RU2768135C1 - Способ определения мест асфальтосмолистых, парафиновых и других отложений в трубопроводе, а также вмятин и сужений в нем - Google Patents
Способ определения мест асфальтосмолистых, парафиновых и других отложений в трубопроводе, а также вмятин и сужений в нем Download PDFInfo
- Publication number
- RU2768135C1 RU2768135C1 RU2021111334A RU2021111334A RU2768135C1 RU 2768135 C1 RU2768135 C1 RU 2768135C1 RU 2021111334 A RU2021111334 A RU 2021111334A RU 2021111334 A RU2021111334 A RU 2021111334A RU 2768135 C1 RU2768135 C1 RU 2768135C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- pipeline
- pressure
- well
- cleaning device
- deposits
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 21
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 title claims abstract description 20
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 claims abstract description 42
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 claims abstract description 9
- 230000004807 localization Effects 0.000 abstract description 3
- 238000001514 detection method Methods 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 2
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 10
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 3
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 3
- 238000011109 contamination Methods 0.000 description 2
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 2
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 1
- 238000009412 basement excavation Methods 0.000 description 1
- 239000012459 cleaning agent Substances 0.000 description 1
- 230000004907 flux Effects 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 1
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- 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
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/003—Determining well or borehole volumes
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
- F17D—PIPE-LINE SYSTEMS; PIPE-LINES
- F17D3/00—Arrangements for supervising or controlling working operations
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Pipeline Systems (AREA)
Abstract
Изобретение относится к области транспортирования по трубопроводам нефти и газа и предназначено для обнаружения и локализации мест асфальтосмолистых, парафиновых и других отложений в трубопроводе, а также вмятин и сужений в нем. Техническая задача, решаемая посредством предлагаемого способа, состоит в повышении точности определения мест асфальтосмолистых, парафиновых и других отложений в трубопроводе, а также вмятин и сужений в нем по всей его протяженности с их привязкой к конкретным географическим координатам. Способ определения мест асфальтосмолистых, парафиновых и других отложений в трубопроводе, а также вмятин и сужений в нем заключается в том, что внутри трубопровода перемещают очистное устройство с установленным в нем электронным прибором. Электронный прибор проводит измерения и записи давления перекачиваемого продукта P1 перед очистным устройством и давления Р2 после него (сзади очистного устройства) с заданной дискретностью с привязкой этих значений к конкретным географическим координатам трубопровода. После прогона по трубопроводу и извлечения из него очистного устройства с электронным прибором производят перезапись данных из памяти прибора в персональный компьютер и строят графики давлений перекачиваемого продукта P1 перед очистным устройством, давления Р2 после него, а также дифференциального давления ΔР=Р2-P1. По пиковым изменениям амплитуды давления P1 перед очистным устройством и давления Р2 после него, а также дифференциального давления ΔР=Р2-Р1, а также по одновременному изменению (увеличению) давления P1 перед очистным устройством и давления Р2 после него делают вывод о местах асфальтосмолистых, парафиновых и других отложений в трубопроводе, а также вмятин и сужений в нем. 2 ил.
Description
Изобретение относится к области транспортирования по трубопроводам нефти, газа и нефтепродуктов и предназначено для обнаружения и локализации мест асфальтосмолистых, парафиновых и других отложений в трубопроводе, а также вмятин и сужений в нем.
Определение и локализация мест асфальтосмолистых, парафиновых и других отложений в трубопроводе, а также вмятин и сужений в нем является актуальной задачей, так как данные отложения являются одним из факторов, влияющих на режим перекачки нефти и газа, безопасность и эффективность эксплуатации трубопроводов и охрану окружающей среды. В местах значительного сужения проходного сечения из-за асфальтосмолистых и парафиновых отложений возможна закупорка проходного сечения трубопровода вплоть до полной остановки перекачки продукта.
