CC BY
27
Фетисов В. С. Fetisov V. S.
Табет Наиф Кайед Абдулла Thabet Nayef Kayed Abdulla
доктор технических наук, профессор кафедры «Информационно-измерительная техника», ФГБОУВО «Уфимский государственный авиационный технический университет», г. Уфа, Российская Федерация
преподаватель Аденского университета, г. Аден, Республика Йемен
УДК 620.179.142.5
ПРОБЛЕМЫ ИЗМЕРЕНИЙ ТОЛЩИНЫ АСФАЛЬТОСМОЛОПАРАФИНОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ В НЕФТЕПРОВОДАХ И ПУТИ ИХ РЕШЕНИЯ
В процессе эксплуатации нефтепроводов на внутренней поверхности труб происходит накопление асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО), существенно ухудшающих эффективность их работы. АСПО в нефтепроводах представляют собой серьезную проблему для всех нефтетранспортных компаний. Ежегодно тратятся огромные средства на очистку внутренних поверхностей трубопроводов от этих вредных отложений. Для планирования и эффективного проведения дорогостоящих мероприятий по очистке трубы от АСПО нужна достоверная информация о текущем состоянии отложений в трубе.
Сформулированы требования к средствам измерения толщины АСПО, среди которых следующие:
— метод измерения и конструкция должны быть подчинены принципу неразрушающе-го контроля, т.е. датчики должны устанавливаться на внешней поверхности трубы без врезки в нее;
— метод измерения должен обеспечивать измерения в широких диапазонах диаметров трубы и толщин отложений;
— должна быть обеспечена метрологическая надежность измерений, т.е. различные дестабилизирующие факторы, такие как флуктуирующий поток, изменения давления в трубе, колебания температуры внешней среды, наличие газовых пузырьков, неоднородность и неравномерность отложений и др., не должны помешать получать достоверные результаты.
Измерение толщины отложений может производиться устройствами, основанными на различных физических принципах. В статье кратко рассмотрены средства измерения на основе ультразвукового, диэлькометрического, радиационного и теплового методов измерения. Сделан вывод, что наиболее приемлемы датчики на основе ультразвукового и теплового методов.
Сочетание двух типов датчиков позволяет более эффективно выполнять измерения толщины отложений в разных диапазонах. В диапазаоне малых толщин, где работа ультразвукового датчика осложнена наличием «мертвой зоны» (до 20 мм), предпочтительнее использовать информацию с теплового датчика. В диапазоне толщин более 20 мм эффективнее использовать ультразвуковой датчик.
Комплексирование сигналов указанных датчиков позволяет одновременно не только снизить уровень погрешности измерений толщины отложений и повысить их надежность, но и сохранить живучесть системы в случае отказа одного из датчиков.
Ключевые слова: асфальтосмолопарафиновые отложения (АСПО), парафин, нефтепровод, трубопровод, ультразвуковой метод, тепловой метод, комплексирование, измерение толщины, избыточность.
ISSUES OF OIL PIPELINES ASPHALTIC RESINOUS PARAFFIN SEDIMENTS THICKNESS MEASUREMENTS AND FEASIBLE SOLUTIONS
During operation of oil pipelines asphaltic resinous paraffin sediments (ARPS) grow on inner surface of pipes. Effectiveness of pipelines deteriorates considerably due to this phenomenon. ARPS in oil pipelines is the serious problem for all oil transport companies. Every year vast sums of money are spent for pipelines cleaning from such detrimental deposits. For planning and effective implementation of expensive operations for cleaning pipelines from ARPS it is necessary to get faithful information concerning paraffin sediments in pipes.
The requirements for instrumentation for ARPS thickness measurements are formulated, for example:
— the method and sensor design must comply with nondestructive testing principle, i.e. sensors must be install on the outer surface of pipe without cutting-in;
— the measuring method must provide measurements in wide range of pipe diameters and deposit thickness;
— the requirement of metrological reliability, i.e. various destabilizing factors, such as fluctuations of flow, instability of pressure, changes of temperature values, presence of gas bubbles, irregularity of paraffin deposits and others, must not intervene to get faithful results.
Measurements of ARPS thickness may be implemented with various sensors based on different principles. Instrumentation based on ultrasound, capacitive, radiative and thermal methods are considered briefly in this paper. It was found out that ultrasound and thermal sensors are more preferable.
Combination of two types of sensors provides good results of ARPS thickness measurements in different ranges. For small values of thickness, where ultrasound sensors can't work practically due to dead zone (up to 20 mm), it is more reasonable to use the thermal sensor. For greater values of thickness it is better to use the ultrasound sensor.
