RU2249193C2 - Method of sampling hydrocarbon compositions from pipeline - Google Patents
Method of sampling hydrocarbon compositions from pipeline Download PDFInfo
- Publication number
- RU2249193C2 RU2249193C2 RU2003111034/12A RU2003111034A RU2249193C2 RU 2249193 C2 RU2249193 C2 RU 2249193C2 RU 2003111034/12 A RU2003111034/12 A RU 2003111034/12A RU 2003111034 A RU2003111034 A RU 2003111034A RU 2249193 C2 RU2249193 C2 RU 2249193C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- flow
- pipeline
- sampling
- flow rate
- measuring
- Prior art date
Links
Landscapes
- Sampling And Sample Adjustment (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к технологии отбора проб углеводородных соединений из трубопровода и может найти применение в нефтедобывающей и других отраслях промышленности, где требуется точность определения параметров потока системы трубопроводов.The invention relates to a technology for sampling hydrocarbon compounds from a pipeline and can find application in oil and other industries where accuracy of determining the flow parameters of a pipeline system is required.
Известен способ отбора проб углеводородных соединений из трубопровода, при котором производят размещение в трубопроводе пробозаборного элемента из одной пробозаборной трубки с загнутым концом, которую располагают входным отверстием навстречу потоку; отбор пробы пропорционально расходу потока трубопровода, при котором скорость отбора составляет не менее половины и не более двойной средней скорости потока системы трубопроводов [1].There is a method of sampling hydrocarbon compounds from a pipeline, in which a sampling element is placed in the pipeline from one sampling tube with a bent end, which has an inlet facing the flow; sampling is proportional to the flow rate of the pipeline, at which the sampling rate is not less than half and not more than double the average flow rate of the piping system [1].
Недостаток данной технологии отбора проб - как установлено экспериментально, при отборе представительной пробы важно обеспечить изокинетичность отбора, а определяемая средством измерения плотность потока зависит от расхода потока и уменьшается либо увеличивается при изменении расхода потока относительно значения расхода, при котором средство измерения параметра было поверено. В результате невозможно одновременно обеспечить расход потока через средство измерения плотности, соответствующий значению, при котором поверено средство измерения и изокинетический отбор пробы.The drawback of this sampling technology is that it has been experimentally established that when sampling a representative sample it is important to ensure sampling isokinetics, and the flow density determined by the measuring instrument depends on the flow rate and decreases or increases when the flow rate changes relative to the flow rate at which the parameter measurement tool was verified. As a result, it is not possible to simultaneously ensure the flow rate through the density measuring means corresponding to the value at which the measuring means and isokinetic sampling are verified.
Известен способ отбора проб углеводородных соединений из трубопровода, реализованный в системе отбора проб, при котором размещают в основном трубопроводе, имеющем регулятор расхода потока, средства измерения и запорную арматуру, заборный элемент, прокачивают под действием избыточного давления часть потока трубопровода через смеситель, размещают в дополнительном трубопроводе пробозаборный элемент, отбирают пробу из потока дополнительного трубопровода, определяют параметры потоков трубопроводов средствами измерения или параметры средств измерений [2] (прототип способа).A known method of sampling hydrocarbon compounds from a pipeline, implemented in a sampling system, in which they are placed in the main pipeline having a flow rate regulator, measuring instruments and shutoff valves, intake elements, a part of the pipeline flow is pumped through the mixer under the influence of overpressure, placed in an additional a sampling element in the pipeline, a sample is taken from the flow of the additional pipeline, the parameters of the pipelines flows are determined by measuring instruments or parameters with COROLLARY measurements [2] (prototype method).
Недостаток данной технологии отбора проб - как установлено экспериментально, при отборе представительной пробы важно обеспечить изокинетичность отбора, а определяемая средством измерения плотность потока зависит от расхода потока и уменьшается либо увеличивается при изменении расхода потока относительно значения расхода, при котором средство измерения параметра было поверено. В результате невозможно одновременно обеспечить расход потока через средство измерения плотности, соответствующей значению, при котором поверено средство измерения и изокинетический отбор пробы.The drawback of this sampling technology is that it has been experimentally established that when sampling a representative sample it is important to ensure sampling isokinetics, and the flow density determined by the measuring instrument depends on the flow rate and decreases or increases when the flow rate changes relative to the flow rate at which the parameter measurement tool was verified. As a result, it is not possible to simultaneously ensure the flow rate through the density measuring means corresponding to the value at which the measuring means and isokinetic sampling are verified.
Техническим результатом данного изобретения является осуществление строго количественного и качественного учета потока трубопровода по совокупности параметров.The technical result of this invention is the implementation of strictly quantitative and qualitative accounting of the flow of the pipeline in terms of the set of parameters.
