CC BY
26
Conclusions.
In conclusion, might highlight that the exponent Hurst H is an invariant characteristic to the scale of measurement, so his continued input and output of Firewall will be condition a special filtering mode. The developed model of the virtual TCP connection allows the identification of traffic parameters and influence to process of the fractal characteristics. Ranges of values are received under analysis of dependence of the exponent Hurst H, as a function of performance for different values of the buffer size and intensity.
References
1. Vinod Joseph, Srinivas Mulugu. Network Convergence: Ethernet Applications and Next Generation Packet Transport Architectures Paperback - November 4, 2013.
2. ZelenchukI. Nastrojka Gigabit Ethernet b OC GNU / Linux u FreeBSD, 2012.
3. Programmnoe obespechenie, prednaznachennoe dlja rascheta pokazatelja XepcTa - Selfis. 2007. Access: http://www.cs.ucr.edu.
4. Gulomov Sh., Abdurakhmanov A. andNasrullaev N. Design Method and Monitoring Special Traffic Filtering under Developing «Electronic Government» International Journal of Emerging Technology & Advanced Engineering (ISSN 2250-2459, ISO 9001:2008 Certified Journal), Volume 5, Issue 1, January, 2015.
5. Basharin G. L., Bocharov P. P., Kogan Ja. A. Analiz ocheredej v vychislitel'nyh sistemah. Teorija i metody rascheta. M.: Nauka, 1989.
6. Karimov M. M., Ganiev A. A., Gulomov Sh. R. «Models of network processes for describing operation of network protection tools». 4th International conference on application of information and communication technology and statistics in economy and education (ICAICTSEE - 2014) October 24-25th, 2014 University of National and World Economy Sofia, Bulgaria.
7. Adel El-Atawy. An Automated Framework for Validating Firewall Policy Enforcement, POLICY 07: Proceedings of the Eighth IEEE International Workshop on Policies for Distributed Systems and Networks, 151-160, 2007.
Contactless method of measuring component of gas-oil-water mix in pipeline Bykov A.1, Voytyuk I.2 (Russian Federation) Бесконтактный метод измерения покомпонентного состава нефтегазоводяной
смеси в трубопроводе Быков А. Е.1, Войтюк И. Н.2 (Российская Федерация)
'Быков Антон Евгеньевич / Bykov Anton - студент, электромеханический факультет; 2Войтюк Ирина Николаевна / VoytyukIrina - кандидат технических наук, ассистент, кафедра общей электротехники, Национальный минерально-сырьевой университет Горный, г. Санкт-Петербург
Аннотация: исследования, проводимые в рамках данной работы, посвящены разработке бесконтактного метода измерения покомпонентного состава нефтегазоводяной смеси в трубопроводе. Предложенный метод позволяет измерять плотности и концентрации нефти, свободного газа и воды гетерогенного нефтегазоводяного потока с использованием гамма-излучения. При этом ожидаемая абсолютная погрешность измерения плотности не должна превысить в данном случае 0,001 г/см3, относительная погрешность по концентрации воды - + 5%, газа - + 0.2%.
Abstract: research carried out in the framework of this work, devoted to the development of non-contact method of measuring the composition exploded gas-oil-water mix in the pipeline. This method allows the measurement of density and concentration of oil, free gas and water of heterogeneous gas-oil-water flow using gamma radiation. The expected density measurement absolute error must not exceed in this case is 0.00' g/cm3, the relative error on the concentration of the water - + 5%, gas - + 0.2%.
Ключевые слова: плотность нефтегазоводяной смеси, трубопровод, прямое гамма-излучение, рассеянное гамма-излучение.
Keywords: density of gas-oil-water mix, pipeline, direct gamma radiation, scattered gamma radiation.
В наши дни приобретает актуальность вопрос точного измерения плотности нефти, концентрации сводного газа и свободного воды в нефтегазоводяном потоке. Часто не учитывают реальный фазовый и компонентный состав смеси движущейся в нефтепроводе. Как правило, ранее нефтяные потоки считали однородными. Но в конце 70-х начале 80-х годов было замечено, что в количестве нефти, принятой к транспортировке и сданной потребителю, есть расхождения, и за год оно достигло двух миллионов тонн. Получается, что это допущение приводит к неточности коммерческого учёта нефти.
Помимо этого мы не имеем фиксирования суточной добычи нефти, что не мало важно для коммерции при составлении отчётности. Но важнейшей проблемой для нашей страны, в частности, является повышенный износ трубопровода, что может привести к аварии и загрязнение атмосферы попутным нефтяным газом. Чтобы не получить нежелательных последствий следует серьёзно подойти к процессу фиксирования компонентного состава нефти в трубопроводе. Для этого следует разработать метод, с помощью которого можно было бесконтактно фиксировать покомпонентный состав нефтегазоводяной смеси в трубопроводе. Также этот метод должен быть достаточно точным, иметь приемлемую погрешность и возможность оперативно получать актуальные данные на определённом нефтепроводе.
