RU2395801C2 - Устройство для определения распределения содержания воды в нефти в трубопроводе на месте установки пробозаборного устройства - Google Patents
Устройство для определения распределения содержания воды в нефти в трубопроводе на месте установки пробозаборного устройства Download PDFInfo
- Publication number
- RU2395801C2 RU2395801C2 RU2008122820/28A RU2008122820A RU2395801C2 RU 2395801 C2 RU2395801 C2 RU 2395801C2 RU 2008122820/28 A RU2008122820/28 A RU 2008122820/28A RU 2008122820 A RU2008122820 A RU 2008122820A RU 2395801 C2 RU2395801 C2 RU 2395801C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- pipeline
- oil
- water content
- probe
- sampling device
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Pipeline Systems (AREA)
- Investigating Or Analyzing Materials By The Use Of Electric Means (AREA)
- Sampling And Sample Adjustment (AREA)
Abstract
Изобретение относится к измерительной технике, к технологии проведения испытаний и аттестации пробозаборных систем и может быть использовано для контроля подготовки потока на участке отбора жидкости из трубопровода. Устройство для определения распределения содержания воды в нефти в трубопроводе на месте установки пробозаборного устройства включает измерительный зонд, размещаемый в трубопроводе на месте установки пробозаборного устройства, при этом на несущей трубке зонда размещены емкостные датчики и схема, преобразующая значение диэлектрической проницаемости одновременно в разных сечениях трубопровода в цифровой код, передаваемый на вторичный прибор по искробезопасным электрическим цепям. Техническим результатом данного изобретения является значительное уменьшение массогабаритных характеристик используемого оборудования, упрощение процедуры поверки, сокращение времени измерения и повышение достоверности измерения. 1 ил.
Description
Изобретение относится к технике и технологии проведения аттестации пробозаборных систем и может быть использовано в нефтедобывающей и других отраслях промышленности для контроля подготовки потока на участке отбора жидкости из трубопровода.
Известен способ для исследования потока жидкости в трубопроводе, при котором с помощью составного штока заборного элемента, размещенного в трубопроводе через отвод, передвигающегося с помощью привода по сечению трубопровода, с помощью приборов, закрепленных на штоке, осуществляют анализ параметров потока жидкости [1].
Известно устройство для реализации данного способа, включающее составной шток заборного элемента, передвигающегося с помощью привода по сечению трубопровода, на штоке закреплен измерительный прибор, измеряющий параметры жидкости в заданном сечении трубопровода [1].
Недостаток известных техники и технологии - они не позволяют проводить анализ потока в целом, так как анализ параметров жидкости происходит последовательно по слоям, а за время перемещения штока с измерительным прибором на другой слой могут произойти изменения состава и, следовательно, свойств жидкости во всем сечении трубопровода.
Известен способ определения распределения содержания воды в нефти, при котором в трубопроводе на месте установки стандартного пробозаборного устройства размещают пробозаборное устройство в виде системы из 2-х трубок, одна из которых может перемещаться вертикально по сечению потока в горизонтальном трубопроводе, а другая закреплена неподвижно. Последовательно к трубкам пробоотборников подключены поточные влагомеры. Передвигая подвижную трубку по вертикальному сечению трубопровода, измеряют влагосодержание отобранной этой трубкой эмульсии и сравнивают с влагосодержанием эмульсии, отбираемой неподвижной трубкой [2]. В случае, когда разница превышает определенное значение, устанавливают факт наличия недостаточной однородности водонефтяной эмульсии в месте установки пробозаборного устройства.
Известно устройство для реализации данного способа, при котором в трубопроводе на месте установки стандартного пробозаборного устройства размещают пробозаборное устройство в виде системы из 2-х трубок, одна из которых может перемещаться вертикально по сечению потока в горизонтальном трубопроводе. Отобранные из разных сечений пробозаборными трубками пробы нефти поступают на поточные влагомеры нефти, установленные в трубопроводах соответствующих пробозаборных трубок [2].
По показаниям влагомеров определяют содержание воды в нефти в соответствующем сечении трубопровода и в случае, когда разница превышает определенное значение, устанавливают факт наличия недостаточной однородности водонефтяной эмульсии в месте установки пробозаборного устройства.
