RU2445545C1 - Method for determining pipeline deposit volume - Google Patents

Method for determining pipeline deposit volume Download PDF

Info

Publication number
RU2445545C1
RU2445545C1 RU2011106091/06A RU2011106091A RU2445545C1 RU 2445545 C1 RU2445545 C1 RU 2445545C1 RU 2011106091/06 A RU2011106091/06 A RU 2011106091/06A RU 2011106091 A RU2011106091 A RU 2011106091A RU 2445545 C1 RU2445545 C1 RU 2445545C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
pipeline
deposits
volume
fluid flow
flow rate
Prior art date
Application number
RU2011106091/06A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Артур Маратович Галимов (RU)
Артур Маратович Галимов
Ильдар Зафирович Денисламов (RU)
Ильдар Зафирович Денисламов
Рустам Нафилович Ибрагимов (RU)
Рустам Нафилович Ибрагимов
Фаат Фатхлбаянович Хасанов (RU)
Фаат Фатхлбаянович Хасанов
Original Assignee
Артур Маратович Галимов
Ильдар Зафирович Денисламов
Фаат Фатхлбаянович Хасанов
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 Артур Маратович Галимов, Ильдар Зафирович Денисламов, Фаат Фатхлбаянович Хасанов filed Critical Артур Маратович Галимов
Priority to RU2011106091/06A priority Critical patent/RU2445545C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2445545C1 publication Critical patent/RU2445545C1/en

Links

Landscapes

  • Measuring Volume Flow (AREA)

Abstract

FIELD: oil and gas industry.
SUBSTANCE: method for determining the volume of deposits contained in adhesion shape in the acting pipeline is based on the use of inverse relationship between fluid flow velocity in pipeline and passage area of pipeline at constant fluid flow rate. In order to eliminate the gas impact on the accuracy of determining the fluid flow velocity, the contents of the pipeline are replaced in advance with homogeneous fluid without gas and its flow via the pipeline at constant and known flow rate is arranged. Volume of deposits is determined as per the value of average fluid flow velocity.
EFFECT: measurement of fluid flow velocity with portable instrument, namely with ultrasonic flow metre at pipeline points equally spaced throughout its length.
1 dwg

Description

Предлагаемое изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли промышленности и трубопроводному транспорту.The present invention relates to the oil and gas industry and pipeline transport.

Известен способ определения засоренности газопровода, основанный на измерении объема и скорости перекачиваемого газа через контролируемый участок газопровода (АС №932097, кл. F17D 3/00, 1980), согласно которому в перекачиваемый газ подают индикатор (радиоактивный изотоп) и контролируют время его прохождения по участку. Реализация способа связана с использованием радиоактивного вещества, что ведет к повышению мер безопасности и стоимости проводимых работ.A known method for determining the clogging of a gas pipeline is based on measuring the volume and speed of the pumped gas through a controlled section of the gas pipeline (AC No. 932097, class F17D 3/00, 1980), according to which an indicator (radioactive isotope) is fed into the pumped gas and the time it passes through plot. The implementation of the method involves the use of a radioactive substance, which leads to an increase in safety measures and the cost of the work.

В статье (Федоров В.Т. О влиянии АСПО на работу «горячего нефтепровода» / Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа. - Уфа, 2008. - С.180-182) отмечено, что степень очистки нефтепровода от АСПО (отложения из асфальтенов, смол и парафинов) можно оценивать по изменению потерь давления на трение. Способ не дает возможности оценки объема АСПО в нефтепроводе.The article (Fedorov VT On the impact of paraffin deposits on the operation of the “hot oil pipeline” / Problems and methods for ensuring the reliability and safety of oil, oil products and gas transportation systems. - Ufa, 2008. - P.180-182) it is noted that the degree of purification the oil pipeline from paraffin deposits (deposits from asphaltenes, resins and paraffins) can be estimated by the change in friction pressure loss. The method does not allow the assessment of the amount of paraffin in the pipeline.

