УСТРОЙСТВО ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ СОДЕРЖАНИЯ ВОДЫ В НЕФТИ В ТРУБОПРОВОДЕ НА МЕСТЕ УСТАНОВКИ ПРОБОЗАБОРНОГО УСТРОЙСТВА Российский патент 2010 года по МПК G01N27/22 

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.

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.

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.