RU2289678C2 - Method for destroying paraffin-hydrate and paraffin-tarry sediments - Google Patents
Method for destroying paraffin-hydrate and paraffin-tarry sediments Download PDFInfo
- Publication number
- RU2289678C2 RU2289678C2 RU2004117296/03A RU2004117296A RU2289678C2 RU 2289678 C2 RU2289678 C2 RU 2289678C2 RU 2004117296/03 A RU2004117296/03 A RU 2004117296/03A RU 2004117296 A RU2004117296 A RU 2004117296A RU 2289678 C2 RU2289678 C2 RU 2289678C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oxygen
- containing substances
- paraffin
- mixture
- pipes
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 22
- 239000013049 sediment Substances 0.000 title abstract 2
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 31
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 claims abstract description 31
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 claims abstract description 31
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims abstract description 31
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 21
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 17
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 17
- MHAJPDPJQMAIIY-UHFFFAOYSA-N Hydrogen peroxide Chemical compound OO MHAJPDPJQMAIIY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 26
- UQSXHKLRYXJYBZ-UHFFFAOYSA-N iron oxide Inorganic materials [Fe]=O UQSXHKLRYXJYBZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- 239000000446 fuel Substances 0.000 claims description 8
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims description 8
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 5
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 5
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 claims description 5
- 239000012286 potassium permanganate Substances 0.000 claims description 5
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims description 4
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims description 4
- 239000003832 thermite Substances 0.000 claims description 4
- 229910002651 NO3 Inorganic materials 0.000 claims description 3
- NHNBFGGVMKEFGY-UHFFFAOYSA-N Nitrate Chemical compound [O-][N+]([O-])=O NHNBFGGVMKEFGY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 230000006378 damage Effects 0.000 claims description 3
- 235000013980 iron oxide Nutrition 0.000 claims description 3
- VBMVTYDPPZVILR-UHFFFAOYSA-N iron(2+);oxygen(2-) Chemical class [O-2].[Fe+2] VBMVTYDPPZVILR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 229910000464 lead oxide Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 239000000725 suspension Substances 0.000 claims description 3
- 239000007789 gas Substances 0.000 abstract description 6
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 abstract description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 abstract description 2
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 abstract 2
- 206010061218 Inflammation Diseases 0.000 abstract 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 abstract 1
- 230000004054 inflammatory process Effects 0.000 abstract 1
- 230000002269 spontaneous effect Effects 0.000 abstract 1
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 6
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 4
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 4
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000013543 active substance Substances 0.000 description 3
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 3
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 3
- 239000007800 oxidant agent Substances 0.000 description 3
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 description 3
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 2
- 239000012261 resinous substance Substances 0.000 description 2
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 1
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 238000005265 energy consumption Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- -1 for example Substances 0.000 description 1
- 239000007792 gaseous phase Substances 0.000 description 1
- 150000004677 hydrates Chemical class 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 description 1
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 description 1
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- RVEZZJVBDQCTEF-UHFFFAOYSA-N sulfenic acid Chemical compound SO RVEZZJVBDQCTEF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Cleaning By Liquid Or Steam (AREA)
- Cleaning In General (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к эксплуатации нефтедобывающих скважин, продуктопроводов и газопроводов различного (промыслового и т.п.) назначения.The invention relates to the oil and gas industry, in particular to the operation of oil wells, product pipelines and gas pipelines of various (field, etc.) purposes.
Известен "Способ перекачки жидкости" (Авт. св. СССР №1105723, заявлен 04.08.83 г.), включающий нагрев до расчетной температуры и перекачку под действием перепада давления, изменения температуры, давления при входе и выходе из трубопровода, в котором рассчитывают значения минимальной температуры нефти на входе в нефтепровод и распределение температуры нефти по длине нефтепровода и контролируют температуру нефти и изменяют подогрев ее так, чтобы измеренное значение температуры нефти на выходе соответствовало расчетному. Способ предусматривает нагрев перекачиваемой нефти до температуры не менее 80-100°С, которую необходимо поддерживать по всей длине трубопровода, иначе начинается выпадение парафинов и смолистых отложений. Операции по ее поддержанию значительно энергоемки.The well-known "Method of pumping liquid" (Aut. St. USSR No. 1105723, declared 04.08.83,), including heating to the calculated temperature and pumping under the influence of pressure drop, temperature, pressure at the inlet and outlet of the pipeline, in which the values are calculated the minimum oil temperature at the inlet to the pipeline and the distribution of oil temperature along the length of the pipeline and control the oil temperature and change its heating so that the measured value of the oil temperature at the outlet matches the calculated value. The method involves heating the pumped oil to a temperature of at least 80-100 ° C, which must be maintained along the entire length of the pipeline, otherwise the precipitation of paraffins and tar deposits begins. Operations to maintain it are significantly energy intensive.