The described sensor fusion help to minimize errors of ARPS thickness measurements and to improve measurement reliability. Besides survivability of the system is obtained in case of any sensor failure.
Key words: asphaltic resinous paraffine sediments (ARPS), paraffin, oil pipeline, pipeline, ultrasound method, thermal method, sensor fusion, thickness measurement, redundancy.
В процессе эксплуатации нефтепроводов на внутренней поверхности труб происходит накопление асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО), существенно ухудшающих эффективность их работы. АСПО в нефтепроводах представляют собой серьезную проблему для всех нефтетранспортных компаний. Ежегодно тратятся огромные средства на очистку внутренних поверхностей трубопроводов от этих вредных отложений. Если вовремя не производить такую очистку, то просвет сечения нефтепровода может сильно сузиться, сильно затрудняя транспортировку нефти, или перекрыться вовсе (рисунок 1).
Состав АСПО зависит от сорта перекачиваемой нефти и условий их образования. В
таблице 1 показан пример состава АСПО, определенного путем лабораторного анализа пристенных парафиновых отложений одного из сборных нефтепроводов ОАО «Башнефть» [1, с. 14]. Плотность отложений составила 920 кг/м3 (при 20 °С), а температура плавления парафина 55 °С. При этом перекачиваемая нефть содержала: парафина — 6,1 %, смол — 15,2 %, асфальтенов — 2,85 %.
Таблица 1. Состав внутритрубных отложений
Компоненты Весовое содержание, %
Парафин 56,35
Смолы 14,50
Асфальтены 2,52
Масла 23,61
Прочие углеводороды 3,05
Рисунок 1. Образцы срезов нефтепроводов с АСПО
Для удаления парафина из труб применяют различные способы: механические (очистка с помощью специальных самоходных снарядов, перемещающихся внутри трубы и удаляющих парафиновые наросты скребками, щетками или поршнями — в англоязычной литературе этот метод именуется pigging [2]); тепловые (с помощью нагрева трубопровода по длине или прокачки горячей жидкости и растапливания тем самым парафиновые отложения); химические (с применением различных растворителей или ингибиторов парафинизации, закачиваемых в трубу) [1].
О механизмах образования и роста АСПО в нефтепроводах у исследователей до сих пор нет однозначного мнения. Основную часть отложений составляют кристаллы парафина, которые при определенных условиях образуются в самой нефти и затем прилипают к внутренней поверхности трубы или вырастают непосредственно на стенке трубы. Проводились также исследования, показавшие роль газовых пузырьков в парафинизации [3]. Видимо, влияние на эти процессы оказывают одновременно несколько факторов. Это температура нефти и температура внешней среды (важны здесь значения разности этих температур и скорости их изменения), скорость перекачки нефти, давление в трубе, наличие воды и газа в потоке. Конечно, большое значение имеет и сорт самой нефти.
Для планирования и эффективного проведения дорогостоящих мероприятий по
очистке трубы от АСПО нужны достоверная информация о текущем состоянии отложений в трубе и, по возможности, прогноз их развития.
К средствам измерения толщины АСПО предъявляются следующие требования:
1) метод измерения и конструкция должны быть подчинены принципу неразру-шающего контроля, т.е. датчики должны устанавливаться на внешней поверхности трубы без врезки в нее;
2) метод измерения должен обеспечивать измерения в широких диапазонах диаметров трубы и толщин отложений;
3) должна быть обеспечена метрологическая надежность измерений, т.е. различные дестабилизирующие факторы, такие как флуктуирующий поток, изменения давления в трубе, колебания температуры внешней среды, наличие газовых пузырьков, неоднородность и неравномерность отложений и др., не должны помешать получать достоверные результаты;
4) средства измерения должны быть приспособлены к условиям удаленности коммуникационных кабелей и силовой сети от места их установки;
5) средства измерения должны быть просты в эксплуатации и безопасны.
Совмещение и одновременное выполнение всех этих требований довольно проблематично.
Измерение толщины отложений может производиться устройствами, основанными на различных физических принципах.
Рассмотрим здесь кратко средства измерения на основе ультразвукового, диэлькометриче-ского, радиационного и теплового методов измерения.
Ультразвуковой метод может быть основан на измерениях затухания или скорости распространения ультразвукового импульса, проходящего через поперечное сечение трубы. Оба способа реализуются без нарушения целостности трубы.
Первый способ, описанный в [4], основан на вычислении отношения интенсивности ультразвуковой волны, прошедшей через контролируемый материал, и интенсивностью, прошедшей через такое же вещество без отложений. По полученным значениям строят градуировочные кривые и судят о толщине отложений в трубопроводе. Недостатком данного способа является дополнительная погрешность при наличии газовой составляющей в нефти или в отложениях.
