RU2816953C1 - Способ определения объема отложений в трубопроводе - Google Patents
Способ определения объема отложений в трубопроводе Download PDFInfo
- Publication number
- RU2816953C1 RU2816953C1 RU2022135167A RU2022135167A RU2816953C1 RU 2816953 C1 RU2816953 C1 RU 2816953C1 RU 2022135167 A RU2022135167 A RU 2022135167A RU 2022135167 A RU2022135167 A RU 2022135167A RU 2816953 C1 RU2816953 C1 RU 2816953C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- pipeline
- liquid
- deposits
- volume
- viscosity
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 18
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 61
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 8
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 claims abstract description 3
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 claims abstract description 3
- 238000005259 measurement Methods 0.000 abstract description 4
- 238000011161 development Methods 0.000 abstract description 2
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 abstract description 2
- 238000013461 design Methods 0.000 abstract 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 15
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 8
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 6
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 4
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 4
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 3
- 239000003960 organic solvent Substances 0.000 description 3
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 2
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 2
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 2
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 2
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 2
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 2
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 2
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 2
- 239000002351 wastewater Substances 0.000 description 2
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000004649 carbonic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 238000003745 diagnosis Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 description 1
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 1
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 1
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 1
- 238000007790 scraping Methods 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- 230000000007 visual effect Effects 0.000 description 1
Abstract
Изобретение относится к области обслуживания и эксплуатации внутрипромысловых трубопроводов нефтегазодобывающих компаний. Технической проблемой является разработка способа определения объема отложений в трубопроводе с достижением следующего технического результата: повышение точности производимых измерений объема отложений в трубопроводе при отсутствии высокоточных датчиков давления и возможности создания в полевых условиях высоковязкой жидкости необходимого объема. Способ заключается в установке двух датчиков давления в начале и конце трубопровода с отложениями горизонтального исполнения, закачке в трубопровод в турбулентном режиме с постоянным расходом жидкости с вязкостью, отличной от вязкости жидкости в трубопроводе, и фиксации времени заполнения полости трубопровода закачиваемой жидкостью. Объем отложений определяют по математической формуле. Время заполнения полости трубопровода указанной жидкостью определяют по стабилизации на одном значении разности показаний указанных датчиков давления. 2 ил.
Description
Изобретение относится к области обслуживания и эксплуатации внутрипромысловых трубопроводов нефтегазодобывающих компаний.
Эксплуатация месторождений нефти со значительным содержанием асфальтенов, смол и парафинов осложнена тем, что со временем некоторые участки трубопроводов заполняется отложениями, состоящими, как правило, из тяжелых компонентов нефти с определенной долей механических примесей, неорганических солей и воды. Отложения сужают проходное сечение нефтепроводов и, в конечном счете, снижают их производительность по продвижению жидкости. Эффективным средством удаления отложений является прогонка скребка в полости трубопровода, но лишь часть внутрипромысловых нефтегазопроводов ими оборудована.
Для продления безаварийной и эффективной эксплуатации участков без скребкования необходимо периодически определять в них объем отложений для их последующего удаления кратным объемом органического растворителя.
Аналогичная картина наблюдается и на некоторых водоводах высокого давления, когда проходное сечение трубопровода сужается из-за формирования на внутренней поверхности труб отложений из карбоната кальция. Для удаления таких отложений 20% раствором гидроксида натрия необходимо знать объем таких солевых отложений.
Известен способ определения объема отложений в газопроводах, основанный на присоединении к проблемному участку байпасной линии со счетчиком газа и снятия показаний с дифманометра (Тезисы доклада Султанова Р.Г., Мухаметшина С.М. в сборнике тезисов конференции Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа. - Уфа: ГУП «ИПТЭР», 2012, стр. 405-406). Реализация способа предназначена только для газопроводов и не дает информацию по распределению отложений в трубопроводе.
Известен способ определения объема отложений в трубопроводе, по которому в трубопровод организуют закачку жидкости без газа с постоянным расходом и через равные расстояния по длине трубопровода определяют скорости движения транспортируемой жидкости переносным ультразвуковым расходомером, а искомый объем отложений определяют по математической формуле. Способ требует значительных работ по шурфованию (вскрытию трубопровода) на трубопроводах, заглубленных в землю на глубину 2 метра.