Существуют методические приемы по оценке толщины отложений в трубопроводе, основанные на разнице в теплопередаче через стенку трубопровода чистого и с отложениями (патент РФ №2099632, опубл. 20.12.1997 г.). Для реализации этих способов необходимы действия по теплоизоляции датчиков на теле трубопровода, а конечный результат замеров не дает оценки объема отложений в трубопроводе.There are methodological methods for assessing the thickness of deposits in the pipeline, based on the difference in heat transfer through the wall of the pipeline clean and with deposits (RF patent No. 2099632, publ. 12.20.1997). To implement these methods, actions are needed to insulate the sensors on the body of the pipeline, and the final measurement result does not provide an estimate of the volume of deposits in the pipeline.

Наиболее близким к заявляемому способу по технике и технологии инструментальных замеров являются исследования с ультразвуковыми расходомерами (УР). Принцип действия современных УР основан на измерении скорости потока газа или жидкости в трубопроводе. Объемный расход транспортируемого флюида определяется расходомером путем умножения измеренной скорости на площадь проходного сечения трубопровода в зоне произведенного измерения скорости потока. Причем наличие внутреннего покрытия в полости трубопровода различного состава, в том числе и природного характера (отложения извести, гипса, АСПО) для современных УР, в частности фирмы FUJI PORTAFLOW С, не является причиной возникновения погрешности в определении скорости потока.Closest to the claimed method according to the technique and technology of instrumental measurements are studies with ultrasonic flow meters (UR). The principle of operation of modern SD is based on measuring the flow rate of gas or liquid in the pipeline. The volumetric flow rate of the transported fluid is determined by the flowmeter by multiplying the measured velocity by the area of the flow cross section of the pipeline in the area of the measured flow velocity. Moreover, the presence of an internal coating in the cavity of the pipeline of various compositions, including natural ones (deposits of lime, gypsum, paraffin wax) for modern UR, in particular the company FUJI PORTAFLOW C, does not cause an error in determining the flow rate.

Несмотря на широкую доступность и распространенность в промышленности ультразвуковых расходомеров, на наш взгляд, с их помощью решен не весь возможный спектр вопросов эксплуатации трубопроводов, в частности не предусмотрен алгоритм действий по оценке объема отложений в трубопроводе.Despite the wide availability and prevalence of ultrasonic flow meters in the industry, in our opinion, not all of the possible range of pipeline operation issues has been solved with their help, in particular, there is no algorithm for assessing the volume of deposits in the pipeline.

Задачей заявляемого изобретения является нахождение объема отложений в полости трубопровода с помощью таких средств измерения, как расходомеры, в частности ультразвуковых, при соблюдении определенных технологических режимов эксплуатации действующего трубопровода.The objective of the invention is to find the volume of deposits in the cavity of the pipeline using measuring instruments such as flow meters, in particular ultrasonic, subject to certain technological operating modes of the existing pipeline.

Поставленная задача выполняется тем, что в способе определения объема отложений в трубопроводе, заключающемся в заполнении трубопровода жидкостью с заданными свойствами и определении ее характеристик, необходимо трубопровод заполнить однородной жидкостью без газа и организовать движение такой жидкости по трубопроводу с постоянным и известным расходом, одновременно с этим в точках, равномерно расположенных по длине трубопровода, переносным прибором определяют скорость движения этой жидкости по трубопроводу, а объем отложений в трубопроводе определяют по формуле:

Figure 00000001
The task is fulfilled by the fact that in the method for determining the volume of deposits in the pipeline, which consists in filling the pipeline with liquid with predetermined properties and determining its characteristics, it is necessary to fill the pipeline with a homogeneous liquid without gas and organize the movement of such liquid through the pipeline with a constant and known flow rate, at the same time at points evenly spaced along the length of the pipeline, the rate of movement of this fluid through the pipeline is determined with a portable device, and the volume of deposits in the pipes the wire is determined by the formula:
Figure 00000001