Способ, основанный на измерениях скорости ультразвука, реализован в устройстве УЛИС [5]. Датчик этого устройства на основе пьезокерамического преобразователя выполняет функции как излучателя зондирующих ультразвуковых импульсов, так и приемника импульсов, отраженных от противоположной стенки трубы. Временная задержка между излученным и принятым импульсами зависит от толщины твердых отложений, в слое которых скорость распространения уль-
тразвука значительно отличается от его скорости в жидкости.
Диэлькометрический метод [6] основан на измерении диэлектрической проницаемости субстрата, заключенного между двумя электродами, одним из которых является собственно труба, а второй изолирован от этой трубы. Он может располагаться, например, коаксиально трубопроводу. Этот метод не относится к разряду неразрушающих, так как в любом случае для установки второго электрода требуется нарушение целостности трубы.
Радиационный метод [7], в котором предполагается наличие источника радиационного излучения, проникающего сквозь стенки трубы, хорошо согласуется с принципом неразрушающих средств контроля. Недостатками метода являются необходимость обеспечения радиационной защиты и особые условия размещения и хранения радиоизотопного источника излучения.
Другим удобным неразрушающим методом является тепловой, который имеет множество модификаций. Например, в одной из его реализаций на трубопроводе соосно с ним устанавливают источник тепла в виде кольца, снимают градиент температуры в направлении от источника тепла вдоль трубопровода на его поверхности, по которому судят о размерах отложений внутри трубопровода [8].
а) расположение датчиков температуры на трубе;
б) градиент температуры для разных отложений
Рисунок 2. Один из видов реализации теплового метода измерения толщины отложений
Наиболее интересны для потребителя средства измерения отложений, основанные на методах неразрушающего контроля, т.е. такие, которые устанавливаются на внешней поверхности трубы без врезки в нее.
Главное требование к таким средствам измерений — это метрологическая надежность, которая может быть обеспечена путем их интеллектуализации, т.е. наделения их свойствами, позволяющими работать в условиях существенной неопределенности, сбоев и отказов отдельных подсистем. Это, в свою очередь, может быть обеспечено за счет избыточности. Например, за счет применения нескольких датчиков, основанных на различных физических принципах. Немаловажными требованиями являются также простота эксплуатации и безопасность.
Исходя их указанных требований авторы предложили интеллектуализированную систему измерения толщины парафиновых отложений на основе комплексирования сигналов, получаемых от ультразвуковых и тепловых датчиков.
Наиболее надежным методом измерения толщины парафиновых отложений на сегодня является ультразвуковой метод, основанный на излучении через стенку трубы ультразвукового импульса и регистрации отраженных сигналов от противоположной стенки. Важным достоинством метода является возможность установки измерительного устройства на наружной поверхности трубы без нарушения ее целостности. Причем для надежного измерения в условиях неравномерности отложений по длине окружности сечения трубы (см. правый пример на рисунке 1) желательно проведение измерений в двух и более направлениях, перпендикулярных поверхности трубы.
Датчики на основе двух названных методов нельзя назвать быстродействующими (время цикла измерения составляет несколько миллисекунд для ультразвукового метода и несколько секунд или минут для теплового), но в данном случае быстродей-
ствия и не требуется — медленная динамика накопления отложений вполне позволяет использовать такие датчики.
В алгоритм работы системы заложена процедура фильтрации с использованием фильтра Калмана. Результирующие значения толщины отложений вычисляются в виде взвешенной суммы результатов ультразвуковых и тепловых измерений, где весовые коэффициенты обратно пропорциональны дисперсиям оценок этих результатов. Эта процедура часто используется в авиационных системах [9].
В программное обеспечение модуля обработки сигналов ультразвукового датчика входит также процедура обнаружения некондиционности измерений, которая распознает такие ситуации, как прохождение по трубе объекта, вызывающего кратковременные аномальные изменения сигнала (прохождение воздушного пузыря или очистного устройства). Аналогичная процедура обнаружения критической помехи есть и в обработчике сигналов теплового датчика. В любом случае некондиционность сигналов приводит к изменению режима комплексирования результата: некондиционные текущие отсчеты вовремя исключаются из рассмотрения.
Сочетание двух типов датчиков позволяет более эффективно выполнять измерения толщины отложений в разных диапазонах. В диапазоне малых толщин, где работа ультразвукового датчика осложнена наличием «мертвой зоны» (до 20 мм), предпочтительнее использовать информацию с теплового датчика. В диапазоне толщин более 20 мм эффективнее использовать ультразвуковой датчик.