Для достижения технического результата в способе отбора проб углеводородных соединений из трубопровода, при котором осуществляют размещение в нем заборного элемента, средство измерений параметров потока, прокачивают часть потока трубопровода через заборный элемент, устанавливают в трубопроводе расход потока для средств измерений параметров потока в интервалах, в которых проводится поверка или калибровка, градуировка, настройка средства измерения, и определяют параметры потока в трубопроводе или параметры средств измерений параметров потока, а через средство измерений параметров потока устанавливают расход для обеспечения при отборе пробы на заборном элементе расхода из заданного интервала, согласно изобретению при изменении расхода потока вносят поправку, которая обеспечивает идентичное определение средством измерения параметра потока при его расходе, при котором проводилась поверка или калибровка, градуировка, настройка средства измерения.To achieve a technical result in a method of sampling hydrocarbon compounds from a pipeline, in which a sampling element is placed therein, a means for measuring flow parameters, a portion of the pipeline flow is pumped through the sampling element, a flow rate is installed in the pipeline for measuring flow parameters at intervals in which verification or calibration, calibration, adjustment of the measuring instrument are carried out, and the flow parameters in the pipeline or the parameters of the measuring instruments are determined s of the flow, and through the means of measuring the flow parameters, the flow rate is set to ensure when sampling the intake flow element from a predetermined interval, according to the invention, when the flow rate is changed, a correction is made that ensures that the means of measuring the flow parameter at its flow rate are identical, at which verification or calibration, calibration, adjustment of the measuring instrument.
Экспериментально установлено, что для отбора представительной пробы важно обеспечить изокинетичность отбора, а определяемая, например, средством измерения [3] плотность потока зависит от расхода потока: она уменьшается при увеличении расхода потока относительно значения, при котором средство измерения было поверено, а при изменении расхода потока в другую сторону - она увеличивается. Поскольку требование изокинетического отбора пробы относится только к установлению соответствующего значения расхода через пробозаборник, то изменение расхода потока в трубопроводе при соблюдении требования изокинетического отбора пробы приведет к изменению расхода потока через средство измерения плотности. Поэтому плотность потока трубопровода с применением способа прототипа [2] будет определяться некорректно. Согласно же заявляемого способа в определяемую средством измерения плотность будет внесена поправка, которая компенсирует ее изменение вследствие пропуска потока через средство измерения плотности с расходом, отличным от расхода, при котором проводилась поверка средства измерения. В результате для заявляемого способа обеспечивается совместимость требований для операций отбора пробы пробозаборником и определения параметров потока средством измерения (средствами измерения). В этом его преимущество по сравнению со способом прототипом [2].It has been experimentally established that for sampling a representative sample it is important to ensure sampling isokinetics, and the density determined, for example, by means of measuring [3] depends on the flow rate: it decreases with increasing flow rate relative to the value at which the measuring device was verified, and when the flow rate changes flow in the other direction - it increases. Since the requirement for isokinetic sampling refers only to the establishment of an appropriate flow rate through the inlet, changing the flow rate in the pipeline while observing the requirements for isokinetic sampling will lead to a change in flow rate through the density measuring tool. Therefore, the pipeline flow density using the prototype method [2] will not be determined correctly. According to the proposed method, an amendment will be made to the density determined by the measuring means, which compensates for its change due to the passage of the flow through the density measuring means at a flow rate different from the flow rate at which the measuring instrument was calibrated. As a result, the compatibility of the requirements for sampling operations with a sampling device and determining flow parameters with a measuring instrument (measuring instruments) is ensured for the proposed method. This is its advantage over the prototype method [2].
Таким образом, осуществление перечисленных операций заявляемого способа позволит осуществлять более точный, нежели у способа-прототипа [2], учет потока трубопровода по совокупности параметров, от средства измерения плотности потока и параметров, определяемых по пробе.Thus, the implementation of the above operations of the proposed method will allow for more accurate than that of the prototype method [2], accounting for the flow of the pipeline according to the totality of parameters from the means of measuring the flux density and parameters determined by the sample.
Применение заявляемого способа позволит осуществлять более точный количественный и качественный учет потока трубопровода, осуществляемый по совокупности параметров, уменьшить потери при товарно-коммерческих операциях.The application of the proposed method will allow for more accurate quantitative and qualitative accounting of the flow of the pipeline, carried out by the totality of the parameters, to reduce losses during commercial operations.
Заявляемый способ отбора проб может конкретно применяться, например, на нефтепромыслах - на коммерческих узлах учета нефти.The inventive method of sampling can be specifically applied, for example, in oil fields - at commercial oil metering stations.
Заявляемый способ отбора проб осуществляется следующим образом. В трубопроводе, по которому транспортируют углеводородные соединения, производят размещение заборного элемента, средств измерений параметров потока, осуществляют прокачку под воздействием избыточного давления части потока трубопровода через заборный элемент, устанавливают в трубопроводе расход потока для средств измерений параметров потока в известных интервалах, при этом а) предварительно через средство измерения параметра потока (например, плотности) устанавливают расход, при котором средство было поверено; далее б) через средство измерения параметра потока устанавливают расход из известного интервала (при котором обеспечивается изокинетичность отбора на заборном элементом части потока системы трубопроводов), а в определяемый средством измерения параметр вносится поправка, которая обеспечивает идентичное определение параметра потока при его расходе, устанавливаемом из условия а); средствами измерения определяют параметры потока системы трубопроводов, от заборного элемента поток (пробу) направляют в накопительную емкость для анализа - определение относительного содержания балласта в пробе.The inventive method of sampling is as follows. In the pipeline through which hydrocarbon compounds are transported, the intake element, means of measuring the flow parameters are placed, pumping, under the influence of excessive pressure, part of the pipeline flow through the intake element is pumped, the flow rate for the means of measuring the flow parameters is established in the pipeline at known intervals, wherein a) first, through the means of measuring the flow parameter (for example, density), the flow rate at which the means was verified is established; further b) through the means of measuring the flow parameter, the flow rate is established from a known interval (at which the selection of the flow part of the piping system at the intake element is isokinetic), and a correction is made to the parameter determined by the measuring means, which ensures an identical determination of the flow parameter at its flow rate, which a); measuring instruments determine the flow parameters of the piping system, from the intake element the flow (sample) is sent to the storage tank for analysis — determination of the relative content of ballast in the sample.