где: Vотл - объем отложений в трубопроводе, м3;where: V exc - the volume of deposits in the pipeline, m 3 ;

l - длина трубопровода, м;l is the length of the pipeline, m;

D - внутренний диаметр чистого трубопровода, м;D is the inner diameter of the clean pipeline, m;

Q - постоянный расход по трубопроводу, м3/с;Q - constant flow rate through the pipeline, m 3 / s;

n- количество точек измерения скорости движения жидкости по трубопроводу;n is the number of points measuring the velocity of the fluid along the pipeline;

υi - скорость движения потока жидкости в i-ой точке измерения, м/с.υ i is the fluid flow velocity at the i-th measurement point, m / s.

Выполнение этой задачи по изобретению обеспечивает следующий технический результат - внутри трубопровода определяется объем отложений в адгезионной форме. Предложенный способ диагностики объема отложений основан на известном законе гидравлики (о постоянстве расхода жидкости в герметичном трубопроводе), не требует вскрытия трубопровода или других трудоемких операций. Получаемый технический результат имеет практическую ценность для выбора технологий очистки трубопровода от отложений.The fulfillment of this task according to the invention provides the following technical result - the volume of deposits in the adhesive form is determined inside the pipeline. The proposed method for diagnosing sediment volume is based on the well-known law of hydraulics (on the constancy of fluid flow in an airtight pipeline), does not require opening the pipeline or other labor-intensive operations. The resulting technical result is of practical value for the selection of technologies for cleaning the pipeline from deposits.

На чертеже в схематичном виде представлен разрез нефтепровода с АСПО. Согласно схеме в трубопроводе 1 отложения 2 расположены неравномерно по длине трубопровода. Объем отложений в трубопроводе определяют в следующей последовательности:The drawing in schematic form shows a section of an oil pipeline with paraffin deposits. According to the scheme in the pipeline 1, deposits 2 are located unevenly along the length of the pipeline. The volume of deposits in the pipeline is determined in the following sequence:

1. Трубопровод заполняют однородной жидкостью без газа, например минерализованной водой с ингибитором коррозии (ПК) необходимой концентрации, и на время измерений обеспечивают движение этой жидкости по трубопроводу с постоянным и известным расходом Q. Несомненно то, что в местах сужений трубопровода из-за наличия отложений скорость потока жидкости будет больше, чем на участках без отложений.1. The pipeline is filled with a homogeneous liquid without gas, for example, mineralized water with a corrosion inhibitor (PC) of the required concentration, and for the duration of the measurements, this liquid is moved through the pipeline with a constant and known flow rate Q. There is no doubt that in the places of narrowing of the pipeline due to the presence of deposits, the flow rate of the liquid will be greater than in areas without deposits.

2. Согласно изобретению по длине трубопровода через равные расстояния друг от друга организуют доступ к внешней поверхности трубопровода в точках 3 (по чертежу) и производят измерение υi - скорости движения жидкости при неизменном расходе Q.2. According to the invention, along the length of the pipeline at equal distances from each other, they arrange access to the outer surface of the pipeline at points 3 (according to the drawing) and measure υ i - the fluid velocity at a constant flow rate Q.

3. По формуле (1) определяется объем отложений в трубопроводе.3. According to the formula (1), the volume of deposits in the pipeline is determined.

Рассмотрим реализацию способа для проблемного участка нефтепровода длиной 700 м и внутренним диаметром в чистой зоне 200 мм. Вид отложений АСПО.Consider the implementation of the method for the problematic section of the pipeline with a length of 700 m and an inner diameter of 200 mm in the clean zone. Type of sediment deposits.

1. Содержимое трубопровода из нефти, воды и газа меняем на минерализованную воду с ИК и насосом обеспечиваем движение этой воды с постоянным расходом Q=2000 м3/сут.1. The contents of the pipeline from oil, water and gas are changed to mineralized water with IR and a pump, we ensure the movement of this water with a constant flow rate of Q = 2000 m 3 / day.