Известен способ, обеспечивающий поддержание данных параметров перекачиваемой нефти (Авт. св. СССР №1513298 "Трубопроводный нагреватель"), включающий топочную камеру, горелочное устройство, обогреваемый элемент, входной патрубок которого соединен с патрубком подвода нефти, а выходной - с патрубком ее отвода, средства регулирования подачи газообразной фазы в топочную камеру и термодатчик, а также дополнительный трубчатый обогревательный элемент и приборы, являющиеся регуляторами расхода. Устройство и способ его реализации также обладает значительной трудоемкостью и энергозатратностью подогрева нефти по всей длине трубопровода.There is a method that ensures the maintenance of these parameters of the pumped oil (Aut. St. USSR No. 1513298 "Pipeline heater"), including a combustion chamber, a burner device, a heated element, the inlet pipe of which is connected to the oil supply pipe, and the output pipe to its pipe outlet, means for regulating the supply of the gaseous phase to the combustion chamber and the temperature sensor, as well as an additional tubular heating element and devices that are flow controllers. The device and method for its implementation also has significant complexity and energy consumption of heating oil along the entire length of the pipeline.
Известен "Способ очистки скважины от отложений в процессе ее эксплуатации" (Авт. св. №1700207, см. Б.И. №47, 23.12.1991 г.), включающий периодическое создание волн отрицательного давления перекрытием выкидной линии в течение 2-3 минут, выдерживание в перекрытом положении в течении 5-10 минут и открытие в течение 0,1-2,0 секунд. Однако способ малоэффективен на продуктопроводах значительной (более 2 км) длины, где волны отрицательного давления гасятся.The well-known "Method of cleaning the well from deposits during its operation" (Aut. St. No. 1700207, see B. I. No. 47, 12/23/1991), including the periodic creation of waves of negative pressure by blocking the flow line for 2-3 minutes, keeping in the closed position for 5-10 minutes and opening for 0.1-2.0 seconds. However, the method is ineffective on product pipelines of considerable (more than 2 km) length, where waves of negative pressure are quenched.
Наиболее близким к заявляемому является "Способ повышения продуктивности нефтяных и газовых скважин" (Пат. РФ №2168008, МКИ Е 21 В 43/25, 43/24, 43/27, 36/00, 37/06, заявл. 26.05.1999, опубл. 27.05.2001 г.).Closest to the claimed is the "Method of increasing the productivity of oil and gas wells" (Pat. RF №2168008, MKI E 21 43/25, 43/24, 43/27, 36/00, 37/06, declared. 26.05.1999 , published on May 27, 2001).
Способ включает закачку активного вещества, в качестве которого используют раствор кислородосодержащих веществ и их нагревание, обеспечивая температуру самовоспламенения смеси.The method includes the injection of the active substance, which is used as a solution of oxygen-containing substances and their heating, providing a self-ignition temperature of the mixture.
Недостатком способа являются повышенные энергетические затраты на самовоспламенения смеси.The disadvantage of this method is the increased energy costs for self-ignition of the mixture.
Предлагаемое изобретение решает задачу сокращения трудо- и энергозатрат на очистку труб от парафиногидратных и парафиносмолистых отложений, по которым происходит транспортировка нефти и увеличения срока безремонтной эксплуатации труб.The present invention solves the problem of reducing labor and energy costs for cleaning pipes from paraffin-hydrate and paraffin-tar deposits, through which oil is transported and increase the period of maintenance-free operation of pipes.