Сущность изобретения поясняется чертежом.The invention is illustrated in the drawing.
На чертеже представлен один из вариантов устройства для реализации заявляемого способа, в котором определяемым параметром средством измерения является плотность.The drawing shows one of the variants of the device for implementing the inventive method, in which the determined means of measurement is density.
Устройство включает заборный элемент из пяти заборных трубок 1-5 с загнутыми концами, установленных вертикально по диаметру трубопровода (основного) 6, оси входных отверстий 7-11 которых расположены параллельно продольной оси трубопровода 6, направлены навстречу потоку и удалены друг от друга на расстояние 0,2 диаметра трубопровода, при этом входное отверстие центральной трубки 3 расположено на оси трубопровода 6. Противоположные концы 1-5 входят в смесительную камеру 12. Диаметры заборных трубок 1-5 к центру трубопровода 6 уменьшаются в соответствии с соотношением 26:20:12; устройство включает также трубопровод 13 (дополнительный) для прокачки по нему части потока трубопровода 6, отбираемого через заборный элемент (система трубок 1-5) трубопровода 6 под воздействием избыточного давления, и возвращения его в трубопровод 6; трубопровод 13 последовательно соединен со смесительной камерой 12; на трубопроводе 13 установлен регулятор 14 расхода потока для его регулировки через средства измерения параметров потока - средство измерения плотности 15 (использовался поточный плотномер [3]), температуры 16, давления 17, при этом регулятор расхода потока 14 расположен после средства измерения давления 17 (расположение определяется по ходу следования потока трубопровода 13); пробозаборный элемент трубопровода 13 расположен после регулятора 14 расхода потока и представляет собой трубку 18 с загнутым концом, ось входного отверстия 19 которого расположена параллельно оси трубопровода 13, при этом входное отверстие 19 расположено на продольной оси трубопровода 13 и направлено навстречу потоку; на выходе пробозаборной трубки 18 установлен кран 20 и накопительная емкость 21; контроль за расходом потока трубопровода 13 осуществляется средством измерения расхода 22; для разделении потока при определении оптимального расхода через средство измерения плотности 15 и поправки к нему для определения плотности при отличном от оптимального расхода потока через средство измерения плотности 15 перед ним трубопровод 13 имеет рабочее 23 и контрольное 24 разветвления с общим участком 25, который соединяется с трубопроводом 13 между регулятором 14 расхода потока и пробозаборной трубкой 18; на разветвлении 23 трубопровода 13 установлен кран 26, на 24 - кран 27. Избыточное давление в обводном трубопроводе 13 и на системе заборных трубок 1-5 создается при помощи диафрагмы 28, расположенной между заборным элементом трубопровода 6 и концом трубопровода 13, расположенное (по ходу потока) за заборным элементом трубопровода 6. Узел трубопровода 6, где установлено одно средство измерения расхода потока 30 трубопровода 6, представляет собой сужение 29. Вентиль 33 расположен в конце трубопровода 13.The device includes an intake element of five intake tubes 1-5 with bent ends mounted vertically along the diameter of the pipeline (main) 6, the axes of the inlet openings 7-11 of which are parallel to the longitudinal axis of the pipeline 6, are directed towards the flow and are separated from each other by a distance of 0 , 2 diameters of the pipeline, while the inlet of the central tube 3 is located on the axis of the pipeline 6. The opposite ends 1-5 enter the mixing chamber 12. The diameters of the intake tubes 1-5 to the center of the pipeline 6 are reduced accordingly Twi with a ratio of 26:20:12; the device also includes a pipe 13 (optional) for pumping through it part of the flow of the pipe 6, taken through the intake element (pipe system 1-5) of the pipe 6 under the influence of excess pressure, and returning it to the pipe 6; the pipe 13 is connected in series with the mixing chamber 12; a flow regulator 14 is installed on the pipeline 13 for adjusting it through means for measuring flow parameters — a means for measuring density 15 (a flow densitometer [3] was used), temperature 16, pressure 17, and a flow regulator 14 is located after the pressure measuring means 17 (location determined along the pipeline flow 13); the sampling element of the pipe 13 is located after the flow rate controller 14 and is a pipe 18 with a bent end, the axis of the inlet 19 of which is parallel to the axis of the pipe 13, while the inlet 19 is located on the longitudinal axis of the pipe 13 and is directed towards the flow; at the outlet of the sampling tube 18, a crane 20 and a storage tank 21 are installed; control of the flow rate of the pipeline 13 is carried out by means of measuring the flow rate 22; for separating the flow when determining the optimal flow rate through the density measuring means 15 and corrections to it for determining the density at a pipe different from the optimal flow rate of the density measuring means 15 in front of it, the pipeline 13 has a working 23 and a control branch 24 with a common section 25 that connects to the pipeline 13 between the flow rate controller 14 and the sampling tube 18; a tap 26 is installed at branch 23 of pipeline 13, a tap 27 is installed at 24. Overpressure in the bypass pipe 13 and on the intake pipe system 1-5 is created using a diaphragm 28 located between the intake pipe element 6 and the end of the pipe 13, located (along the way flow) behind the intake element of the pipeline 6. The node of the pipeline 6, where one means of measuring the flow rate of the stream 30 of the pipeline 6 is installed, is a narrowing 29. The valve 33 is located at the end of the pipeline 13.