Исследование структуры нефти в трубопроводе показало существование неоднородностей плотности, связанных с наличием движущихся скоплений пузырьков свободного газа и механических примесей. Свободный газ движется в виде скоплений пузырьков в ядре потока, смещенных несколько вверх. Механические примеси - в виде скоплений твердых частиц движутся в нижней части трубы. Скорость движения свободного газа выше скорости движения нефти, а скорость движения твердых частиц - ниже. Свободная вода в движущемся потоке частично распределяется по стенке, образуя при этом водяную плёнку переменной толщины. При увеличении скорости потока пузырьки свободного газа смещаются к центральной области трубы, а с водяной плёнки начинают срываться капли воды, образуя при этом водонефтяную эмульсию. Свободный газ и механические примеси отделяются между собой областями, «чистой» нефти, не содержащей неоднородностей.
Наличие этих неоднородностей в потоке жидкости приводит к периодическому изменению скорости течения смеси во времени, что тесно связано с периодическим изменением плотности. На рис. 1 показано, как изменяется выходной сигнал блока детектирования при изменении плотности и состава находящегося в трубопроводе вещества.
Интервал времени
Рис. 1. Изменение выходного сигнала блока детектирования при изменении плотности и состава вещества в трубопроводе
Зная такие особенности, связанные с неоднородностью смеси, мы сможем подобрать метод измерения с наиболее удовлетворяющим нас конечным результатом.
За основу данной статьи мы берём радиоизотопный метод измерения с использованием эффектов комптоновского рассеяния и фотоэлектрического поглощения гамма излучения материалом стенок трубопровода и веществами, образующими сырую нефть.
Основная идея метода заключается в следующем. Предполагается, что на наружной поверхности трубопровода без внедрения в него устанавливаются многоканальный блок гамма излучения (БГИ МК) и приемники излучения в виде блоков детектирования (БД).
Коллимированный луч гамма-излучения радионуклида Цезий-137 проникает сквозь стенку трубопровода и взаимодействует с ограниченным объемом контролируемой жидкости. При прохождении гамма-излучения через вещество происходит преобразование энергии гамма-квантов в элементарных актах их взаимодействия с атомами и электронами среды [1].
Узкоколлимированные радиоизотопные источники излучения и приемник излучения располагаются в плоскостях поперечного сечения трубопровода таким образом, чтобы осуществлять измерение интенсивности прямого излучения, прошедшего сквозь исследуемую среду, и интенсивности излучения, рассеянного средой под определенными углами, контролируя различные области трубопровода. Этот процесс схематично представлен на рис. 2.
Рис. 2. Схема движения и фиксирования прибором гамма-излучений в трубопроводе
По степени ослабления излучения и характеру пульсаций сигнала в определенном энергетическом спектре можно оценить измеряемый параметр среды, которая в данном случае является поглотителем излучения. При взаимодействии гамма-квантов в энергетическом диапазоне 400-800 кэВ с веществом происходит уменьшение потока в узком пучке измеряемого гамма-излучения, проходящего через вещество, под действием фотоэлектрического поглощения гамма-квантов и выхода из узкого пучка при комптоновском рассеянии [2].
В результате этого, помимо ослабленных пучков прямого излучения, образуются потоки рассеянного излучения, распространяющиеся в среде во всех направлениях. Таким образом, информацию о контролируемой среде несут прямое и рассеянное излучение.
В соответствии с законом Гуго-Ламберто-Берра поток узкого пучка прямого гамма-излучения, прошедшего сквозь среду с постоянными во времени свойствами, толщиной d (м), определяется из соотношения:
= ■ ехР(-ЦО) = N0Ир • ехр(-^• Рал • О)
(1)
где А0пр, Аир - интенсивности или математические ожидания числа гамма-квантов, регистрируемых блоком детектирования при отсутствии и при наличии контролируемой среды соответственно; ц0, Ц -линейный и массовый коэффициенты ослабления, м-1, м2/кг; рсм - плотность смеси, кг/м3.
Для рассеянного излучения характерно то, что оно распространяется во всем объеме контролируемой среды, многократно взаимодействуя с атомами вещества.
При проведении измерений интенсивности рассеянного излучения используется энергетическое окно от 200 до 400 кэВ. Интенсивность рассеянного излучения сложным образом зависит от плотности рассеивателя. При практическом отсутствии рассеивателя (малые значения плотности) интенсивность рассеянного излучения равна нулю. По мере возрастания плотности растет число рассеянных квантов. При этом, однако, возрастает вероятность поглощения и многократного рассеяния первоначально рассеянного кванта на пути к детектору. Поэтому функция проходит максимум и по мере дальнейшего увеличения плотности рассеивателя приближается к нулю.
Путем подбора энергии первичного кванта, взаимного положения и диаграмм направленности (коллимации) источника и детектора излучений (угла рассеяния и расстояния между областью рассеяния и детектором) можно добиться линейной зависимости интенсивности рассеянного под определенным углом излучения от плотности рассеивателя:
N
N _ • (1 -цОр)
(2)
Вторичное гамма излучение имеет широкий энергетический спектр. Мягкая и жесткая части спектра разделяются при детектировании и образуют независимые сигналы измерительной
информации
А„р и Ырасс.
