Russian Federation
Russian Federation
Russian Federation
Russian Federation
During the operation of oil pipelines, an accumulation of asphalt-resin-paraffin deposits is observed on their inner surface, which significantly reduce the efficiency of their operation. These deposits are a significant obstacle to the activities of oil transportation industries. There are permanently significant funds for the cleaning of oil pipelines of the given negative accumulations. In order to determine the prospects and effective implementation of high-cost treatment measures, there is a need for adequate data on the current thickness of deposits in pipelines. This article compactly presents measuring instruments based on radiation, ultrasonic, dielkometric and thermal measurement methods. At the same time, the main requirement for such measuring instruments is metrological reliability, provided through their intellectualization, in other words, providing them with parameters that make it possible to function under conditions of significant uncertainty, failures and a number of subsystems, which is provided by redundancy. Essential requirements are the safety of operation and ease of operation. The most reliable method of measuring the height of the deposits under study now is an ultrasonic method based on the emission of an ultrasound pulse through the pipeline wall and the registration of signals of their reflection from the opposite wall. The positive side of this approach is the possibility of placing a measuring device on the outer surface of the pipeline without destroying its integrity. The authors concluded that thermal and ultrasonic sensors are maximally suitable for solving these problems, the integration of signals from them makes it possible, in addition to reducing the error when measuring the height of deposits, to increase their reliability, as well as to maintain the survivability of the system in case of a malfunction or disconnection of any of the sensors.
asphalt-resin-paraffin deposits, paraffin products, oil pipeline, ultrasonic method, thermal method, complexing, height measurement, redundancy
Введение
При функционировании нефтепроводов на их внутренней поверхности наблюдается скопление асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО), заметно снижающих эффективность их эксплуатации. Данные отложения являются существенным препятствием при деятельности нефтетранспортирующих производств. Перманентно присутствуют значительные средства на осуществление очистки нефтепроводов от данных негативных накоплений. При условии несвоевременной очистки просвет сечения трубопровода значительно сужается, что заметно усложняет транспортирование нефтяного сырья, или полностью закупоривается (рис. 1).
Рис. 1. Образцы срезов нефтепроводов с АСПО
Fig. 1. Samples of sections of oil pipelines with ARPD
Присутствие составляющих в АСПО обусловлено видом нефтяного сырья и механизмом их формирования. В таблице показано в качестве примера соотношение составляющих в АСПО, выявленное, используя опытное изучение АСПО на стенках сборного нефтепровода ОАО «Башнефть» [1, 2]. Величина плотности АСПО – 925 кг/м3 (при 25 ºС), температура плавления парафиновых продуктов (ПП) – 56 ºС, причем в нефтяном сырье доля ПП равна 6,2 %, асфальтенов – 2,85 %, смол – 15,2 %.
Соотношение составляющих АСПО
The ratio of the components of the ARPD
|
Составляющие |
Массовая доля, % |
|
ПП |
56,37 |
|
Смолы |
14,48 |
|
Асфальтеновые комплексы |
2,5 |
|
Иные углеводородные комплексы |
3,25 |
|
Масла |
23,61 |
Отведение АСПО из трубопроводов осуществляется рядом методов:
1) механическим путем, в частности, посредством самоходных снарядов, движущихся в трубопроводе и снимающих АСПО скребковыми элементами, щеточными или поршневыми элементами, к примеру, в англоязычных источниках данный способ называют pigging [3]);
2) термическим путем, посредством повышения температуры нефтепровода по ее протяженности или прокачивания нагретой жидкой среды и плавления при этом АСПО;
3) химическим путем с участием растворителей или парафинизирующих ингибиторов, вводимых в нефтепровод [1, 2].
Превалирующими в АСПО ингредиентами служат кристаллы ПП, формирующиеся в нефтяном сырье и далее прикрепляющиеся к стенке нефтепровода или образующиеся на ней. При этом осуществлялось, изучение данного явления, определившее роль газовых пузырей в процессе парафинизации [4]. По-видимому, на данную процедуру воздействует одновременно ряд факторов: температуры нефтяного сырья и окружающей среды, при учете их разности и интенсивности их варьирования, интенсивности перекачки нефтяного сырья, напора в трубопроводе, присутствия водной и газовой сред в потоке. Очевидно, что особое внимание надо уделить сорту нефтяного сырья.
Для определения перспектив и эффективного осуществления высокостоимостных очистных мероприятий появляется необходимость в адекватных данных о текущей высоте АСПО в нефтепроводах.
Результаты и обсуждение
К измерительным средствам для определения высоты АСПО выставляется ряд требований [2]:
1) способ должен обусловливать замер в широких рамках варьирования диаметров нефтепровода и высот АСПО;
2) способ замера и техническое исполнение датчиков должны базироваться на положениях контроля без деструкции, т. е. их располагают снаружи на поверхности нефтепровода;
3) необходимо обеспечение метрологической надежности замеров, иными словами, параметры неустойчивости, к которым причисляют варьирование напора в нефтепроводе, флуктуирующий поток, температурные скачки в окружающей среде, присутствие газовых включений, неравномерность по нефтепроводу и неоднородность АСПО и т. д., что препятствует получению адекватных замеров;
4) должна быть пригодной при варьировании ее удаленности от места расположения кабелей, коммуникационных и силовой сетей;
5) измерительная техника должна быть безопасной и простой в эксплуатации и обслуживании.