Пробозаборное устройство, см. чертеж, предназначено для отбора пробы потока трубопровода 6 в два этапа: - первый - это отбор части потока трубопровода 6 через систему заборных трубок 1-5, объединение его в единый поток в смесителе 12 и, далее, прокачка его через трубопровод 13 (дополнительный) с последующим возвращением в трубопровод 6, при этом прокачку части потока трубопровода 6 осуществляют под воздействием избыточного давления, для создания которого служит диафрагма 28 трубопровода 6; второй этап - отбор пробы под воздействием избыточного давления, которую отбирают пробозаборной трубкой 18 из потока трубопровода 13. Для сбора пробы служит накопительная емкость 21. Изокинетичность отбора пробы из трубопровода 13 при этом устанавливается вентилем 20 или 33.The sampling device, see the drawing, is intended for sampling the flow of pipeline 6 in two stages: - the first is the selection of part of the flow of pipeline 6 through the intake pipe system 1-5, combining it into a single stream in mixer 12, and then pumping it through pipeline 13 (optional), followed by return to pipeline 6, while pumping part of the flow of pipeline 6 is carried out under the influence of excessive pressure, which is created by the diaphragm 28 of pipeline 6; the second stage is the sampling under the influence of excess pressure, which is taken by the sampling pipe 18 from the flow of the pipe 13. To collect the sample, the storage tank 21 is used. Isokinetic sampling from the pipe 13 is established by the valve 20 or 33.
Параллельно с анализом пробы определяются температура, давление, плотность потока трубопровода 6 при помощи средств измерения температуры 16, давления 17, плотности 15 (температура и давление учитываются при определении плотности средством измерения плотности 15). Учет потока трубопровода 6 осуществляется непрерывно при обработке на ЭВМ перечисленных параметров потока (а также пересчет плотности потока к давлению 0 МПа и температуре 20°С) по программам, составленным на основе нормативных документов, например [3].In parallel with the analysis of the sample, the temperature, pressure, flow density of the pipeline 6 are determined by means of measuring temperature 16, pressure 17, density 15 (temperature and pressure are taken into account when determining density by means of measuring density 15). Accounting for the flow of pipeline 6 is carried out continuously when processing the above parameters of the flow on a computer (as well as the conversion of the flux density to pressure 0 MPa and a temperature of 20 ° C) according to programs compiled on the basis of regulatory documents, for example [3].
Для разделения потока перед средством измерения плотности 15 на трубопроводе 13 выполнено разветвление 23, 25. Разветвление 23,25 трубопровода 13 служит для разделения его потока, при котором запорная арматура 26 открыта, а 27 - закрыта, при этом расход части потока трубопровода 13, которая проходит через средство измерения плотности 15, температуры 16, давления 17, устанавливается регулятором 14 расхода потока по средству измерения расхода потока 22 постоянным. Диаметры заборных трубок 1-5 приводятся ниже (определены из условия создания расхода потока, обеспечивающего работу средства измерения плотности 15 в заданном интервале - определяется паспортом средства измерения плотности). Разветвления 23-25 и 24-25 трубопровода 13 служат для разделения потока трубопровода 13 перед средством измерения плотности 15 и поочередного контроля расхода потока в трубопроводе 13 и на средстве измерения плотности 15, а также определения оптимального расхода потока через средство измерения плотности 15 и поправки при выборе расхода через средство измерения плотности 15, отличного от оптимального. Расход потока при этом контролируют при помощи средства измерения 22: при закрытом кране 26 и открытом 27 определяют общий расход трубопровода 13, при открытом кране 26 и закрытом 27 определяют расход потока на средстве измерения плотности 15. Использование диафрагмы 28 в качестве устройства для создания в трубопроводе 13 избыточного давления позволяет обеспечить необходимый расход потока через заборный элемент (заборные трубки 1-5) трубопровода 6 и последовательно соединенный с ним трубопровод 13.To separate the flow in front of the density measuring means 15, a branching 23, 25 is made on the pipe 13. A branching 23.25 of the pipe 13 serves to separate its flow, in which the shutoff valves 26 are open and 27 are closed, while the flow part of the pipe 13, which passes through a means of measuring density 15, temperature 16, pressure 17, is set by the flow rate controller 14 by means of the flow rate measuring means 22 constant. The diameters of the intake tubes 1-5 are given below (determined from the conditions for creating a flow rate that ensures the operation of the density measuring device 15 in a given interval - is determined by the passport of the density measuring device). Branches 23-25 and 24-25 of the pipe 13 are used to separate the flow of the pipe 13 in front of the density measuring means 15 and to alternately control the flow rate in the pipe 13 and the density measuring means 15, as well as to determine the optimal flow rate through the density measuring means 15 and corrections when the choice of flow rate through the means of measuring density 15, other than optimal. In this case, the flow rate is controlled by means of measuring device 22: when the valve 26 and open 27 are closed, the total flow rate of the pipe 13 is determined, when the valve 26 is open and closed 27, the flow rate is determined on the density measuring means 15. Using the diaphragm 28 as a device for creating in the pipeline 13 excess pressure allows you to provide the necessary flow rate through the intake element (intake pipe 1-5) of the pipe 6 and the pipe 13 connected in series with it.