Известен способ измерения проходного сечения трубопроводов, заключающийся в том, что с помощью первого ультразвукового преобразователя, размещенного на внешней поверхности трубопровода, вводят ультразвуковые колебания по нормали к наружной поверхности трубопровода через стенку трубопровода, отложения на внутренней поверхности трубопровода и проходное сечение, заполненное жидкостью, принимают этим же ультразвуковым преобразователем отраженные от границы раздела между жидкостью и противоположной внутренней поверхностью трубы с отложениями ультразвуковые колебания и измеряют время их прохождения, после чего с помощью второго ультразвукового преобразователя, установленного на внешней поверхности трубопровода диаметрально противоположно первому ультразвуковому преобразователю, излучают ультразвуковые колебания в сторону первого ультразвукового преобразователя, принимают отраженные от границы раздела между жидкостью и противоположной внутренней поверхности трубы с отложениями ультразвуковые колебания и измеряют время их прохождения, затем измеряют время прохождения ультразвуковых колебаний от первого до второго ультразвукового преобразователя и определяют проходное сечение трубы. (Патент РФ №2115090, МПК G01В 17/02, опубл. 10.07.1998 г.).
Недостатком известного способа является высокая трудоемкость и стоимость проведения измерения, связанные с необходимостью проведения земляных работ, необходимость неоднократного проведения измерений для определения места минимального проходного сечения трубопровода, так как места проведения измерений назначаются заранее, опираясь на теоретические предположения, а также невозможность применения известного способа на действующих газопроводах.
Известен способ и устройство для измерения толщины любого отложения материала (например, парафина) на внутренней стенке конструкции (трубопровода), заключающийся в том, что нагревают участок конструкции, детектируют колебания на нагретом участке, детектируют колебания на ненагретом участке конструкции, определяют резонансную частоту или частоты конструкции на основании детектированных колебаний и определяют толщину отложения материала на внутренней стенке конструкции на упомянутом ненагретом участке с использованием определенной резонансной частоты или частот. (Патент RU №2521149, МПК G01B 17/02, опубл. 27.06.2014 г.).
Недостатком известного способа для определения толщины отложения в конструкции (в трубопроводе) является высокая трудоемкость и стоимость проведения измерения, связанные с необходимостью проведения земляных работ, сложность аппаратурного исполнения и необходимость неоднократного проведения измерений для определения места с наибольшей толщиной отложения парафина в трубопроводе, так как место проведения измерения назначают заранее, опираясь на теоретические предположения.
Известен способ определения толщины грязепарафиновых отложений в нефтепроводе по интенсивности передачи теплоты (коэффициенту теплопередачи) транспортируемой нефтью внутренней стенке нефтепровода. Для этого, используя тепло нефти в качестве источника тепла, измеряют однонаправленные тепловые потоки в двух теплоотводящих элементах, установленных на наружной поверхности нефтепровода в различных ее точках, измеряют температуры наружной стенки нефтепровода в местах установки теплоотводящих элементов, а также температуру нефти. Поскольку толщина и теплопроводность стенки нефтепровода известны, определяют толщину слоя грязепарафиновых отложений. (Патент №2099632, МПК F17D/00, опубл. 20.12.1997 г.)
Недостатком известного способа является высокая трудоемкость и стоимость определения толщины отложений, связанные с необходимостью проведения земляных работ, необходимость неоднократного проведения измерений для определения места с наибольшей толщиной отложения парафина в трубопроводе, так как место проведения измерений назначается заранее, опираясь на теоретические предположения, ограничение применения известного способа по температуре нефти и температуре окружающей среды. Также недостатком известного способа является то, что его реализация связана с нарушением целостности трубопровода.
Наиболее близким к заявляемому является способ определения загрязнений магистральных трубопроводов путем измерения давления в начале и конце исследуемого участка. Согласно известному способу, с целью определения места загрязнения исследуемый участок делят пополам, измеряют давление в начале и в конце каждой половины, дополнительно измеряют в тех же точках температуру окружающей среды, температуру и плотность теплового потока на наружной поверхности трубопровода, рассчитывают в этих точках температуру на наружной поверхности трубопровода, сопоставляют рассчитанные значения температур с измеренными и определяют загрязненную половину участка, на которой указанные выше операции повторяют до тех пор, пока обе половины не окажутся загрязненными. (Авторское свидетельство SU 1247624, F17D 5/00, 30.07.1986 г.).