Апр соответствует жесткой части спектра, а Ырасс - мягкой. Далее эта
информация идёт на блок управления и обработки информации (БУОИ), где с помощью формул идёт подсчёт требуемых параметров. Плотность смеси вычисляется по следующей формуле:
(
1п
N
Л
р = ■
' см
К N ,
К расс у
(
- Ь х 1п
N
Л
К N ,
К пр у
(3)
а
где А0пр, А0расс, а, Ь - градуировочные коэффициенты.
Объемная доля воды в сырой нефти вычисляется по следующей формуле:
Ж =
(
1п
к.
N
л
К N ,
к пр у
1п
N
Л- к 2
N
(
1п
к 3 - к 4
1п
N0
К N ,
к пр у
N Л
К N ,
К расс у
(4)
расс у
где кь к2, к3, к4 - градуировочные коэффициенты.
Объемная доля свободного газа в сырой нефти вычисляется по следующей формуле:
( = 1 --
Рсм
(5)
ря + Ж х р-ря)
где рв, рн, - плотность воды и нефти соответственно.
Из приведенных формул видно, что для определения плотности нефтяной смеси и объемной доли воды в сырой нефти необходимо задать следующие коэффициенты: А0пр, А0расс, а, Ь - определяются при первичной и периодической поверке; кь к2, к3, к4, рв, рн - определяются непосредственно на той нефти, на которой планируется проводить измерения.
Необходимость использования высокоточного измерителя плотности нефти для повышения точности учета ее расхода диктуется целым рядом особенностей, присущих российским нефтепроводам. К ним относятся: большая протяженность линий, низкое качество подготовки нефти, климатические условия и, не в последнюю очередь, человеческий фактор.
Учитывая стремление к автоматизации технологического процесса и к получению покомпонентного состава нефтегазоводяной смеси, с целью минимизации нежелательных последствий и намного более точного коммерческого учёта нефти, следует использовать радиоизотопный метод.
х
х
Самым главным преимуществом предложенного метода является то, что он позволяет измерять плотности и концентрации нефти, свободного газа и воды гетерогенного нефтегазоводяного потока. При этом ожидаемая абсолютная погрешность измерения плотности не должна превысить в данном
случае 0,001 г/см3, относительная погрешность по концентрации воды - ¿ 5% , газа - i 0.2%
Литература
1. Изотов В. В. Эффект Комптона: Методическое пособие к лабораторным работам по атомной и ядерной физике / В. В. Изотов, О. А. Аникеенок, А. Г. Дыганов - Зеленодольск: изд-во ЗФ КГУ , 2007.-18 с.
2. Беспалов В. И. Взаимодействие ионизирующих излучений с веществом: учеб. пособие для вузов. -Томск: Изд-во ТПУ, 2008. - 370 с.
Description of the layout of the automated system for measuring gas-oil-water mix component in pipeline Poplavsky D.1, Voytyuk I.2 (Russian Federation) Описание макета автоматизированной системы измерения покомпонентного состава нефтегазоводяной смеси в трубопроводе Поплавский Д. В.1, Войтюк И. Н.2 (Российская Федерация)
1 Попшвский Дмитрий Валерьевич /Poplavsky Dmitry - студент, электромеханический факультет; 2Войтюк Ирина Николаевна / VoytyukIrina - кандидат технических наук, ассистент, кафедра общей электротехники, Санкт-Петербургский горный университет, г. Санкт-Петербург
Аннотация: статья посвящена разработке и исследованию макета автоматизированной измерительной системы на базе радиоизотопного способа измерений для реализации бесконтактного метода измерения покомпонентного состава нефтегазоводяной смеси, выяснения стабильности работы первичных измерительных преобразователей, диапазона и погрешности измерений плотностей нефти, газа и воды, а также их концентраций в составе гетерогенного потока в трубопроводе, чувствительности к изменению химического состава контролируемых веществ. Abstract: the article is devoted to the development and research of the layout of the automated measuring systems based on radioisotope method of measurement for the implementation of the non-contact method of measuring the exploded structure gas-oil-water mix, determine the stability of the transducers, range measurement error density of oil, gas and water, as well as their concentration in the heterogeneous flow in the pipeline, the sensitivity to changes in the chemical composition of controlled substances.
Ключевые слова: трубопровод, блок гамма-излучения, блок детектирования, микроконтроллер, погрешности измерений.
Keywords: pipeline, gamma radiation unit, detector block, microcontroller, measurement error.
Свободный газ, свободная вода и механические примеси образуют погрешность при коммерческом учете нефти, чтобы избежать экономических потерь, необходимо как можно более точно измерять все компоненты нефтяных потоков. Для реализации бесконтактного метода измерения покомпонентного состава нефтегазоводяной смеси необходимо разработать и исследовать макет автоматизированной измерительной системы на базе радиоизотопного способа измерений. Конструкция предлагаемой системы представлена на рисунке 1.