Прототипом заявляемого изобретения выбран способ количественной диагностики отложений в трубопроводе по патенту РФ на изобретение №2728011 (опубл. 28.07.2020, бюл. 22), по которому исследуемый трубопровод снабжают в начале и конце датчиками давления, в трубопровод закачивают с постоянным расходом высоковязкую жидкость определенного объема. По показаниям датчиков давления определяют время прохождения высоковязкой жидкости по участку трубопровода и по математической формуле находят искомый объем отложений. Способ основан на применении высоковязкой эмульсии ограниченного объема и длины с тем, чтобы датчики давления диагностировали этот объем как местное сопротивление скачком давления, значительно превышающим погрешность измерения прибора. Для производства такой эмульсии требуется создание мелкодисперсной структуры или применение эмульгаторов. Также по способу требуются два высокоточных датчика давления.
Технической проблемой является разработка способа определения объема отложений в трубопроводе с достижением следующего технического результата: повышение точности производимых измерений объема отложений в трубопроводе при отсутствии высокоточных датчиков давления и возможности создания в полевых условиях высоковязкой жидкости необходимого объема.
Технический результат достигается тем, что по способу определения объема отложений в трубопроводе, заключающемуся в установке двух датчиков давления в начале и конце трубопровода с отложениями горизонтального исполнения с равномерно распределенными по всей длине трубопровода отложениями, закачке в трубопровод в турбулентном режиме с постоянным расходом жидкости с вязкостью, отличной от вязкости жидкости в трубопроводе, и фиксации времени заполнения полости трубопровода закачиваемой жидкостью с последующим определением объема отложений как разницы между внутренним объемом трубопровода без отложений V тр и закачанным объемом жидкости в трубопроводе V ввж , где внутренний объем трубопровода без отложений V тр определяют по формуле:
L - длина трубопровода, м;
D - средний по длине внутренний диаметр трубопровода, м;
а объемом жидкости с измененной вязкостью V ввж определяют как произведение расхода указанной жидкости по трубопроводу на время заполнения указанной жидкостью пространства между датчиками, согласно изобретению трубопровод с отложениями перекрывают, заполняют жидкостью с вязкостью, отличной от вязкости жидкости в трубопроводе, время заполнения полости трубопровода указанной жидкостью определяют по стабилизации на одном значении разности показаний указанных датчиков давления.
В прототипе используется жидкость с измененной (повышенной) вязкостью ограниченного, но достаточного объема для надежной фиксации прохождения такой жидкости зон с двумя датчиками давления. Это требует наличия высокоточных датчиков давления и значительного изменения вязкости закачиваемой «реперной» жидкости. По заявляемому изобретению предложено за счет заполнения объема трубопровода жидкостью с вязкостью, отличной от вязкости жидкости в трубопроводе, и увеличения длины гидравлического сопротивления закачиваемой жидкости повысить точность измерения разницы между двумя датчиками давлениями. Эта разница в давлениях двух датчиков является потерей давления на трение Ртр и определяется по формуле Дарси-Вейсбаха:
где:
P1 - давление по датчику в начале трубопровода;
Р2 - давление по датчику в конце трубопровода;
L - длина трубопровода, м;
- скорость движения жидкости в трубопроводе, м/с;
- плотность жидкости, кг/м3;
- средний по длине внутренний диаметр трубопровода, м;
- коэффициент гидравлического сопротивления, безразмерная величина.
Такой показатель жидкости как вязкость находится в составе параметра λ и, несомненно, влияет на потери давления на трение Ртр.
Жидкость с вязкостью, отличной от вязкости жидкости в трубопроводе - это жидкость с повышенной или пониженной вязкостью в сравнении с транспортируемой по трубопроводу жидкостью. Если отложения наблюдаются в водоводе, то для их количественной диагностики следует между двумя датчиками в зоне отложений закачивать, например, водный раствор полиакриламида (ПАА), который в сравнении со сточной водой имеет большую вязкость.
Если в нефтепроводе образовались асфальтосмолопарафиновые отложения, то следует между двумя датчиками в зону с отложениями закачивать жидкость с меньшей вязкостью, например, воду или органический растворитель типа бензина или керосина.
На фиг.1 приведена схема расположения датчиков давления и необходимой техники для реализации заявленного способа.
На фиг.2 приведен график изменения разницы давлений между двумя датчиками давления.
На фиг.1 обозначено: 1 - трубопровод, 2 – отложения, 3 - задвижка в начале трубопровода, 4 - задвижка на отводе в начале трубопровода, 5 -датчик давления в начале трубопровода, 6 - датчик давления в конце трубопровода, 7 - граница между трубопроводной и закачиваемой жидкостью, 8 - закачиваемая жидкость с вязкостью, отличной от вязкости жидкости в трубопроводе, 9 - трубопроводная жидкость, 10 - передвижной насосный агрегат типа ЦА-320, L1 - длина трубопровода с закачанной жидкостью 8, L2 - длина трубопровода с жидкостью 9.