Недостатком известного способа является высокая трудоемкость и стоимость проведения измерений, связанные с необходимостью проведения земляных работ и невысокая точность в количественном определении толщины отложений. Также недостатком известного способа является то, что его реализация связана с нарушением целостности трубопровода.
Техническая задача, решаемая посредством предлагаемого способа, состоит в повышении точности определения мест асфальтосмолистых, парафиновых и других отложений в трубопроводе, а также вмятин и сужений в нем по всей его протяженности с их привязкой к конкретным географическим координатам.
Указанный технический результат достигается тем, что в способе определения мест асфальтосмолистых, парафиновых и других отложений в трубопроводе, а также вмятин и сужений в нем путем измерения давления в трубопроводе, согласно изобретению, внутри трубопровода в потоке перекачиваемого продукта перемещают очистное устройство с установленным в нем электронным прибором, выполненным с возможностью измерения и регистрации данных в памяти электронного прибора. Электронный прибор проводит измерения и записи давления перекачиваемого продукта Р1 перед очистным устройством и давления Р2 после него (сзади очистного устройства) с заданной дискретностью с привязкой этих значений к конкретным географическим координатам трубопровода. После прогона по трубопроводу и извлечения из него очистного устройства с электронным прибором производят перезапись данных из памяти прибора в персональный компьютер и строят графики давлений перекачиваемого продукта Р1 перед очистным устройством, давления Р2 после него, а также дифференциального давления ΔР=Р2-Р1. По пиковым изменениям амплитуды давления P1 перед очистным устройством и давления Р2 после него, а также дифференциального давления ΔР=Р2-Р1, а также по одновременному изменению (увеличению) давления Pi перед очистным устройством и давления Р2 после него делают вывод о местах асфальтосмолистых, парафиновых и других отложений в трубопроводе, а также вмятин и сужений в нем.
На фиг. 1 и 2 представлены графики давления перекачиваемого продукта P1 перед очистным устройством (график под номером 2) и давления Р2 после него (график под номером 1), а также дифференциального давления ΔР=Р2-Р1 (график под номером 3).
Способ осуществляют следующим образом.
Очистное устройство с установленным в нем электронным прибором, выполненным с возможностью измерения и регистрации данных в памяти электронного прибора, под давлением перекачиваемой среды перемещается внутри трубопровода по всему участку от камеры запуска до камеры приема средств очистки и диагностики. При этом электронный прибор производит измерения и запись в реальном времени в электронную твердотельную память давления P1 перед очистным устройством и давления Р2 после очистного устройства (по ходу движения) с заданной дискретностью, например, через каждую секунду.
Для точной привязки измеренных значений давлений к конкретным географическим координатам трубопровода проводится сопровождение очистного устройства, при котором оператором фиксируется реальное (текущее) время включения электронного прибора (начало записи данных), время начала движения очистного устройства в трубопроводе (время его выхода из камеры запуска средств очистки и диагностики), время прохождения очистным устройством заранее выбранных пунктов контроля по трассе трубопровода, время его прихода в камеру приема средств очистки и диагностики, и таким образом, производится привязка записанных значений давлений к конкретным географическим координатам трубопровода.
После пропуска и извлечения очистного устройства с электронным прибором для измерения и регистрации данных информация из памяти прибора переписывается в компьютер, где с помощью программы второго уровня данные измерений представляются в табличном виде и в виде графиков изменения давления Р1 перед очистным устройством и давления Р2 после очистного устройства, а также дифференциального давления ΔР=Р2-P1 с точной привязкой этих значений к конкретным географическим координатам трубопровода.
Привязка регистрированных значений давления P1 перед очистным устройством и давления Р2 после очистного устройства, а также дифференциального давления ΔР=Р2-P1 к конкретным географическим координатам трубопровода после пропуска и извлечения очистного устройства с электронным прибором из трубопровода производится (например, для первой запорной арматуры) путем сопоставления реального времени прохождения очистным устройством первой запорной арматуры по направлению потока продукта (это время регистрируется оператором при его сопровождении) с временем, определяемым, как разница между временем включения электронного устройства и временем, при котором электронным устройством зарегистрирован факт прохождения очистным устройством той же первой запорной арматуры. Для следующей (второй) запорной арматуры - путем сопоставления реального времени прохождения очистным устройством второй запорной арматуры по направлению потока продукта (это время также регистрируется оператором при его сопровождении) с временем, определяемым, как разница между временем включения электронного устройства и временем, при котором электронным устройством зарегистрирован факт прохождения очистным устройством второй запорной арматуры, и так далее по всем географическим точкам сопровождения очистного устройства по трубопроводу.