2. Через каждые 100 м в 8-ми точках переносным ультразвуковым расходомером измеряем скорость потока жидкости: V1, V2, …Vi, V8. Полученные значения приведем в табличном виде:2. Every 100 m at 8 points with a portable ultrasonic flow meter we measure the fluid flow rate: V 1 , V 2 , ... V i , V 8 . The resulting values are given in table form:

Точка измерения по фиг.1The measurement point of figure 1 1one 22 33 4four 55 66 77 88 Расстояние от начала трубопровода, мDistance from the beginning of the pipeline, m 00 100one hundred 200200 300300 400400 500500 600600 700700 Скорость потока жидкости, м/сThe fluid flow rate, m / s 0,740.74 1,051.05 1,151.15 1,121.12 1,001.00 0,740.74 0,740.74 0,740.74

3. В формуле (1) одной из составляющей является параметр

Figure 00000002
- среднее значение скорости потока жидкости на исследуемом участке трубопровода. Для оформления расчетов в удобном виде найдем:3. In the formula (1), one of the components is the parameter
Figure 00000002
- the average value of the fluid flow rate in the studied section of the pipeline. To make calculations in a convenient form, we find:

Figure 00000003
Figure 00000003

Объем отложений в нефтепроводе равен:The volume of deposits in the pipeline is equal to:

Figure 00000004
Figure 00000004

Для удаления из нефтепровода этого объема АСПО необходимо последовательно промыть трубопровод органическим растворителем в объеме 20-30 м3 с остановкой на 2-4 часа для выдержки времени на растворение отложений в растворителе.To remove this volume of paraffin from the oil pipeline, it is necessary to sequentially flush the pipeline with an organic solvent in a volume of 20-30 m 3 with a stop for 2-4 hours to allow time for dissolution of deposits in the solvent.

Применение предложенного способа оценки объема отложений в трубопроводе не требует специального оборудования и реагентов, базируется на известном положении, что расход жидкости и газа - это произведение скорости потока на площадь сечения потока.The application of the proposed method for estimating the volume of deposits in the pipeline does not require special equipment and reagents, it is based on the well-known position that the flow rate of liquid and gas is the product of the flow rate by the flow cross-sectional area.

Новым, на наш взгляд, является то, что это положение гидравлики использовано для трубопровода с отложениями с обратной практической функцией - определение мест сужения и степени сужения по приборной диагностике скорости потока неразрушающим методом.In our opinion, what’s new is that this position of hydraulics was used for a pipeline with deposits with an inverse practical function — determining the points of narrowing and the degree of narrowing by instrumental diagnostics of the flow rate by a non-destructive method.

Существенным является и то, что жидкость при своем движении по трубопроводу в местах сужения не должна меняться по составу, например из нефти не должен выделяться остаточный газ. Поэтому в описании заявки и в формуле изобретения отмечено то, что на период измерений по трубопроводу должна двигаться гомогенная жидкость без газа.It is also significant that the liquid during its movement through the pipeline in the places of narrowing should not change in composition, for example, residual gas should not be released from oil. Therefore, in the description of the application and in the claims, it is noted that a homogeneous liquid without gas should move through the pipeline for the period of measurements.

Claims (1)

Способ определения объема отложений в трубопроводе, заключающийся в заполнении трубопровода жидкостью с заданными свойствами и определении ее характеристик, отличающийся тем, что трубопровод заполняют однородной жидкостью без газа и организуют движение такой жидкости по трубопроводу с постоянным и известным расходом, одновременно с этим в точках, равномерно расположенных по длине трубопровода, переносным прибором определяют скорость движения этой жидкости по трубопроводу, а объем отложений в трубопроводе определяют по формуле:
Figure 00000005