Реализовать в комплексе данные требования затруднительно. Замеры высоты АСПО могут осуществляться устройствами, опирающимися на различные в физическом аспекте принципы.
Рассмотрим измерительные средства на диэлькометрическом ультразвуковом, радиационном и термическом принципах замеров. Ультразвуковой принцип опирается на замерах затухания или интенсивности распространения импульса ультразвука, проникающего сквозь поперечное сечение трубопровода. Оба подхода осуществляются без деструкции трубопровода. Первый из них [5] опирается на расчет соотношения интенсивности ультразвукового излучения, пропущенного сквозь контролируемый образец, и интенсивностью, пропущенной сквозь такой же материал без АСПО. По полученным данным и построенным градуировочным кривым определяют высоту АСПО в трубе. Негативной стороной такого подхода служит рост ошибки в присутствии газовых включений в АСПО или нефтяном сырье.
Радиационный подход [6], где присутствует генератор радиационного излучения, пропущенного сквозь нефтепроводные стенки, приемлемо увязывается с принципом контроля без деструкции стенок нефтепровода. Негативными сторонами такого подхода служат необходимость радиационной защиты и специфические условия хранения и расположения источника радиоизотопного излучения.
Диэлькометрический подход [7] опирается на замер диэлектрической проницаемости образца, помещенного между электродами, одним из которых служит нефтепровод, а второй от него изолируется. Он может размещаться, в частности, коаксиально нефтепроводу. Данный подход не причисляется к типу неразрушающих, поскольку в любом варианте для размещения второго электрода необходима деструкция целостности нефтепроводы.
Подход, опирающийся на замер интенсивности ультразвукового излучения, осуществляется в приборе УЛИС [8], датчик которого на базе пьезокерамического преобразователя является как генератором зондирующих импульсов ультразвука, так и приемного для импульсов элемента, отражаемых от противоположной нефтепроводной стенки. Временное заторможенность между сгенерированным и принятым импульсами обусловлена высотой твердых отложений АСПО, где интенсивность распространения ультразвуковых волн существенно отклоняется от интенсивности их прохождения в жидкой среде.
Иным приемлемым неразрушающим служит термический подход, который обладает рядом модификаций. В частности, в одной из них соосно с нефтепроводом на нем размещают кольцевой источник термического излучения, замеряют температурный градиент, ориентированный от термического источника вдоль нефтепровода на ее поверхности, по которому определяют размер внутри трубы [9].
Один из вариантов осуществления термического способа замеров высоты АСПО показан на рис. 2.
а б
Рис. 2. Вариант термического способа замера высоты АСПО [2]:
а – размещение температурных датчиков на нефтепроводе; б – температурный градиент для ряда АСПО
Fig. 2. A variant of the thermal method for measuring the height of the ARPD [2]:
а – placement of temperature sensors on the oil pipeline; б – temperature gradient for a number of ARPD
Наибольший интерес вызывают у потребителей для АСПО техники, работающие по методике контроля без деструкции, иными словами, размещенные без врезания в стенку нефтепровода на внешней его поверхности.
Основным требованием к подобным измерительным средствам служит метрологическая надежность, обеспечиваемая посредством их интеллектуализации, иными словами обеспечения их параметрами, дающими возможность функционировать в условиях значительной неопределенности, отказов и ряда подсистем, что обеспечивается посредством избыточности. В частности, путем использования ряда датчиков, опирающихся на ряд физических принципов. Существенными требованиями служат безопасность функционирования и простота эксплуатации.
Согласно обозначенным требованиям, рекомендована интеллектуализированная система замеров высоты АСПО на базе сигнального комплексирования датчиков термического и ультразвукового типа. Датчики, работающие по обозначенным принципам, нельзя считать быстродействующими (длительность цикла замера равняется нескольким миллисекундам для ультразвукового и несколько секунд или минут для термического способов), однако в таком варианте в быстродействии нет необходимости из-за заторможенной динамики формирования АСПО.
Самым надежным способом замеров высоты АСПО в настоящий момент служит ультразвуковой способ, опирающийся на излучении сквозь стенку трубопровода импульса ультразвука и регистрации сигналов их отражения от противоположной стенки. Позитивной стороной такого подхода служит возможность размещения устройства для замера на наружной поверхности трубопровода без деструкции его целостности. При этом с целью надежного замера при неравномерности АСПО по протяженности окружности сечения трубопровода (см. рис. 1) резонно осуществление замеров в 2-х и более ориентациях, ортогональных поверхности трубопровода.