Для решения этой задачи предложен способ разрушения парафиногидратных и парафиносмолистых отложений, в котором проводят закачку кислородосодержащих веществ и их нагревание. Активизируют смесь углеводородов в трубах и кислородосодержащих веществ, для чего периодически включают локальные нагреватели, которые помещают в скважину и внутри или снаружи труб, по которым транспортируют нефть. На первом локальном нагревателе углеводороды и кислородосодержащие вещества активизируют и волнами отрицательного давления. При этом закачку кислородосодержащих веществ осуществляют периодически и таким образом, чтобы при прохождении смеси углеводородов и кислородосодержащих веществ через локальный нагреватель температура локально нагретых зон была не ниже температуры самовоспламенения смеси. Кроме того, в качестве кислородосодержащего вещества используют перекись водорода в сочетании с поверхностно-активными веществами. Причем перекись водорода циклически прокачивают с растворами или суспензиями перманганата калия, или с окислами свинца, или с окислами железа, или с закисью железа, или с селитрой. В качестве локальных нагревателей используют нагреватели на термитном топливе, при этом обеспечивают температуру самовоспламенения смеси в трубе 400-600°С.To solve this problem, a method for the destruction of paraffin-hydrated and paraffin-tar deposits is proposed, in which oxygen-containing substances are pumped and heated. They activate a mixture of hydrocarbons in pipes and oxygen-containing substances, for which they periodically turn on local heaters, which are placed in the well and inside or outside the pipes through which oil is transported. At the first local heater, hydrocarbons and oxygen-containing substances are also activated by negative pressure waves. In this case, the injection of oxygen-containing substances is carried out periodically and in such a way that when a mixture of hydrocarbons and oxygen-containing substances passes through a local heater, the temperature of the locally heated zones is not lower than the self-ignition temperature of the mixture. In addition, hydrogen peroxide in combination with surfactants is used as an oxygen-containing substance. Moreover, hydrogen peroxide is cyclically pumped with solutions or suspensions of potassium permanganate, or with lead oxides, or with iron oxides, or with ferrous oxide, or with nitrate. Thermite fuel heaters are used as local heaters, while the temperature of the mixture ignites in the pipe 400–600 ° C.
Для достижения названного технического результата предлагается устройство для разрушения парафиногидратных и парафиносмолистых отложений.To achieve the named technical result, a device for the destruction of paraffin-hydrated and paraffin-resinous deposits is proposed.
На чертеже приведены основные элементы устройства. Нефтесодержащий горизонт 1 вскрывается скважиной 2. По трубам 3 поступает нефть и затем транспортируется далее. Парафиногидратные и парафиносмолистые отложения 4 могут развиваться в трубах 3 в скважине, так и в трубах 3 на поверхности. Для их ликвидации в трубах 3 применяются нагреватели - внутренние локальные нагреватели 5 и внешние локальные нагреватели 6, которые инициируются источником энергии 7. Для добавления жидкостей установлена заглушка 8, которая имеет врез в трубу 3. Агрегатом 9 закачивают активное вещество. Нефть вместе с парафиногидратами и парафиносмолистыми веществами собирается в емкость для сбора флюида 10.The drawing shows the main elements of the device. The oil-containing horizon 1 is opened by the well 2. Oil flows through the pipes 3 and then is transported further. Paraffin-hydrate and paraffin-resinous deposits 4 can develop in pipes 3 in the well, and in pipes 3 on the surface. To eliminate them in the pipes 3, heaters are used - internal local heaters 5 and external local heaters 6, which are initiated by the energy source 7. To add liquids, a plug 8 is installed, which has a cut in the pipe 3. The active substance is pumped by unit 9. Oil, together with paraffin hydrates and paraffin-tar substances, is collected in a container for collecting fluid 10.
