) * 2017-09-27 2020-01-21 延安大学 一种智能井下清防蜡装置
US10704005B2 (en) 2018-01-19 2020-07-07 Saudi Arabian Oil Company Preventing hydrate formation in a flowline
GB2573277A (en) * 2018-04-24 2019-11-06 Norwegian Univ Sci & Tech Ntnu Method and installation for stabilizing petroleum fluid streams
GB2576341B (en) * 2018-08-15 2021-05-19 Subsea 7 Norway As Subsea frame having structural members which effect fluid communication.
CN109339765B (zh) * 2018-09-28 2022-05-03 中国海洋石油集团有限公司 一种海上油田油井动态清蜡周期预测方法
GB2579576B (en) * 2018-12-04 2021-01-27 Subsea 7 Norway As Heating of subsea pipelines
RU2700349C1 (ru) * 2019-01-09 2019-09-16 федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный авиационный технический университет" Способ определения толщины отложений на внутренней поверхности трубопровода
CN111855513A (zh) * 2019-04-29 2020-10-30 中国石油化工股份有限公司 一种用于模拟蜡沉积的实验装置
CN112796704B (zh) * 2019-10-28 2023-07-28 中国石油化工股份有限公司 油井热洗清蜡方式优选与参数优化方法
US11448582B2 (en) * 2019-12-19 2022-09-20 Halliburton Energy Services, Inc. Method and system for non-intrusively determining properties of deposit in a fluidic channel
GB202008532D0 (en) 2020-06-05 2020-07-22 Empig As Apparatus and method for precipitation of solids in hydrocarbon flow systems
GB202008533D0 (en) 2020-06-05 2020-07-22 Empig As Method, system and apparatus for hydrocarbon flow system fluid cooling
GB2602328B (en) 2020-12-23 2023-05-31 Empig As Apparatus and method for fluid cooling

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3454464A (en) * 1967-12-22 1969-07-08 Texaco Inc Restricting paraffin formation in producing wells
US3764517A (en) * 1970-12-21 1973-10-09 Texaco Inc Solvent dewaxing process
US3775288A (en) * 1972-05-26 1973-11-27 Exxon Research Engineering Co Combination of dilution chilling with scraped surface chilling in dewaxing lubricating oils
US4911240A (en) * 1987-12-28 1990-03-27 Haney Robert C Self treating paraffin removing apparatus and method

Family Cites Families (18)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3911240A (en) * 1974-01-18 1975-10-07 Pringle Electrical Manufacturi Dual spring load break switch
DE3229609A1 (de) * 1982-08-09 1984-02-09 Trasidex AG, 9490 Vaduz Thermischer durchflussmesser
US4898659A (en) * 1988-03-21 1990-02-06 Exxon Research And Engineering Company Multi-point cold solvent injection in scraped surface dewaxing chillers
NO884850D0 (no) 1988-10-31 1988-10-31 Norske Stats Oljeselskap Fremgangsmaate for oppvarming av en transportroerledning, samt transportroerledning med oppvarming.
RU2098756C1 (ru) * 1995-10-06 1997-12-10 Оскольский электрометаллургический комбинат Способ определения толщины стенки и кондуктометрический датчик теплового потока для осуществления способа
RU2099632C1 (ru) 1996-04-29 1997-12-20 Акционерное научно-проектное внедренческое общество "НГС-оргпроектэкономика" Способ определения толщины грязепарафиновых отложений в нефтепроводе
RU2123393C1 (ru) * 1997-06-11 1998-12-20 Открытое акционерное общество "ПермНИПИнефть" Способ очистки насосно-компрессорных труб от асфальтосмолопарафинистых отложений
US6070417A (en) * 1999-03-29 2000-06-06 Benson; Robert A. Method for making slurry
US6656366B1 (en) * 1999-07-12 2003-12-02 Halliburton Energy Services, Inc. Method for reducing solids buildup in hydrocarbon streams produced from wells
FR2799261B1 (fr) * 1999-10-01 2002-01-25 Metravib Sa Procede et dispositif pour la detection ou la mesure par flux thermique, d'un depot susceptible de se former dans une canalisation de transport d'un fluide
FR2804467B1 (fr) 2000-01-28 2002-05-10 Elf Exploration Prod Dispositif pour eliminer les bouchons d'hydrates de gaz ou de paraffines se formant dans un equipement de forage d'un puits ou de production ou de transport d'hydrocarbures
NO318393B1 (no) 2002-11-12 2005-03-14 Sinvent As Fremgangsmate og system for transport av hydrokarbonstrommer som inneholder voks og asfaltener
JP4502256B2 (ja) * 2004-09-07 2010-07-14 株式会社山武 流量センサ
NO322636B1 (no) 2005-01-13 2006-11-13 Statoil Asa System for stromforsyning til undervannsinstallasjon
CN1702292A (zh) * 2005-05-27 2005-11-30 黄灏 油井热洗清蜡的方法
NO324463B1 (no) 2006-04-10 2007-10-22 Nexans Kraftkabel for direkte, elektrisk oppvarmingssystem
FR2900459B1 (fr) 2006-04-27 2008-11-28 Inst Francais Du Petrole Methode de suivi de l'epaisseur d'un depot dans une conduite
NO332832B1 (no) 2009-01-30 2013-01-21 Statoil Asa Fremgangsmate for a male tykkelsen av avsetninger

