Россия
Россия
Россия
Россия
При функционировании нефтепроводов на их внутренней поверхности наблюдается скопление асфальтосмолопарафиновых отложений, 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. Для определения перспектив и эффективного осуществления высокостоимостных очистных мероприятий появляется необходимость адекватных данных о текущей толщине отложений в трубопроводах. Компактно представлены измерительные средства, опирающиеся на радиационный, ультразвуковой, диэлькометрический и термический способы замеров. При этом 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. Существенными требованиями являются безопасность функционирования и простота эксплуатации. Самым надежным способом замеров высоты исследуемых отложений в настоящий момент служит ультразвуковой способ, опирающийся на излучение сквозь стенку трубопровода импульса ультразвука и регистрации сигналов их отражения от противоположной стенки. Позитивная сторона такого подхода – возможность размещения устройства для замера на наружной поверхности трубопровода без деструкции его целостности. Сделан вывод о том, что для решения этих задач максимально пригодны термические и ультразвуковые датчики, комплексирование сигналов от них делает возможным, кроме уменьшения ошибки при замерах высоты отложений, повышение степени их надежности, а также поддерживание живучести системы при сбое работы или отключении какого-либо из датчиков.
асфальтосмолопарафиновые отложения, парафиновые продукты, нефтепровод, ультразвуковой способ, термический способ, комплексирование, замер высоты, избыточность
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. Хасанова К. И. Развитие технических средств и технологий очистки нефтепроводов от асфальтосмоло-парафиновых отложений: дис. … канд. техн. наук. Уфа, 2013. 178 с.
2. Фетисов В. С., Абдулла Т. Н. К. Проблемы изме-рений толщины асфальтосмолопарафиновых отложений в нефтепроводах и пути их решения // Электротехнические и информационные комплексы и системы. 2018. Т. 14, № 1. С. 55-60.
3. Cordell J., Vanzant H. The Pipeline Pigging Handbook. 3rd Edition. Clarion Technical Publishers, Houston, 2003.
4. Дмитриев М. Е. Совершенствование систем мониторинга парафинизации нефтепроводов шельфовых месторождений: дис. … канд. техн. наук. Уфа, 2011. 145 с.
5. Пат. 2098754 РФ, МПК G 01 B 17/02. Способ измерения толщины слоя отложений на внутренних стенках водопроводных труб / Саиткулов В. Г., Бурлаков Д. Л.; № 94042611/28; заявл. 30.11.1994, опубл. 10.12.1997.
6. Семенюк А. В., Коптева А. В. Неразрушающий метод контроля АСПО в магистральном нефтепроводе // Современная наука и практика. 2016. № 4 (9). С. 48-53.
7. Орлов А. И. Метод оперативного контроля состояния парафиновых отложений при очистке демонтированных нефтепроводных труб: дис. … канд. техн. наук. Казань, 2011. 129 с.
8. Росэнергоучет. Индикаторы прохождения очистных устройств по нефтепроводу УЛИС/УЛИС-А. URL: http://www.rosenergouchet.ru/production/production_15.html (дата обращения: 05.09.2023).
9. Пат. 2344338 РФ, МПК F 17 D 1/16, G 01 B 17/02. Способ определения толщины отложений на внутренней поверхности трубопроводов / Ахмедов Г. Я.; № 2007118355/28; заявл. 16.05.2007; опубл. 20.01.2009.
10. Борисов Е. Г., Турнецкий Л. С. Комплексирование координатной информации в бортовой многодатчиковой системе наблюдения // Информационно-управляющие системы. 2012. № 2. C. 67-73.