Устройство для отбора проб углеводородных соединений из системы трубопроводов работает следующим образом.A device for sampling hydrocarbon compounds from a piping system operates as follows.
Часть потока трубопровода 6 (основного) под избыточным давлением, создаваемым при помощи диафрагмы 28, поступает через систему заборных трубок 1-5 в смеситель 12 и далее прокачивается по трубопроводу 13 (дополнительному) с последующим возвращением в трубопровод 6. Предварительно поток трубопровода 13 перед средством измерения плотности 15 разделяют на два: одна часть потока направляется через средство измерения плотности 15, температуры 16, давления 17, другая направляется в обход указанных средств измерений 15-17 по рабочему разветвлению 23, 25 трубопровода 13 (когда кран 26 открыт, а 27 закрыт). При этом постоянный расход потока через средство измерения плотности 15 устанавливают регулятором 14 расхода потока с использованием средства измерения расхода потока 22 (конкретные значения расходов приводятся в примерах ниже). При помощи средств измерения плотности 15, температуры 16, давления 17 определяются параметры потока трубопровода 13 - плотность, температура, давление. После прохождения средств измерения 15-17 и рабочего разветвления 23, 25 трубопровода 13 разделенный на две части поток трубопровода 13 перед пробозаборной трубкой 18 вновь объединяется в единый на участке 32; при этом разделении потока определяется оптимальный расход потока через средство измерения плотности 15 и поправки при определении плотности средством измерения плотности 15 при известном расходе через него потока, отличным от оптимального (то есть чтобы определенная средством измерения 15 плотность при известном расходе через него потока, отличном от оптимального, после ее корректировки с учетом определенной поправки, совпадала с плотностью, определяемой средством измерения 15 при оптимальном через него расходе потока). После чего через средство измерения плотности 15 устанавливают известный расход потока, отличный от оптимального, для определения плотности потока средством измерения 15. Известный расход потока через средство измерения плотности 15 устанавливают из условия изокинетического отбора части потока трубопровода 6 при помощи заборного элемента из системы заборных трубок 1-5. Пробозаборной трубкой 18 отбирают пробу в накопительную емкость 21 для ее последующего анализа. Производят учет потока трубопровода 6 по совокупности параметров откорректированной плотности потока (определяемой средством измерения 15с учетом поправки) и параметров, определяемых по пробе, отобранную в накопительную емкость 21.Part of the flow of the pipeline 6 (main) under excess pressure created by the diaphragm 28, enters through the system of intake pipes 1-5 into the mixer 12 and then is pumped through the pipeline 13 (additional) with the subsequent return to the pipeline 6. Previously, the flow of the pipeline 13 before the means density measurements 15 are divided into two: one part of the flow is directed through a means of measuring density 15, temperature 16, pressure 17, the other is bypassing the indicated measuring instruments 15-17 by working branching 23, 25 pipe rovoda 13 (when the valve 26 is open and 27 closed). In this case, a constant flow rate through the density measuring means 15 is set by the flow rate controller 14 using the flow rate measuring means 22 (specific flow rates are given in the examples below). Using the means of measuring density 15, temperature 16, pressure 17, the flow parameters of the pipeline 13 are determined - density, temperature, pressure. After passing the measuring instruments 15-17 and the working branch 23, 25 of the pipe 13, the stream of pipe 13 divided into two parts before the sampling pipe 18 is again combined into a single one at section 32; in this division of the flow, the optimal flow rate through the density measuring means 15 and corrections in determining the density by the density measuring means 15 are determined at a known flow rate through it other than optimal (i.e., the density determined by the measuring means 15 at a known flow rate through it other than optimal, after its correction, taking into account a certain amendment, coincided with the density determined by the measuring instrument 15 at the optimum flow rate through it). Then, through the density measuring means 15, a known flow rate, different from optimal, is determined for determining the flux density by the measuring means 15. The known flow rate through the density measuring means 15 is set from the condition of isokinetic selection of a portion of the flow of the pipe 6 using the intake element from the intake pipe system 1 -5. A sampling tube 18 takes a sample into the storage tank 21 for its subsequent analysis. Pipeline 6 flow is recorded based on the totality of parameters of the adjusted flux density (determined by measuring means 15 with allowance for corrections) and parameters determined by the sample taken in storage tank 21.