Предлагаемый способ осуществляется в следующей последовательности. Для ликвидации отложений в скважину 2 на трубы 3 помещают локальные нагреватели 5 и 6, обеспечивающие температуру в трубах 3 не ниже температуры самовоспламенения смеси. Локальные нагреватели 5 и 6 инициируются источником энергии 7. Из агрегата КС 9 в трубы 3 нагнетают активное вещество. Активизируют смесь углеводородов в трубах 3 и кислородосодержащих веществ, для чего периодически включают локальные нагреватели 5 и 6, которые помещают в скважину и внутри и снаружи труб 3, по которым транспортируется нефть. На первом локальном нагревателе углеводороды и кислородосодержащие вещества активизируют и волнами отрицательного давления. При воздействии волнами отрицательного давления периодически за 2-3 минуты перекрывают заглушку на емкости 10, выдерживают период 5-15 минут и вновь открывают. Закачку кислородосодержащих веществ осуществляют периодически таким образом, чтобы при прохождении смеси углеводородов и кислородосодержащих веществ через локальный нагреватель температура локально нагретых зон была не ниже температуры самовоспламенения смеси. Кроме того, в качестве кислородосодержащего вещества используют перекись водорода в сочетании с поверхностно-активными веществами. Причем перекись водорода циклически прокачивают с растворами или суспензиями перманганата калия, или с окислами свинца, или с окислами железа, или с закисью железа, или с селитрой. В качестве локальных нагревателей используют нагреватели на термитном топливе, при этом обеспечивают температуру самовоспламенения смеси в трубе 400-600°С.The proposed method is carried out in the following sequence. To eliminate deposits in the well 2, local heaters 5 and 6 are placed on the pipes 3, ensuring the temperature in the pipes 3 is not lower than the temperature of the autoignition of the mixture. Local heaters 5 and 6 are initiated by an energy source 7. From the KS 9 unit, the active substance is pumped into pipes 3. The mixture of hydrocarbons in the pipes 3 and oxygen-containing substances is activated, for which the local heaters 5 and 6 are periodically turned on, which are placed in the well both inside and outside the pipes 3 through which oil is transported. At the first local heater, hydrocarbons and oxygen-containing substances are also activated by negative pressure waves. When exposed to waves of negative pressure periodically for 2-3 minutes, close the plug on the tank 10, withstand a period of 5-15 minutes and reopen. The injection of oxygen-containing substances is carried out periodically so that when a mixture of hydrocarbons and oxygen-containing substances passes through a local heater, the temperature of the locally heated zones is not lower than the self-ignition temperature of the mixture. In addition, hydrogen peroxide in combination with surfactants is used as an oxygen-containing substance. Moreover, hydrogen peroxide is cyclically pumped with solutions or suspensions of potassium permanganate, or with lead oxides, or with iron oxides, or with ferrous oxide, or with nitrate. Thermite fuel heaters are used as local heaters, while the temperature of the mixture ignites in the pipe 400–600 ° C.
В качестве кислородосодержащие вещества, например, используют перекись водорода с процентным содержанием 38-55%. Включение локальных нагревателей осуществляют в момент прохождения кислородосодержащих веществ области максимального температурного воздействия. Растворенные (переведенные в подвижное состояние) парафиногидратные или парафиносмолистые вещества вместе с нефтью сбрасываются в емкость для сбора флюида 10. Для понижения температуры разложения кислородосодержащих веществ и полноты реагирующего объема, прежде всего перекиси водорода, через заглушку 8 в смесь добавляются поверхностно-активные вещества, например, сульфанол.As oxygen-containing substances, for example, hydrogen peroxide with a percentage of 38-55% is used. The inclusion of local heaters is carried out at the time of passage of oxygen-containing substances in the area of maximum temperature exposure. Dissolved (mobilized) paraffin-hydrated or paraffin-resinous substances together with oil are discharged into a reservoir for collecting fluid 10. To lower the decomposition temperature of oxygen-containing substances and the completeness of the reaction volume, primarily hydrogen peroxide, surfactants are added to the mixture through plug 8, for example sulfanol.