Потери давления на трение между датчиками 5 и 6 являются суммой двух потерь давления на трения:
где:
- потери давления на трения, формируемые закачиваемой жидкостью 8;
- потери давления на трения, формируемые трубопроводной жидкостью 9;
также определяются по формуле 1 и линейно связаны между собой длинами L1 и L2, поэтому при использовании закачиваемой жидкости с повышенной вязкостью будет расти длина L1 и линейно расти а будет линейно снижаться до нуля при доведении закачиваемой жидкости до расстояния L1+L2 (общая длина трубопровода).
График изменения разницы давлений между двумя датчиками давления 5 и 6 как потери давления на трение Ртр = Р1 - Р2 при закачке жидкости с повышенной вязкостью (водовод и закачка водного раствора ПАА) от времени закачки t изображен позицией В на фиг.2. Здесь же приведен аналогичный график зависимости Ртр от времени при закачке жидкости с меньшей вязкостью (закачка в нефтепровод органического растворителя или воды) - позиция Н на фиг.2.
Реализацию предложенного способа рассмотрим на примере водовода с карбонатными отложениями, равномерно распределенными по всей длине водовода. Исходные данные:
- длина водовода с отложениями - 5 км;
- внутренний диаметр водовода без отложений - 0,1 м;
- постоянный расход воды по водоводу - 1000 м3/сут.
По способу выполняются следующие работы и измерения: 1. После установки датчиков 5 и 6 и транспортировки сточной воды в штатном режиме с расходом 1000 м3/сут потери давления на трение Ртр равны 10 атм (точка 1 графика 1). Задвижки 3 и 4 открыты.
2. Задвижка 3 закрывается, через задвижку 4 передвижной насосный агрегат начинает с тем же расходом 1000 м3/сут закачивать в водовод водный раствор ПАА с повышенной вязкостью.
3. Разница между показаниями датчиков давления будет равномерно расти и через 50 минут стабилизируется на уровне 15,0 атм. (точка 2). Это произошло потому, что все свободное от отложений пространство между датчиками 5 и 6 заполнилось высоковязкой жидкостью и для дальнейшей ее транспортировки необходимо поддерживать больший перепад давления между датчиками 5 и 6.
4. За 50 минут пространство между датчиками заполнилось высоковязкой жидкостью в объеме
5. Внутренний объем трубопровода без отложений Vтp равен:
6. Объем отложений в водоводе Vотл определяется как разница между параметрами Vтp и Vввж:
Для удаления 4,6 м3 карбонатных соединений по отобранной пробе отложений подбирается наиболее эффективный растворитель, например 20% гидроксид натрия, который закачивают в водовод в объеме, превышающем объем отложений в 4-5 раз. Закачку реагента рекомендуется производить в динамическом режиме по патенту на изобретение №2460594 Способ удаления отложений из нефтесборного трубопровода (опубл. 10.09.2012, бюл. 25).
По мнению авторов, новизна и существенное отличие заявленного изобретения заключаются в двух позициях:
1. Благодаря закачке жидкости с вязкостью, отличной от вязкости жидкости в трубопроводе, по всей длине (по всему объему) трубопровода меняется перепад давления между двумя датчиками давления. Это позволяет использовать для диагностики внутреннего стояния трубопровода датчики давления с точностью 0,1 атм. Можно использовать даже технические манометры с визуальным наблюдением за показаниями устройств во времени.
2. По изобретению предложено наблюдать не за показанием отдельного датчика давления, который отвечает за дискретный участок жидкости с вязкостью, отличной от вязкости жидкости в трубопроводе, в виде местного сопротивления, а за интегральной характеристикой показаний двух датчиков, расположенных на значительном расстоянии друг от друга и характеризующих все пространство между датчиками. Наблюдение за интегральной характеристикой закачиваемой жидкости повышает точность оценки объема отложений в трубопроводе с одновременным снижением требований к разрешающей способности используемых датчиков давления.