где Vотл - объем отложений в трубопроводе, м3;
l - длина трубопровода, м;
D - внутренний диаметр чистого трубопровода, м;
Q - постоянный расход по трубопроводу, м3/с;
n - количество точек измерения скорости движения жидкости по трубопроводу;
υi - скорость движения потока жидкости в i-й точке измерения, м/с. The method of determining the volume of deposits in the pipeline, which consists in filling the pipeline with liquid with predetermined properties and determining its characteristics, characterized in that the pipeline is filled with a homogeneous liquid without gas and organize the movement of such liquid through the pipeline with a constant and known flow rate, at the same time, at points, evenly located along the length of the pipeline, the portable device determines the speed of movement of this fluid through the pipeline, and the volume of deposits in the pipeline is determined by the formula:
Figure 00000005

where V exc - the volume of deposits in the pipeline, m 3 ;
l is the length of the pipeline, m;
D is the inner diameter of the clean pipeline, m;
Q - constant flow rate through the pipeline, m 3 / s;
n is the number of points measuring the velocity of the fluid along the pipeline;
υ i is the fluid flow velocity at the i-th measurement point, m / s.
RU2011106091/06A 2011-02-17 2011-02-17 Method for determining pipeline deposit volume RU2445545C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2011106091/06A RU2445545C1 (en) 2011-02-17 2011-02-17 Method for determining pipeline deposit volume

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2011106091/06A RU2445545C1 (en) 2011-02-17 2011-02-17 Method for determining pipeline deposit volume

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2445545C1 true RU2445545C1 (en) 2012-03-20

Family

ID=46030215

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2011106091/06A RU2445545C1 (en) 2011-02-17 2011-02-17 Method for determining pipeline deposit volume

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2445545C1 (en)

Cited By (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2594397C1 (en) * 2015-06-10 2016-08-20 Акционерное общество "Государственный научный центр Российской Федерации - Физико-энергетический институт имени А.И. Лейпунского" Method of detecting deposits in cavity of linear section of pipe of constant flow section when pumping oxygen-containing flow and device therefor
RU2728011C1 (en) * 2019-12-16 2020-07-28 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" Method of quantitative diagnostics of deposits in a pipeline
RU2733558C2 (en) * 2018-10-31 2020-10-05 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method of determining volume and interval of deposits in pipeline
RU2744070C1 (en) * 2020-09-21 2021-03-03 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Поволжский государственный университет телекоммуникаций и информатики" Method for monitoring the presence of water and/or sludge in a long-distance cable duct channel of a fiber-optic transmission line
RU2812791C1 (en) * 2023-05-03 2024-02-02 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" Method for determining the volume of deposits in a horizontal pipeline section

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SU932097A1 (en) * 1980-04-22 1982-05-30 Управление Магистральных Нефтепроводов Центральной Сибири Method of determining pipeline blockage
RU2099632C1 (en) * 1996-04-29 1997-12-20 Акционерное научно-проектное внедренческое общество "НГС-оргпроектэкономика" Method of determination of thickness of mud-and-paraffin deposits in oil line
FR2754898B1 (en) * 1996-10-18 2000-08-18 Comex Technologies METHOD AND DEVICE FOR MEASURING THE QUANTITY OF A DEPOSIT LIKELY TO HAVE FORMED IN A FLUID TRANSPORT PIPE
US6886393B1 (en) * 1999-10-01 2005-05-03 01 Db Metravib Method and device for detecting deposit in a conduit
RU68692U1 (en) * 2007-07-05 2007-11-27 Общество С Ограниченной Ответственностью "Проект-Ресурс" PIPELINE MONITORING SYSTEM