Реализация способа поясняется на примере эксплуатации Родниковского месторождения. Глубина добычи нефти 1200 метров. Режим эксплуатации фонтанный. Нефть содержит парафины, что приводит к отложению парафинов 4 в трубах 3 (в данном случае НКТ) и заглубленных в грунт трубопроводов от скважин к нефтесборнику протяженностью 2 км. В трубах 3 имеются вентили через 200 м. Очистку НКТ производят скребками, трубопроводы очищают циклическим (раз в 2 месяца) прокачиванием разогретого метанола. Для устранения запарафинирования НКТ и прискважинной зоны в скважину продавили агрегатом АН 2 м3 с концентрацией 38% перекиси водорода и затем засыпали 4 кг перманганата калия (KMnO4). Затем по НКТ был опущен на геофизическом кабеле локальный нагреватель 5 на термитном топливе. Включением локального нагревателя 5 инициировали реакцию выделения кислорода из перекиси водорода и перманганата калия и реакцию окисления. Объем нефти в скважине (≈12 м3) с начальной температурой 25°С, в течении 5 часов разогрели до 100°С и направили в трубопровод (коллектор) с периодическим закрытием-открытием заглушки для инициирования волн отрицательного давления. Через 200 м зафиксировано снижение температуры до 80°С. Поскольку имелась необходимость устранения парафиновых отложений 4 по трубопроводу 3, через вентили закачали по 200 кг перекиси водорода, а выделение из нее кислорода и окислительную реакцию с прокачиваемой нефтью инициировали внешними локальными нагревателями, в качестве которых использованы накладные термические заряды. Мероприятия проведены в течение 0,5 суток. Дебит скважины и пропускная способность трубопровода 3 восстановлены.The implementation of the method is illustrated by the example of the operation of the Rodnikovsky field. The depth of oil production is 1200 meters. The operating mode is fountain. The oil contains paraffins, which leads to the deposition of paraffins 4 in pipes 3 (in this case tubing) and pipelines buried in the ground from wells to the oil collector with a length of 2 km. In the pipes 3 there are valves after 200 m. The tubing is cleaned with scrapers, the pipelines are cleaned by cyclic (every 2 months) pumping of heated methanol. To eliminate the paraffinization of tubing and the near-wellbore zone, AN 2 m 3 with a concentration of 38% hydrogen peroxide was pressed into the well with 4 kg of potassium permanganate (KMnO 4 ). Then, a local thermite fuel heater 5 was lowered on the geophysical cable via the tubing. By turning on the local heater 5, an oxygen evolution reaction from hydrogen peroxide and potassium permanganate and an oxidation reaction were initiated. The volume of oil in the well (≈12 m 3 ) with an initial temperature of 25 ° C, was heated to 100 ° C for 5 hours and sent to the pipeline (collector) with a periodic closing-opening of the plug to initiate negative pressure waves. After 200 m, a drop in temperature to 80 ° C was recorded. Since there was a need to eliminate paraffin deposits 4 through pipeline 3, 200 kg of hydrogen peroxide were pumped through the valves, and the evolution of oxygen from it and the oxidation reaction with the pumped oil were initiated by external local heaters, which were applied overhead thermal charges. Activities were carried out within 0.5 days. Well production and throughput of pipeline 3 restored.
В данном способе происходит окисление части прокачиваемой добываемой массы дозированной порцией кислорода, образующегося за счет разложения вводимых извне в эту массу кислородосодержащих веществ-окислителей. Разложение окислителей происходит при пересечении зон, локально нагретых до определенной температуры (например, для перекиси водорода это 200-300°С в зависимости от ее концентрации). При попадании в эти зоны в смеси "углеводородная масса - окислитель", вследствие повышенной температуры, протекают реакции разложения окислителей и экзотермические реакции беспламенного химического воздействия продуктов разложения окислителен с углеводородной топливной массой (технологическое горение с выделением избыточного тепла Qх.р), которые затухают при дальнейшем движении топливной смеси по трубе в холодные (необогреваемые) зоны.In this method, part of the pumped-in produced mass is oxidized by a metered portion of oxygen generated by decomposition of oxygen-containing oxidizing substances introduced from outside into this mass. The decomposition of oxidizing agents occurs at the intersection of zones locally heated to a certain temperature (for example, for hydrogen peroxide it is 200-300 ° С depending on its concentration). When these hydrocarbon mass - oxidizer mixtures get into these zones, due to the elevated temperature, oxidizer decomposition reactions and exothermic reactions of flameless chemical action of the decomposition products are oxidized with the hydrocarbon fuel mass (technological combustion with the release of excess heat Q xp ), which decay with further movement of the fuel mixture through the pipe into cold (unheated) zones.