Пример осуществления способа.
Был проведен пропуск очистного устройства с размещенным в нем электронным прибором для измерения и регистрации давлений в нефтепроводе. Данные о давлении в нефтепроводе Р1 до и давлении Р2 после очистного устройства (по ходу движения), а также дифференциального давления ΔР по всей длине нефтепровода были записаны в электронную память с дискретностью 1 секунда.
После обработки данных из построения графиков давлений P1 и Р2, а также дифференциального давления ΔР (см. фиг. 1) видно несколько значительных изменений амплитуды ΔР (давления преобразованы в значения удельного напора Hi нефти).
Так, на фиг. 1 можно наблюдать несколько значительных (пиковых) изменений амплитуды ΔР: а) 30 м напора на 500 метре нефтепровода по длине (начало нефтепровода); б) 40 м напора на 6000 метре; в) 35 м напора на 10000 метре; г) 32 м напора на 14370 метре; д) 35 м напора на 19817 метре и е) 32 м напора на 23123 метре трубопровода (конец нефтепровода), которые совпадают по времени регистрации со временем прохождения очистного устройства через клиновые линейные задвижки нефтепровода.
Кроме того, на графике (фиг. 2) зарегистрированы значительные изменения давлений P1 и Р2, а также дифференциального давления ΔР, которые указывают на места асфальтосмолистых и парафиновых отложений в нефтепроводе: с 1250 по 1480 метр нефтепровода, с 2100 по 2280 метр и, примерно, начиная с 3200 метра по 5900 метр нефтепровода.
Применение способа позволит определить места скоплений асфальтосмолистых, парафиновых и других отложений в трубопроводе, а также вмятин и сужений в нем с привязкой к конкретным географическим координатам, определить величину и скорость нарастания отложений на стенках трубопровода при сравнивании результатов нескольких прогонов очистного устройства с электронным прибором в трубопроводе, определить влияние режима транспортировки на возможность и скорость внутритрубных отложений и подобрать оптимальные временные интервалы для очистки трубопровода, влияющие на режим перекачки нефти и газа, что приведет к повышению уровня безопасности и эффективности эксплуатации трубопроводов и охраны окружающей среды.
Claims (1)
- Способ определения мест асфальтосмолистых, парафиновых и других отложений в трубопроводе, а также вмятин и сужений в нем путем измерения давления в трубопроводе, отличающийся тем, что внутри трубопровода перемещают очистное устройство с установленным в нем электронным прибором, выполненным с возможностью измерения и регистрации давления перекачиваемого продукта P1 перед очистным устройством и давления Р2 после него, а также дифференциального давления ΔР=Р2-Р1 с заданной дискретностью с привязкой этих значений к конкретным географическим координатам трубопровода; из построенных графиков давлений по пиковым изменениям амплитуды давления Р1 перед очистным устройством и давления Р2 после него, а также дифференциального давления ΔР=Р2-P1, а также по одновременному увеличению давления P1 перед очистным устройством и давления Р2 после него делают вывод о местах асфальтосмолистых, парафиновых и других отложений в трубопроводе, а также вмятин и сужений в нем.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2021111334A RU2768135C1 (ru) | 2021-04-20 | 2021-04-20 | Способ определения мест асфальтосмолистых, парафиновых и других отложений в трубопроводе, а также вмятин и сужений в нем |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2021111334A RU2768135C1 (ru) | 2021-04-20 | 2021-04-20 | Способ определения мест асфальтосмолистых, парафиновых и других отложений в трубопроводе, а также вмятин и сужений в нем |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2768135C1 true RU2768135C1 (ru) | 2022-03-23 |
Family
ID=80819266