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SU932097A1 (en) * 1980-04-22 1982-05-30 Управление Магистральных Нефтепроводов Центральной Сибири Method of determining pipeline blockage
RU2099632C1 (en) * 1996-04-29 1997-12-20 Акционерное научно-проектное внедренческое общество "НГС-оргпроектэкономика" Method of determination of thickness of mud-and-paraffin deposits in oil line
FR2754898B1 (en) * 1996-10-18 2000-08-18 Comex Technologies METHOD AND DEVICE FOR MEASURING THE QUANTITY OF A DEPOSIT LIKELY TO HAVE FORMED IN A FLUID TRANSPORT PIPE
US6886393B1 (en) * 1999-10-01 2005-05-03 01 Db Metravib Method and device for detecting deposit in a conduit
RU68692U1 (en) * 2007-07-05 2007-11-27 Общество С Ограниченной Ответственностью "Проект-Ресурс" PIPELINE MONITORING SYSTEM

Cited By (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2594397C1 (en) * 2015-06-10 2016-08-20 Акционерное общество "Государственный научный центр Российской Федерации - Физико-энергетический институт имени А.И. Лейпунского" Method of detecting deposits in cavity of linear section of pipe of constant flow section when pumping oxygen-containing flow and device therefor
RU2733558C2 (en) * 2018-10-31 2020-10-05 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method of determining volume and interval of deposits in pipeline
RU2728011C1 (en) * 2019-12-16 2020-07-28 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" Method of quantitative diagnostics of deposits in a pipeline
RU2744070C1 (en) * 2020-09-21 2021-03-03 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Поволжский государственный университет телекоммуникаций и информатики" Method for monitoring the presence of water and/or sludge in a long-distance cable duct channel of a fiber-optic transmission line
RU2816953C1 (en) * 2022-12-29 2024-04-08 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" Method of determining volume of deposits in pipeline
RU2812791C1 (en) * 2023-05-03 2024-02-02 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" Method for determining the volume of deposits in a horizontal pipeline section

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CA2819818C (en) In-well full-bore multiphase flowmeter for horizontal wellbores
US10634536B2 (en) Method and system for multi-phase flow measurement
RU2445545C1 (en) Method for determining pipeline deposit volume
WO2018175503A3 (en) Simultaneous real-time measurement of composition, flow, attenuation, density, and pipe-wall thickness in multiphase fluids
RU2719177C2 (en) Inspection of pipe section and flaw detector
Shi et al. Water-lubricated transport of high-viscosity oil in horizontal pipes: The water holdup and pressure gradient
EA201000420A1 (en) METHOD OF FULL ACCOUNTING OF THE GEOMETRY OF THE TESTED ITEMS WITH THE HELP OF ULTRASOUND
Shehadeh et al. Experimental investigation of erosion-corrosion phenomena in a steel fitting due to plain and slurry seawater flow
RU2623389C1 (en) Method of determining the volume of the oil-fuel mixture obtained from the oil well
He et al. Experimental and numerical research on the axial and radial concentration distribution feature of miscible fluid interfacial mixing process in products pipeline for industrial applications
RU2601348C1 (en) Method for estimating the volume of scale in a pipeline
El-Alej Monitoring sand particle concentration in multiphase flow using acoustic emission technology
RU2345349C1 (en) Installation for estimation of propensity of oils to formation of high-temperature adjournment
US7240537B2 (en) Method for the determination of the wall friction profile along pipes by pressure transients measurements
RU2601382C1 (en) Method for determining the flow rate of a medium in round pipes at balanced flow
RU2733558C2 (en) Method of determining volume and interval of deposits in pipeline
Polanský Experimental investigation of slurry flow
RU60729U1 (en) DEVICE FOR MEASURING HEAT PARAMETERS
RU2566158C2 (en) Oil well yield measuring method for measuring group units
Zhao et al. Comparison of electrical capacitance tomography & gamma densitometer measurement in viscous oil-gas flows
RU2728011C1 (en) Method of quantitative diagnostics of deposits in a pipeline
Saifullin et al. Methods of Leak Search from Pipeline for Acoustic Signal Analysis
RU59831U1 (en) DEVICE FOR MEASURING HEAT VALUES
RU2597673C1 (en) Method of determining coolant flow by speed sensors
RU2398157C2 (en) Method for detection of oil or oil product leaks from pipeline

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20130218