Среднюю скорость отбора продукта из трубопровода 6 заборным элементом (заборными трубками 1-5) определяют по средству измерения 22, закрывая кран 26 и открывая 27. При закрытом кране 26 и открытом 27 контролируют расход потока через средство измерения плотности 15.The average rate of product withdrawal from the pipeline 6 by the intake element (intake tubes 1-5) is determined by the measuring means 22, closing the valve 26 and opening 27. When the valve 26 is closed and open 27, the flow rate through the density measuring means 15 is controlled.
Для испытаний было использовано устройство для отбора проб углеводородных соединений из системы трубопроводов (см. чертеж) с приводимыми ниже расчетными параметрами.For testing, a device was used for sampling hydrocarbon compounds from a piping system (see drawing) with the design parameters given below.
Трубопровод 6 - горизонтальный, диаметр которого на участке заборного устройства из системы заборных трубок 1-5 составлял Ду 400 мм. Внутренний диаметр трубопровода 13-49 мм, его участков 23 и 24 - 25 мм.The pipeline 6 is horizontal, the diameter of which at the section of the intake device from the intake pipe system 1-5 was DN 400 mm. The internal diameter of the pipeline is 13-49 mm, its sections 23 and 24 - 25 mm.
Продукт трубопровода 6 представлял собой нефтяную эмульсию с параметрами: содержание воды 0-0.12% об.; вязкость безводной нефти при 20°С - 18 сП; расход потока трубопровода 6 - 210.2 и 839.7 м3/час.The product of pipeline 6 was an oil emulsion with parameters: water content 0-0.12% vol .; the viscosity of anhydrous oil at 20 ° C is 18 cP; the flow rate of the pipeline 6 - 210.2 and 839.7 m 3 / hour.
Заборный элемент для установки на трубопроводе 6 представлял собой систему заборных трубок 1-5, диаметры которых убывали от периферии к центру трубопровода 6 согласно соотношению (в миллиметрах) 26 : 20 : 12, внутренний диаметр пробозаборной трубки 18 составлял 12 мм (диаметры трубок 1-5, 18 для заявляемой техники совпадают с диаметрами трубок 1-5, 18 заборного устройства трубопровода 6 для ниже указываемых способа и устройства [5-6], использованных для сравнительных испытаний). Средством измерения плотности потока 15 являлся поточный плотномер [3]. Давление в трубопроводе 6 составляло 0.8 МПа, температура - 24-30°С.The intake element for installation on pipeline 6 was a system of intake tubes 1-5, the diameters of which decreased from the periphery to the center of the pipeline 6 according to a ratio (in millimeters) of 26: 20: 12, the inner diameter of the sampling tube 18 was 12 mm (tube diameters 1- 5, 18 for the claimed equipment coincide with the diameters of the tubes 1-5, 18 of the intake device of the pipeline 6 for the below method and device [5-6] used for comparative tests). A means of measuring the flux density 15 was a flow densitometer [3]. The pressure in the pipeline 6 was 0.8 MPa, the temperature was 24-30 ° C.
Сравнительные испытания заявляемого способа отбора углеводородных соединений были проведены с использованием применяемого на нефтепромыслах способа отбора проб [5], реализованного с использованием устройства отбора проб по ГОСТ 2517-85 [6]. Данные сравнительных испытаний заявляемой и известной [5] технологии отбора проб сведены в табл. 1.Comparative tests of the proposed method for the selection of hydrocarbon compounds were carried out using the sampling method used in the oil fields [5], implemented using the sampling device according to GOST 2517-85 [6]. The data of comparative tests of the claimed and known [5] sampling technology are summarized in table. 1.
Сравнительные эксперименты по определению плотности отражены в колонках 12 и 13. Достоверность представленных в табл. 1 данных зависимости плотности от расхода потока была обеспечена благодаря тому, что физико-химический состав потока за время проведения экспериментов для безводного потока (эксперименты №№1-3, 7-9) и обводненного потока (эксперименты №№4-6, 10-12) был неизменным (вывод основан на постоянстве трех параметров - температуры, давления и плотности потока). Это было достигнуто за счет малого отрезка времени проведения экспериментов (время между ближайшими экспериментами и продолжительность каждого эксперимента не превышали 3 мин), в течение которого параметры потока трубопроводов 6 и 13 не изменялись. О неизменности плотности потока судили благодаря высокой воспроизводимости измерения плотности, которая для средства измерения [3] не превышает 0.02 кг/м3.Comparative experiments to determine the density are shown in columns 12 and 13. The reliability presented in table. 1 data of the dependence of density on flow rate was ensured due to the fact that the physicochemical composition of the flow during the experiments for anhydrous flow (experiments No. 1-3, 7-9) and watered flow (experiments No. 4-6, 10- 12) was unchanged (the conclusion is based on the constancy of three parameters - temperature, pressure and flow density). This was achieved due to a short period of time for the experiments (the time between the nearest experiments and the duration of each experiment did not exceed 3 minutes), during which the flow parameters of pipelines 6 and 13 did not change. The invariance of the flux density was judged due to the high reproducibility of the density measurement, which for the measuring instrument [3] does not exceed 0.02 kg / m 3 .