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2021111334A RU2768135C1 (ru) | 2021-04-20 | 2021-04-20 | Способ определения мест асфальтосмолистых, парафиновых и других отложений в трубопроводе, а также вмятин и сужений в нем |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2768135C1 (ru) |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JPH1062361A (ja) * | 1996-08-19 | 1998-03-06 | Toshiba Corp | 配管設備の異常検出方法及び異常診断装置 |
| RU2601348C1 (ru) * | 2015-10-06 | 2016-11-10 | Ильдар Зафирович Денисламов | Способ оценки объема отложений в трубопроводе |
| CN109642877A (zh) * | 2016-08-22 | 2019-04-16 | 巴斯夫欧洲公司 | 用于对设备的管道系统中的沉积物进行识别的方法和装置 |
| RU2728011C1 (ru) * | 2019-12-16 | 2020-07-28 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Способ количественной диагностики отложений в трубопроводе |
-
2021
- 2021-04-20 RU RU2021111334A patent/RU2768135C1/ru active
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JPH1062361A (ja) * | 1996-08-19 | 1998-03-06 | Toshiba Corp | 配管設備の異常検出方法及び異常診断装置 |
| RU2601348C1 (ru) * | 2015-10-06 | 2016-11-10 | Ильдар Зафирович Денисламов | Способ оценки объема отложений в трубопроводе |
| CN109642877A (zh) * | 2016-08-22 | 2019-04-16 | 巴斯夫欧洲公司 | 用于对设备的管道系统中的沉积物进行识别的方法和装置 |
| RU2728011C1 (ru) * | 2019-12-16 | 2020-07-28 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Способ количественной диагностики отложений в трубопроводе |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Rui et al. | A new model to evaluate two leak points in a gas pipeline | |
| US9011608B2 (en) | Method and device for measuring deposit thickness | |
| US6561032B1 (en) | Non-destructive measurement of pipe wall thickness | |
| US10634536B2 (en) | Method and system for multi-phase flow measurement | |
| US8447532B1 (en) | Metallic constructions integrity assessment and maintenance planning method | |
| CA3025158C (en) | Method for identifying and measuring volume fraction constituents of a fluid | |
| NO313896B1 (no) | FremgangsmÕte og anordning for detektering av avleiringer i et rör | |
| CA3025153C (en) | Apparatus for identifying and measuring volume fraction constituents of a fluid | |
| WO2012011831A1 (en) | System and method for determination of desposits in multi-phase fluid flow | |
| GB2423562A (en) | Determining pipe leak location and size | |
| EP0047032B1 (en) | A method for determination of internal pipeline or tubing corrosion | |
| US20170350843A1 (en) | Probe for Indentifying and Measuring Volume Fraction Constituents of a Fluid | |
| Zhang et al. | Impedance estimation along pipelines by generalized reconstructive method of characteristics for pipeline condition assessment | |
| RU2768135C1 (ru) | Способ определения мест асфальтосмолистых, парафиновых и других отложений в трубопроводе, а также вмятин и сужений в нем | |
| GB2305989A (en) | Pipeline condition monitoring system and apparatus | |
| RU2445545C1 (ru) | Способ определения объема отложений в трубопроводе | |
| RU2694466C1 (ru) | Система очистки и электромагнитной диагностики техсостояния стальных трубопроводов | |
| Saifullin et al. | Methods of Leak Search from Pipeline for Acoustic Signal Analysis | |
| US11262323B2 (en) | Method for identifying and characterizing a condensate entrained within a fluid | |
| Stewart et al. | Pipeline blockage location by pressure wave analysis | |
| Pavić | Experimental identification of physical parameters of fluid-filled pipes using acoustical signal processing | |
| RU2809174C1 (ru) | Способ обнаружения линейной координаты утечки в газопроводе | |
| Chen et al. | Monitoring the Cumulative Process of Corrosion Defects at the Elbow of a Welded Pipe Using Magnetostrictive-Based Torsional Guided Waves | |
| Pal et al. | Estimation of Deposit Thickness in Single-Phase Liquid Flow Pipeline Using Finite Volume Modelling | |
| EP3850349B1 (en) | Method for identifying and characterizing a condensate entrained within a fluid |