Недостаток существующего метода и устройства, его реализующего, - большая трудоемкость транспортировки и подключения устройства из-за больших габаритов и массы аппаратуры, которая включает в себя соединительные рукава, первичные и вторичные приборы влагомеров, стойку, на которой размещены приборы, и фитинги. Общая масса оборудования составляет примерно 80 кг.
Техническим результатом данного изобретения является значительное уменьшение массогабаритных характеристик используемого оборудования, упрощение процедуры поверки, сокращение времени измерения и повышение достоверности измерения.
Для достижения технического результата в способе определения распределения содержания воды в нефти в трубопроводе на месте установки пробозаборного устройства согласно изобретению осуществляется с помощью зонда, имеющего несколько датчиков, измеряющих диэлектрическую постоянную среды, расположенных вертикально по сечению потока.
При определении неравномерности распределения с помощью зонда с несколькими датчиками в месте установки пробоотборного устройства при прохождении эмульсии через датчики одновременно по нескольким точкам вертикального сечения трубопровода происходит измерение диэлектрической проницаемости соответствующих слоев протекающей по трубопроводу эмульсии, чем определяется степень однородности эмульсии, благодаря чему не требуется перемещать зонд пробозаборник по сечению трубопровода, также не требуется подключения внешних рукавов, соединяющих влагомеры с пробозаборными трубками.
Таким образом, определение неоднородности эмульсии при помощи заявленного способа является гораздо менее трудоемкой операцией, для проведения измерений требуется существенно меньше времени, повышается достоверность измерений, измерительная аппаратура имеет значительно меньшую массу и габариты, нежели при помощи способа-прототипа [2].
Для достижения технического результата при реализации заявляемого способа используют устройство, в которое входит измерительный зонд, который размещают в отводе для пробозаборного устройства, и вторичный прибор, к которому передается в цифровой форме по искрозащищенным линиям характеристики эмульсии с измерительного зонда.
Конкретно заявляемые способ и устройство могут применяться в нефтяной промышленности на узлах учета сырой нефти при аттестации пробозаборных систем.
Заявляемый способ определения распределения содержания воды в нефти в трубопроводе осуществляется следующим образом.
В трубопроводе, по которому транспортируют жидкость, подверженную расслоению под действием сил гравитации, устанавливают зонд, измеряющий диэлектрические характеристики жидкости одновременно в разных сечениях трубопровода.
Сущность изобретения поясняется чертежом.
Устройство состоит из измерительного зонда 1, погруженного в трубопровод 2 через отвод для пробозаборного устройства 3. На несущей трубке зонда размещены емкостные датчики 4, в зонд вмонтирована схема 5, преобразующая значения диэлектрической проницаемости измеряемой датчиками в цифровой код, передаваемый по искробезопасным электрическим цепям 6 на вторичный прибор 7.
Емкостный датчик представляет собой конденсатор, состоящий из трех металлических дисков, размещенных на оси несущей трубки зонда, средний диск электрически изолирован от несущей трубки и электрически соединен с измерителем емкости, крайние диски электрически соединены с несущей трубкой. Все металлические поверхности датчика покрыты специальным диэлектриком. Количество датчиков, размещенных на зонде, определяется свойствами жидкости, протекающей по трубопроводу, и не может быть менее двух. Датчик измеряет емкость между центральным диском и двумя крайними. Емкость, измеряемая между пластинами датчика, зависит от диэлектрической постоянной среды, находящейся между пластинами датчика, и, следовательно, таким образом, измеряется диэлектрическая проницаемость среды.
Источники информации
1. Патент на изобретение RU 2118747, МПК F17D 3/00.
2. Патент на изобретение RU 2257561, МПК G01N 1/10.