В ходе экспериментов было установлено, что плотность потока, определяемая по заявляемому способу, при увеличении или уменьшении расхода потока через заборный элемент из заборных трубок 1-5 практически постоянна - сравните эксперименты №№1-6 с №№7-12 табл. 1. Первая серия экспериментов (№№1-6) соответствует расходу потока через средство измерения плотности 15, меньшему расхода 5 м3/час, при котором проводилась поверка средства измерения плотности 15 (колонка 12 экспериментов №№1-6). Во второй серии экспериментов (№№7-12 табл.1) расход потока через средство измерения плотности 15 был больше 5 м3/час. При этом плотность при осуществлении известной технологии отбора проб [5] в первой серии экспериментов увеличилась на 0.15 кг/м3 , во второй серии экспериментов уменьшилась на 0.18 кг/м3 (колонка 13 табл. 1). Для заявляемого способа изменение плотности потока составило всего 0.02 кг/м3 - (колонка 12 табл. 1).During the experiments, it was found that the flux density, determined by the present method, with increasing or decreasing flow rate through the intake element from the intake tubes 1-5 is almost constant - compare experiments No. 1-6 with No. 7-12 table. 1. The first series of experiments (No. 1-6) corresponds to the flow rate through the density measuring means 15, less than the flow rate of 5 m 3 / h, at which the density measuring means 15 were calibrated (column 12 of experiments No. 1-6). In the second series of experiments (Nos. 7-12 of Table 1), the flow rate through the density measuring means 15 was more than 5 m 3 / h. The density during the implementation of the known sampling technology [5] in the first series of experiments increased by 0.15 kg / m 3 , in the second series of experiments decreased by 0.18 kg / m 3 (column 13 of Table 1). For the proposed method, the change in flux density was only 0.02 kg / m 3 - (column 12 of table. 1).
Таким образом, при осуществлении заявляемой технологии отбора проб, в отличие от известной [5], не происходит увеличение или уменьшение определяемой средством измерения плотности потока при изменении скорости отбора части потока на заборном элементе из трубок 1-5, и потому она позволит производить оптимальным образом учет потока в трубопроводе по совокупности параметров.Thus, in the implementation of the inventive sampling technology, in contrast to the known [5], there is no increase or decrease in the flux density determined by the means of measuring when the sampling rate of a part of the flow on the intake element from the tubes 1-5 changes, and therefore it will make it possible in an optimal way metering flow in the pipeline for a combination of parameters.
Заявляемый способ отбора проб промышленно применим - для его реализации не требуются коренной реконструкции существующих узлов учета перекачиваемых по системам трубопроводов углеводородных соединений.The inventive method of sampling is industrially applicable - for its implementation does not require a radical reconstruction of existing metering stations pumped through piping systems of hydrocarbon compounds.
Источники информацииSources of information
1. Способ отбора проб углеводородных соединений из трубопровода./ ГОСТ 2517-85. п.2.1.13.1.3, 2.13.1.7.1. The method of sampling hydrocarbon compounds from the pipeline. / GOST 2517-85. Clause 2.1.13.1.3, 2.13.1.7.
2. Способ отбора проб углеводородных соединений из трубопровода. GB 2164021 А, кл. G 01 N 1/10, опублик. 12.03.1986 г., 6 с.2. A method for sampling hydrocarbon compounds from a pipeline. GB 2164021 A, cl. G 01 N 1/10, published. 03/12/1986, 6 p.
3. Рекомендация. Государственная система обеспечения единства измерений. Преобразователи плотности поточные фирмы "THE SOLARTRON ELECTRONIC GROUP LTD" (Великобритания). Методика градуировки МИ 23 0-1-95.3. Recommendation. State system for ensuring the uniformity of measurements. Density converters in-line firms "THE SOLARTRON ELECTRONIC GROUP LTD" (Great Britain). The calibration method MI 23 0-1-95.
4. РД 39-0147103-343-89 "Инструкция по учету и проведению учетно-расчетных операций при приеме и поставках нефти”, 1989 г.4. RD 39-0147103-343-89 "Instructions for accounting and conducting accounting and settlement operations in the reception and supply of oil”, 1989
5. Способ отбора проб углеводородных соединений из трубопровода./ ГОСТ 2517-85, черт. 18, п.2.13.2.2.5. The method of sampling hydrocarbon compounds from the pipeline. / GOST 2517-85, devil. 18, clause 2.13.2.2.