Комплексирование сигналов указанных датчиков позволяет одновременно не только снизить уровень погрешности измерений толщины отложений и повысить их надежность, но и сохранить живучесть системы в случае отказа одного из датчиков.
Список литературы
1. Хасанова К.И. Развитие технических средств и технологий очистки нефтепроводов от асфальтосмолопарафиновых отложений: дисс. ... канд. техн. наук. Уфа: Уфимский гос. нефтяной техн. университет, 2013.
2. Cordell J., Vanzant H. The Pipeline Pigging Handbook. 3rd Edition. Clarion Technical Publishers, Houston, 2003.
3. Дмитриев М.Е. Совершенствование систем мониторинга парафинизации нефтепроводов шельфовых месторождений: дисс. ... канд. техн. наук. Уфа: Уфимский гос. нефтяной техн. университет, 2011.
4. Пат. 2098754 РФ, МПК G 01 B 17/02. Способ измерения толщины слоя отложений на внутренних стенках водопроводных труб / В.Г. Саиткулов, Д.Л. Бурлаков (РФ). 94042611/28; заявл. 30.11.1994, опубл. 10.12.1997.
5. Индикаторы прохождения очистных устройств по нефтепроводу УЛИС/УЛИС-А: Сайт компании «Росэнергоучет». URL: http:// www.rosenergouchet.ru/production/produc-tion_15.html. (Дата обращения: 05.09.2017).
6. Орлов А.И. Метод оперативного контроля состояния парафиновых отложений при очистке демонтированных нефтепро-водных труб: дисс. ... канд. техн. наук. Казань: Казанский гос. энергетический университет, 2011.
7. Семенюк А.В., Коптева А.В. Неразру-шающий метод контроля АСПО в магистральном нефтепроводе // Современная наука и практика. № 4 (9). 2016. С. 48-53.
8. Пат. 2344338 РФ, МПК F 17 D 1/16, G 01 B 17/02. Способ определения толщины отложений на внутренней поверхности трубопроводов / Г.Я. Ахмедов (РФ). 2007118355/28; заявл. 16.05.2007; опубл. 20.01.2009.
9. Борисов Е.Г., Турнецкий Л.С. Ком-плексирование координатной информации в бортовой многодатчиковой системе наблюдения // Информационно-управляющие системы. 2012. № 2. C. 67-73.
References
1. Hasanova K.I. Razvitie tehnicheskih sredstv i tehnologij ochistki nefteprovodov ot asfal'tosmoloparafinovyh otlozhenij: diss. kand. tehn. nauk. Ufa: Ufimskij gos. neftjanoj tehn. universitet, 2013.
2. Cordell J., Vanzant H. The Pipeline Pigging Handbook. 3rd Edition. Clarion Technical Publishers, Houston, 2003.
3. Dmitriev M.E. Sovershenstvovanie sistem monitoringa parafinizacii nefteprovodov shel'fovyh mestorozhdenij: diss. kand. tehn. nauk. Ufa: Ufimskij gos. neftjanoj tehn. universitet, 2011.
4. Pat. 2098754 RF, MPK G 01 B 17/02. Sposob izmereniya tolshchiny sloya otlozhenii na vnutrennikh stenkakh vodoprovodnykh trub / V.G. Saitkulov, D.L. Burlakov (RF). 94042611/28; zayavl. 30.11.1994, opubl. 10.12.1997.
5. Indikatory prohozhdenija ochistnyh ustrojstv po nefteprovodu ULIS/ULIS-A: Sajt kompanii «Rosjenergouchet». URL: http:// www.rosenergouchet.ru/production/produc-tion_15.html. (assessed 05.09.2017).
6. Orlov A.I. Metod operativnogo kontrolja sostojanija parafinovyh otlozhenij pri ochistke demontirovannyh nefteprovodnyh trub: diss. kand. tehn. nauk. Kazan': Kazanskij gos. jenergeticheskij universitet, 2011.
7. Semenjuk A.V., Kopteva A.V. Nerazru-shajushhij metod kontrolja ASPO v magistral'nom nefteprovode // Sovremennaja nauka i praktika. 2016. № 4 (9). S. 48-53.
8. Pat. 2344338 RF, MPK F 17 D 1/16, G 01 B 17/02. Sposob opredeleniya tolshchiny otlozhenii na vnutrennei poverkhnosti truboprovodov / G.Ya. Akhmedov (RF). 2007118355/28; zayavl. 16.05.2007; opubl. 20.01.2009.
9. Borisov E.G., Turneckij L.S. Komplek-sirovanie koordinatnoj informacii v bortovoj mnogodatchikovoj sisteme nabljudenija // Informacionno-upravljajushhie sistemy. 2012. № 2. S. 67-73.