Claims (1)
- Устройство для определения распределения содержания воды в нефти в трубопроводе на месте установки пробозаборного устройства, которое включает измерительный зонд, размещаемый в трубопроводе на месте установки пробозаборного устройства, отличающееся тем, что на несущей трубке зонда размещены емкостные датчики и схема, преобразующая значение диэлектрической проницаемости одновременно в разных сечениях трубопровода в цифровой код, передаваемый на вторичный прибор по искробезопасным электрическим цепям.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2008122820/28A RU2395801C2 (ru) | 2008-05-28 | 2008-05-28 | Устройство для определения распределения содержания воды в нефти в трубопроводе на месте установки пробозаборного устройства |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2008122820/28A RU2395801C2 (ru) | 2008-05-28 | 2008-05-28 | Устройство для определения распределения содержания воды в нефти в трубопроводе на месте установки пробозаборного устройства |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2008122820A RU2008122820A (ru) | 2009-12-10 |
| RU2395801C2 true RU2395801C2 (ru) | 2010-07-27 |
Family
ID=41489209
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2008122820/28A RU2395801C2 (ru) | 2008-05-28 | 2008-05-28 | Устройство для определения распределения содержания воды в нефти в трубопроводе на месте установки пробозаборного устройства |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2395801C2 (ru) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2445611C1 (ru) * | 2010-12-15 | 2012-03-20 | Открытое акционерное общество "Авангард" | Способ определения фазового состояния газожидкостного потока и устройство для его реализации |
| RU2803906C1 (ru) * | 2019-09-30 | 2023-09-21 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Устройство для контроля содержания воды в нефти и связанные способы |
Families Citing this family (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN113029246B (zh) * | 2021-03-17 | 2023-07-14 | 中国长江电力股份有限公司 | 油混水监测传感器测试试验系统及试验方法 |
-
2008
- 2008-05-28 RU RU2008122820/28A patent/RU2395801C2/ru not_active IP Right Cessation
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2445611C1 (ru) * | 2010-12-15 | 2012-03-20 | Открытое акционерное общество "Авангард" | Способ определения фазового состояния газожидкостного потока и устройство для его реализации |
| RU2803906C1 (ru) * | 2019-09-30 | 2023-09-21 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Устройство для контроля содержания воды в нефти и связанные способы |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2008122820A (ru) | 2009-12-10 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Wu et al. | Design of a conductance and capacitance combination sensor for water holdup measurement in oil–water two-phase flow | |
| CN101479575B (zh) | 用于层析成像的多相流测量的方法和设备 | |
| Zhai et al. | Cross-correlation velocity measurement of horizontal oil–water two-phase flow by using parallel–wire capacitance probe | |
| WO2015099818A1 (en) | Method and system for multi-phase flow measurement | |
| US20090212789A1 (en) | Modified tdr method and apparatus for suspended solid concentration measurement | |
| WO2009030870A1 (en) | Multi phase flow measurement system | |
| US5576974A (en) | Method and apparatus for determining watercut fraction and gas fraction in three phase mixtures of oil, water and gas | |
| CN102313696A (zh) | 一种杂散干扰腐蚀风险评价的室内模拟方法及装置 | |
| CA2904267A1 (en) | Multi-phase metering device for oilfield applications | |
| CN110987097B (zh) | 一种利用压力波动测量气液多相流流量的方法 | |
| Dos Santos et al. | Sensing platform for two-phase flow studies | |
| CN101482483B (zh) | 一种管道内腐蚀检测装置及其使用方法 | |
| CN102221387B (zh) | 一种可直接测定土样体积变化的压力板仪 | |
| RU2307930C1 (ru) | Установка для измерения дебита нефтяных скважин по нефти, газу и воде | |
| CN103226086A (zh) | 岩心驱替实验用在线高温高压粘度快速测量装置 | |
| CN110691969B (zh) | 用于检测管线缺陷的反射测量装置和方法 | |
| RU2395801C2 (ru) | Устройство для определения распределения содержания воды в нефти в трубопроводе на месте установки пробозаборного устройства | |
| CN103015969A (zh) | 一种多相流计量系统 | |
| RU2005102268A (ru) | Способ измерения покомпонентного расхода трехкомпонентного газожидкостного потока и устройство для его осуществления | |
| RU2390766C1 (ru) | Способ и устройство для определения режима течения газожидкостного потока | |
| CN105628108A (zh) | 一种测量竖直管道内气液两相流流量的装置及方法 | |
| Gao et al. | Measurement of crude oil water content based on cross-correlation method | |
| GB2562993A (en) | Multiphase flow meter calibrator and sampling system | |
| GB2422016A (en) | Flow measurement in a pipeline | |
| NO347540B1 (en) | Portable arrangement for automatical annulus testing |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20110529 |
|
| NF4A | Reinstatement of patent |
Effective date: 20130210 |
|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20140529 |
|
| NF4A | Reinstatement of patent |
Effective date: 20150510 |
|
| PC41 | Official registration of the transfer of exclusive right |
Effective date: 20151019 |
|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20200529 |