Длины и температуры прогреваемых зон выбираются так, что количество тепла, выделяющегося в реакциях медленного горения-разложения в этих зонах, достаточно для повышения температуры в местах отложения парафиногидратных и парафиносмолистных веществ до температуры 60-200°С для их перевода в подвижное состояние. Вместе с тем, минимальная температура этих зон не должна быть ниже температуры начала интенсивного взаимодействия кислородосодержащего вещества с углеводородным топливом, т.к. при меньшей температуре процесс окисления углеводородов идет несопоставимо медленно по сравнению со скоростью прокачки топливной массы (Бейлес Дж. X. Новая методика тепловой обработки призабойной зоны скважины с использованием перекиси водорода. // World Oil. - 1998. Vol.219, №5, 6. // Нефтегазовые технологии. - 1998. - №5, 6. - С.52-54).The lengths and temperatures of the heated zones are selected so that the amount of heat released in the slow combustion-decomposition reactions in these zones is sufficient to increase the temperature in the places of deposition of paraffin hydrate and paraffin resinous substances to a temperature of 60-200 ° C to transfer them to a mobile state. At the same time, the minimum temperature of these zones should not be lower than the temperature of the onset of intense interaction of an oxygen-containing substance with hydrocarbon fuel, since at a lower temperature, the process of hydrocarbon oxidation is incomparably slow compared to the rate of pumping of the fuel mass (Beiles J. X. A new method for heat treatment of the bottom-hole zone of a well using hydrogen peroxide. // World Oil. - 1998. Vol.219, No. 5, 6 // Oil and gas technologies. - 1998. - No. 5, 6. - S.52-54).
Применение предлагаемого способа позволяет существенно снизить трудо- и энергозатраты на очистку труб от парафиногидратных и парафиносмолистых отложений в самых различных и технологически неблагоприятных (отсутствие подвода электроэнергии) условиях.The application of the proposed method can significantly reduce labor and energy costs for cleaning pipes from paraffin-hydrated and paraffin-tar deposits in the most diverse and technologically unfavorable (lack of power supply) conditions.
Claims (4)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2004117296/03A RU2289678C2 (en) | 2004-06-07 | 2004-06-07 | Method for destroying paraffin-hydrate and paraffin-tarry sediments |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2004117296/03A RU2289678C2 (en) | 2004-06-07 | 2004-06-07 | Method for destroying paraffin-hydrate and paraffin-tarry sediments |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2004117296A RU2004117296A (en) | 2005-11-20 |
| RU2289678C2 true RU2289678C2 (en) | 2006-12-20 |
Family
ID=35866874
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2004117296/03A RU2289678C2 (en) | 2004-06-07 | 2004-06-07 | Method for destroying paraffin-hydrate and paraffin-tarry sediments |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2289678C2 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2460594C1 (en) * | 2011-05-10 | 2012-09-10 | Айдар Рафикович Нагимуллин | Method for removing deposits from oil-gathering pipeline |
| RU2501936C1 (en) * | 2012-04-06 | 2013-12-20 | Ильмар Раисович Айсматуллин | Heat exchanger device for removal of paraffin and resins from oil before its transportation |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US1701884A (en) * | 1927-09-30 | 1929-02-12 | John E Hogle | Oil-well heater |
| SU1700207A1 (en) * | 1988-07-20 | 1991-12-23 | Азербайджанский Институт Нефти И Химии Им.М.Азизбекова | Method of well wall build-up removal in operation |
| RU2102591C1 (en) * | 1996-04-11 | 1998-01-20 | Вениамин Дмитриевич Куртов | Method for treating productive bed |
| RU2168008C2 (en) * | 1999-05-26 | 2001-05-27 | Государственный научно-исследовательский институт горной геомеханики и маркшейдерского дела - Межотраслевой научный центр (ВНИМИ) | Method of increasing oil and gas well productivity and downhole heater for method embodiment |
| RU2221141C1 (en) * | 2002-05-21 | 2004-01-10 | Дыбленко Валерий Петрович | Process of treatment of critical area of formation |