6. Устройство для отбора проб углеводородных соединений из трубопровода./ ГОСТ 2517-85, черт. 18.6. Device for sampling hydrocarbon compounds from the pipeline. / GOST 2517-85, devil. eighteen.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2003111034/12A RU2249193C2 (en) | 2003-04-18 | 2003-04-18 | Method of sampling hydrocarbon compositions from pipeline |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2003111034/12A RU2249193C2 (en) | 2003-04-18 | 2003-04-18 | Method of sampling hydrocarbon compositions from pipeline |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2003111034A RU2003111034A (en) | 2003-11-10 |
| RU2249193C2 true RU2249193C2 (en) | 2005-03-27 |
Family
ID=35560767
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2003111034/12A RU2249193C2 (en) | 2003-04-18 | 2003-04-18 | Method of sampling hydrocarbon compositions from pipeline |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2249193C2 (en) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2306544C1 (en) * | 2006-02-06 | 2007-09-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Sampler-batcher |
| RU2684601C1 (en) * | 2017-12-26 | 2019-04-10 | Акционерное общество "КБ "Проминжиниринг" | Sample collector for the representative selection of a gas-aerosol environment from a waste pipe |
| ES2994467A1 (en) * | 2023-07-17 | 2025-01-24 | Molina Saez Jose | Automatic system for capturing and housing instruments for continuous measurement of fluid quality parameters |
Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB2164021A (en) * | 1984-07-12 | 1986-03-12 | Jiskoot Autocontrol | Pipeline liquid sampling system |
| RU94025089A (en) * | 1994-07-04 | 1996-05-20 | Р.Р. Вальшин | Sampler of fluids from pipe-line |
| RU2141105C1 (en) * | 1999-01-26 | 1999-11-10 | Вальшин Ринат Равильевич | Device for taking liquid samples from pipeline |
-
2003
- 2003-04-18 RU RU2003111034/12A patent/RU2249193C2/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB2164021A (en) * | 1984-07-12 | 1986-03-12 | Jiskoot Autocontrol | Pipeline liquid sampling system |
| RU94025089A (en) * | 1994-07-04 | 1996-05-20 | Р.Р. Вальшин | Sampler of fluids from pipe-line |
| RU2141105C1 (en) * | 1999-01-26 | 1999-11-10 | Вальшин Ринат Равильевич | Device for taking liquid samples from pipeline |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| ГОСТ 2517-85 Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб. - М.: ИПК издательство стандартов, с.13-19, черт.18. * |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2306544C1 (en) * | 2006-02-06 | 2007-09-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Sampler-batcher |
| RU2684601C1 (en) * | 2017-12-26 | 2019-04-10 | Акционерное общество "КБ "Проминжиниринг" | Sample collector for the representative selection of a gas-aerosol environment from a waste pipe |
| WO2019132725A1 (en) * | 2017-12-26 | 2019-07-04 | Акционерное общество "КБ "Проминжиниринг" | Sample collector for the representative sampling of a gaseous aerosol medium from an exhaust flue |
| ES2994467A1 (en) * | 2023-07-17 | 2025-01-24 | Molina Saez Jose | Automatic system for capturing and housing instruments for continuous measurement of fluid quality parameters |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN1137767C (en) | Dynamic gas cylinder filling process | |
| CN101680821A (en) | Exhaust gas sampling diluter and method | |
| EP0671680A1 (en) | Automatic gas blending system | |
| DE69813030D1 (en) | LIQUID TREATMENT SYSTEM AND RELATED METHOD USING A MAIN AND MIXING METER | |
| RU2571162C2 (en) | System and method to measure debit of separate oil wells included into well cluster | |
| RU2249193C2 (en) | Method of sampling hydrocarbon compositions from pipeline | |
| CN106770940B (en) | A kind of check device of gas analyzer system | |
| CN108760773B (en) | On-line analysis prying seat system for water content of hydrocarbon and density of pure oil | |
| RU2202775C2 (en) | Procedure to take samples of fluid from pipe-line and device for its realization | |
| CN109029592A (en) | A kind of the bypass measuring device and application method of pipeline water flow amount | |
| RU2682063C1 (en) | Method for control of metrological characteristics of fixed or mobile metering installations and calibration unit for its implementation | |
| RU2213948C2 (en) | Method to take samples of liquid from pipe-line and device for its implementation | |
| RU2230306C2 (en) | Process to sample products from pipe-line and device for its realization | |
| RU2215277C1 (en) | Procedure of taking samples of liquid from pipe-line and device for its realization | |
| CN2431565Y (en) | Industrial gas phase chromatography sampler | |
| NO329331B1 (en) | Process for painting the relative proportions of oil and water in a flowing multiphase fluid, and an apparatus therefor. | |
| RU2213949C1 (en) | Procedure of liquid sampling from pipe-line | |
| RU94025089A (en) | Sampler of fluids from pipe-line | |
| RU2219515C2 (en) | Procedure to take samples of liquid from pipe-line and gear for its realization | |
| JPS5949532B2 (en) | Gas concentration analyzer | |
| JP5352397B2 (en) | Control method in reaction liquid chromatograph, reaction liquid chromatograph, and amino acid analyzer | |
| RU2201585C1 (en) | Procedure to sample fluid from pipe-line and device for its implementation | |
| CN119413260B (en) | Fixed pollution source flow in-situ calibration device and calibration method | |
| CN108225805B (en) | A water and fertilizer integrated machine performance testing system and method | |
| CN112858615A (en) | Water sample pH adjusting device and working method thereof |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20150419 |