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3454464A (en) * 1967-12-22 1969-07-08 Texaco Inc Restricting paraffin formation in producing wells
US3764517A (en) * 1970-12-21 1973-10-09 Texaco Inc Solvent dewaxing process
US3775288A (en) * 1972-05-26 1973-11-27 Exxon Research Engineering Co Combination of dilution chilling with scraped surface chilling in dewaxing lubricating oils
US4911240A (en) * 1987-12-28 1990-03-27 Haney Robert C Self treating paraffin removing apparatus and method

Cited By (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN104084405A (zh) * 2014-07-21 2014-10-08 张家港保税区金品化工机械设备有限公司 原油井口定时自动投球装置
CN104084405B (zh) * 2014-07-21 2016-09-14 张家港保税区金品化工机械设备有限公司 原油井口定时自动投球装置
US20210301625A1 (en) * 2020-03-31 2021-09-30 Yokogawa Electric Corporation Estimation system, estimation device, and estimation method
US11603738B2 (en) * 2020-03-31 2023-03-14 Yokogawa Electric Corporation Estimation system, estimation device, and estimation method

Also Published As

Publication number Publication date
CA2703407C (en) 2016-06-28
EA022677B8 (ru) 2020-03-19
EA201070493A1 (ru) 2010-10-29
BRPI0818462A2 (pt) 2015-06-30
CN104028519A (zh) 2014-09-10
CA2926502C (en) 2018-03-13
GB201205970D0 (en) 2012-05-16
GB201006092D0 (en) 2010-05-26
CA2703407A1 (en) 2009-04-23
GB2490394A (en) 2012-10-31
WO2009051495A1 (en) 2009-04-23
GB2468220B (en) 2012-06-06
NO334539B1 (no) 2014-03-31
CN104028519B (zh) 2017-04-12
EA022677B1 (ru) 2016-02-29
BRPI0818462B1 (pt) 2018-09-25
US8623147B2 (en) 2014-01-07
GB2490394B (en) 2013-01-16
CA2926502A1 (en) 2009-04-23
EA201200956A1 (ru) 2012-12-28
CN101896688A (zh) 2010-11-24
CN101896688B (zh) 2014-07-23
GB2468220A (en) 2010-09-01
EA018505B8 (ru) 2020-03-27
US20100300486A1 (en) 2010-12-02
NO20075366L (no) 2009-02-02

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EA018505B1 (ru) Способ удаления парафина и измерения толщины парафина
Al-Yaari Paraffin wax deposition: mitigation & removal techniques
AU2005319451B2 (en) Method and apparatus for a cold flow subsea hydrocarbon production system
MX2011007910A (es) Metodo y dispositivo para medir el espesor de deposito.
Wang et al. Flow characteristic and blockage mechanism with hydrate formation in multiphase transmission pipelines: In-situ observation and machine learning predictions
Venkatesan et al. Wax deposition during production operations: SOTA
Bagatin et al. Wax modeling: there is need for alternatives
Mokhatab et al. Wax prevention and remediation in subsea pipelines and flowlines
Venkatesan et al. Wax deposition testing in a large-scale flow loop
Lauer The use of high performance polymeric coatings to mitigate corrosion and deposit formation in pipeline applications
Rai et al. Multiphase transportation of high waxy crudes
Haq et al. Machine Learning in Wax Deposition
AU2011240757B2 (en) Slurry generation
US20230243476A1 (en) Apparatus and method for precipitation of solids in hydrocarbon flow systems
NO333249B1 (no) Fremgangsmate for a hindre oppbygning av avsetninger pa indre vegg av en struktur som forer en hydrokarbonfluidstrom, et system for behandling og transport av en hydrokarbonfluidstrom samt anvendelse av nevnte fremgangsmate og system for a redusere avsetningen av utfellende materialer
Johal Flow Assurance Technology Options For Deepwater & Long Distance Oil & Gas Transport.
Martins et al. Offshore Field Experience with Non Chemical Oilfield Scale Prevention/Remediation Strategies in Brazil
Stangeland et al. Qualification of wax control system
Wardoyo Wax Deposition Prediction inside Pipeline
WO2014169932A1 (en) Dispersing solid particles carried in a fluid flow
Achour et al. Correlating flow dynamics and fluid characteristics with internal corrosion management in pipelines
WO2003067147A1 (en) Pipe loop for continuous transport of hydrocarbons from a subsea installation, without flow disturbances while conducting piggin or fluid control operations
De Wit Optimizing flow assurance using pigging in sub-sea pipelines
Bailey et al. Paraffin Cleanout in a Single Subsea Flowline Environment: Glycol to Blame?
Gupta et al. Flow Assurance and Comparison of Modelling & SCADA Results for Onshore Crude Oil Trunk Line-A Case Study

Legal Events

Date Code Title Description
TC4A Change in name of a patent proprietor in a eurasian patent
MM4A Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s)

Designated state(s): AM AZ BY KZ KG MD TJ TM

PC4A Registration of transfer of a eurasian patent by assignment