В последовательность функционирования данной системы включена операция фильтрования на фильтре Калмана. Итоговые величины высоты АСПО рассчитываются в форме взвешенной суммы данных термических и ультразвуковых замеров, где массовые показатели находятся с дисперсиями оценок этих данных в обратной пропорции. Данный подход реализуют в авиации [10].
В программные продукты для модуля обработки ультразвуковых сигналов датчика включена операция обнаружения некондиционности замеров для распознавания подобных ситуаций, в частности, продвижения по трубопроводу объекта, обеспечивающего кратковременные аномальные вариации сигнала (продвижение воздушного пузырька или очистного устройства). Подобная операция обнаружения критической помехи присутствует и в обработчике сигналов термического датчика. В любом варианте некондиционность сигналов обусловливает варьирование режимных параметров комплексирования данных: текущие некондиционные отсчеты своевременно устраняются из рассмотрения.
Заключение
Комплекс пары датчиков дает возможность повысить эффективность замеров высоты АСПО разных интервалах варьирования. В интервале варьирования небольших высот, где функционирование датчика ультразвука осложняется появлением «мертвой зоны» (до 21 мм), резонно воспользоваться данными, поступающими с датчика термического типа. В варианте высот слоя АСПО выше 21 мм резонно воспользоваться датчиком ультразвукового типа. При сигнальном комплексировании обозначенных датчиков появляется возможность одновременного падения уровня ошибки при замерах и роста надежности их функционирования и, кроме того, поддержки степени живучести системы при непредвиденном отключении какого-либо датчика.
1. Khasanova K. I. Razvitie tekhnicheskikh sredstv i tekhnologii ochistki nefteprovodov ot asfal'tosmoloparafi-novykh otlozhenii: dis. … kand. tekhn. nauk [Development of technical means and technologies for cleaning oil pipelines from asphalt-resin-paraffin deposits: dis. ... cand. of Techn. Scien.]. Ufa, 2013. 178 p.
2. Fetisov V. S., Abdulla T. N. K. Problemy izmerenii tolshchiny asfal'tosmoloparafinovykh otlozhenii v nefteprovodakh i puti ikh resheniia [Problems of measuring the thickness of asphalt-resin-paraffin deposits in oil pipelines and ways to solve them]. Elektrotekhnicheskie i informatsionnye kompleksy i sistemy, 2018, vol. 14, no. 1, pp. 55-60.
3. Cordell J., Vanzant H. The Pipeline Pigging Hand-book. 3rd Edition. Clarion Technical Publishers, Houston, 2003.
4. Dmitriev M. E. Sovershenstvovanie sistem moni-toringa parafinizatsii nefteprovodov shel'fovykh mesto-rozhdenii: dis. … kand. tekhn. nauk [Improvement of monitoring systems for paraffinization of offshore oil pipelines: dis. ... cand. of Techn. Scien.]. Ufa, 2011. 145 p.
5. Saitkulov V. G., Burlakov D. L. Sposob izmereniia tolshchiny sloia otlozhenii na vnutrennikh stenkakh vodoprovodnykh trub [Method of measuring the thicknessof the sediment layer on the inner walls of water pipes] / Pat. 2098754 RF, MPK G 01 B 17/02; № 94042611/28; 10.12.1997.
6. Semeniuk A. V., Kopteva A. V. Nerazrushaiushchii metod kontrolia ASPO v magistral'nom nefteprovode [Non-destructive method of control of ARPD in the main oil pipeline]. Sovremennaia nauka i praktika, 2016, no. 4 (9), pp. 48-53.
7. Orlov A. I. Metod operativnogo kontrolia sostoianiia parafinovykh otlozhenii pri ochistke demontirovannykh nefteprovodnykh trub: dis. … kand. tekhn. nauk [The method of operational control of the state of paraffin deposits during the cleaning of dismantled oil pipeline pipes: dis. ... cand. of Techn. Scien.]. Kazan', 2011. 129 p.
8. Rosenergouchet. Indikatory prokhozhdeniia ochistnykh ustroistv po nefteprovodu ULIS/ULIS-A [Indicators of the passage of cleaning devices through the ULYSSES/ULYSSES-A oil pipeline]. Available at: http://www. rosenergouchet.ru/production/production_15.html (accessed: 05.09.2023).
9. Akhmedov G. Ia. Sposob opredeleniia tolshchiny otlozhenii na vnutrennei poverkhnosti truboprovodov [Method for determining the thickness of deposits on the inner surface of pipelines] / Pat. 2344338 RF, MPK F 17 D 1/16, G 01 B 17/02; № 2007118355/28; 20.01.2009.
10. Borisov E. G., Turnetskii L. S. Kompleksirovanie koordinatnoi informatsii v bortovoi mnogodatchikovoi sisteme nabliudeniia [Integration of coordinate information in an on-board multi-sensor surveillance system]. Infor-matsionno-upravliaiushchie sistemy, 2012, no. 2, pp. 67-73.