| US7055600B2 (en) * | 2001-04-24 | 2006-06-06 | Shell Oil Company | In situ thermal recovery from a relatively permeable formation with controlled production rate |
-
2004
- 2004-06-07 RU RU2004117296/03A patent/RU2289678C2/en not_active Application Discontinuation
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US1701884A (en) * | 1927-09-30 | 1929-02-12 | John E Hogle | Oil-well heater |
| SU1700207A1 (en) * | 1988-07-20 | 1991-12-23 | Азербайджанский Институт Нефти И Химии Им.М.Азизбекова | Method of well wall build-up removal in operation |
| RU2102591C1 (en) * | 1996-04-11 | 1998-01-20 | Вениамин Дмитриевич Куртов | Method for treating productive bed |
| RU2168008C2 (en) * | 1999-05-26 | 2001-05-27 | Государственный научно-исследовательский институт горной геомеханики и маркшейдерского дела - Межотраслевой научный центр (ВНИМИ) | Method of increasing oil and gas well productivity and downhole heater for method embodiment |
| US7055600B2 (en) * | 2001-04-24 | 2006-06-06 | Shell Oil Company | In situ thermal recovery from a relatively permeable formation with controlled production rate |
| RU2221141C1 (en) * | 2002-05-21 | 2004-01-10 | Дыбленко Валерий Петрович | Process of treatment of critical area of formation |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2460594C1 (en) * | 2011-05-10 | 2012-09-10 | Айдар Рафикович Нагимуллин | Method for removing deposits from oil-gathering pipeline |
| RU2501936C1 (en) * | 2012-04-06 | 2013-12-20 | Ильмар Раисович Айсматуллин | Heat exchanger device for removal of paraffin and resins from oil before its transportation |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2004117296A (en) | 2005-11-20 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US20090308613A1 (en) | Method and apparatus to treat a well with high energy density fluid | |
| CN100400793C (en) | Method and system for in-situ heating of a hydrocarbon-bearing formation through a U-shaped opening | |
| US3244231A (en) | Method for catalytically heating oil bearing formations | |
| RU2537712C2 (en) | Heating of underground hydrocarbon formations by circulating heat-transfer fluid | |
| RU2447276C1 (en) | Method of thermal exposure of oil-containing and/or kerogen-containing beds with high-viscosity and heavy oil and device for its realisation | |
| KR920002069B1 (en) | Chemical Reaction Process | |
| US4453597A (en) | Stimulation of hydrocarbon flow from a geological formation | |
| RU2576267C1 (en) | Method for combined effect on formations containing hydrocarbons and/or solid organic substances and device for implementing said method | |
| RU2306410C1 (en) | Method for thermal gaseous hydrate field development | |
| US3978925A (en) | Method for recovery of bitumens from tar sands | |
| CN103912252B (en) | Wet type combustion huff-puff oil extraction method | |
| Straub et al. | An investigation into practical removal of downhole paraffin by thermal methods and chemical solvents | |
| EA004696B1 (en) | In-situ combustion for oil recovery | |
| RU2289678C2 (en) | Method for destroying paraffin-hydrate and paraffin-tarry sediments | |
| CN110259424B (en) | Method and device for extracting oil shale in situ | |
| RU2322586C2 (en) | Method for methane removal from coal deposit seams | |
| US3219108A (en) | Use of propynol in chemical ignition | |
| US3235006A (en) | Method of supplying heat to an underground formation | |
| RU2569375C1 (en) | Method and device for heating producing oil-bearing formation | |
| US2871942A (en) | In situ combustion | |
| RU2569382C1 (en) | Downhole gas generator | |
| US2722278A (en) | Apparatus | |
| RU2181429C1 (en) | Method of development of hydrocarbon material pool | |
| RU159925U1 (en) | DEVICE FOR HEATING PRODUCTIVE OIL-CONTAINING LAYER | |
| Shallcross | Devices and methods for in-situ combustion ignition |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| FA92 | Acknowledgement of application withdrawn (lack of supplementary materials submitted) |
Effective date: 20060110 |
|
| FZ9A | Application not withdrawn (correction of the notice of withdrawal) |
Effective date: 20060606 |