Claims (5)
- Способ определения объема отложений в трубопроводе, заключающийся в установке двух датчиков давления в начале и конце трубопровода горизонтального исполнения с равномерно распределенными по всей длине трубопровода отложениями, закачке в трубопровод в турбулентном режиме с постоянным расходом жидкости с вязкостью, отличной от вязкости жидкости в трубопроводе, и фиксации времени заполнения полости трубопровода закачиваемой жидкостью с последующим определением объема отложений как разницы между внутренним объемом трубопровода без отложений V тр и закачанным объемом жидкости в трубопровод V ввж , где внутренний объем трубопровода без отложений V тр определяют по формуле
- ,
- L - длина трубопровода, м;
- D - средний по длине внутренний диаметр трубопровода, м;
- а объем жидкости с измененной вязкостью V ввж определяют как произведение расхода указанной жидкости по трубопроводу на время заполнения указанной жидкостью пространства между датчиками, отличающийся тем, что трубопровод с отложениями перекрывают, заполняют жидкостью с вязкостью, отличной от вязкости жидкости в трубопроводе, время заполнения полости трубопровода указанной жидкостью определяют по стабилизации на одном значении разности показаний указанных датчиков давления.
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2816953C1 true RU2816953C1 (ru) | 2024-04-08 |
Family
ID=
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2445545C1 (ru) * | 2011-02-17 | 2012-03-20 | Артур Маратович Галимов | Способ определения объема отложений в трубопроводе |
| RU2601348C1 (ru) * | 2015-10-06 | 2016-11-10 | Ильдар Зафирович Денисламов | Способ оценки объема отложений в трубопроводе |
| 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 |
| RU2760283C1 (ru) * | 2021-02-12 | 2021-11-23 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Способ оценки объема отложений в трубопроводе |
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2445545C1 (ru) * | 2011-02-17 | 2012-03-20 | Артур Маратович Галимов | Способ определения объема отложений в трубопроводе |
| RU2601348C1 (ru) * | 2015-10-06 | 2016-11-10 | Ильдар Зафирович Денисламов | Способ оценки объема отложений в трубопроводе |
| 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 |
| RU2760283C1 (ru) * | 2021-02-12 | 2021-11-23 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Способ оценки объема отложений в трубопроводе |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US4726219A (en) | Method and system for determining fluid pressures in wellbores and tubular conduits | |
| US4821564A (en) | Method and system for determining fluid pressures in wellbores and tubular conduits | |
| Burger et al. | Flow increase in the Trans Alaska Pipeline through use of a polymeric drag-reducing additive | |
| Thawer et al. | Asphaltene deposition in production facilities | |
| EP1327054B1 (en) | Method for determining pressure profiles in wellbores, flowlines and pipelines, and use of such method | |
| Scott et al. | Worldwide assessment of industry leak detection capabilities for single & multiphase pipelines | |
| Chen et al. | Techniques for measuring wax thickness during single and multiphase flow | |
| US4280356A (en) | Pipeline leak detection | |
| Hassanean et al. | Studying the rheological properties and the influence of drag reduction on a waxy crude oil in pipeline flow | |
| RU2601348C1 (ru) | Способ оценки объема отложений в трубопроводе | |
| Fajemidupe et al. | Sand minimum transport conditions in gas–solid–liquid three-phase stratified flow in a horizontal pipe at low particle concentrations | |
| RU151156U1 (ru) | Стационарное устройство определения места утечки нефти и нефтепродуктов на отдельных участках трубопровода | |
| RU2816953C1 (ru) | Способ определения объема отложений в трубопроводе | |
| RU136527U1 (ru) | Стационарное устройство диагностирования и обнаружения места утечки нефти и нефтепродуктов в трубопроводе | |
| Scott et al. | Flow testing methods to detect and characterize partial blockages in looped subsea flowlines | |
| Orban et al. | New flowmeters for kick and loss detection during drilling | |
| RU2728011C1 (ru) | Способ количественной диагностики отложений в трубопроводе | |
| RU2812791C1 (ru) | Способ определения объема отложений на участке трубопровода горизонтального исполнения | |
| Zhang et al. | Laboratory determination of calcium carbonate scaling rates for oilfield wellbore environments | |
| RU167623U1 (ru) | Устройство определения места утечки нефтепродуктов на участках трубопровода с помощью съемных металлических зондов | |
| Lovick | Horizontal, oil-water flows in the dual continuous flow regime | |
| Dinis et al. | Leak detection in liquid subsea flowlines with no recorded feed rate | |
| IJeomah et al. | Measurement of wax appearance temperature under simulated pipeline (dynamic) conditions | |
| Sakurai et al. | Dynamics of methane hydrate particles in water-dominant systems during transient flow | |
| GB2263172A (en) | Flow rate monitoring. |