Многопараметрический мониторинг магистральных нефтепроводов на основе радиоизотопного излучения

На сегодняшний день при добыче нефти и газа из добычной скважины, как правило, извлекается не чистые нефть и газ, а нефте-газоводяная эмульсия [45,51]. Неточность выполнения измерений и контроля транспортируемой нефти в измерительных линиях коммерческих узлов учета нефти, недостоверность полученных лабораторных результатов о качестве углеводородного сырья приводят к многомиллионным потерям для государства и предприятия, создает разногласия между поставщиком и потребителем, обостряет обстановку как внутри страны, так и на международной арене, уменьшает эффективность управления технологическими процессами и снижает уровень производства. Потребность в измерении концентраций включений, например, свободного газа в потоках товарной нефти в измерительных линиях коммерческих узлов учета на нефтеперекачивающих станциях магистральных нефтепроводов сегоднянаиглавнейшая проблема. Это вызвано многими факторами, например, так называемым дисбалансом количества нефти, который представляет собой существенное различие показателей с расходомеров нефтедобывающего предприятия и заказчика. Имеется ввиду тот факт, что газовые включения в нефтяном потоке регистрируется турбинными расходомерами как объем нефти, а газ в процессе транспортировки выходит в атмосферу, что и создает различие в показаниях добытой нефти и её количества, доставленного потребителю. Доказано, что вся транспортируемая нефть содержит большое количество различных примесей, таких как свободный газ, воду, твердые включения, парафины и т. д. Причем содержание газа составляет порядка двух, а порой и более процентов от всего объема транспортируемого потока. Так в 80-х годах прошлого столетия эти различия между результатами показаний измерительной аппаратуры двух крупных держав «вылились» в 2 млн.т. При добыче в России около 500 млн. т в год (по данным федеральной службы госстатистики на 2012 год) это недопустимо, возникают серьезные разногласия между странами (экспорт-импорт), а также между владельцами отдельных месторождений и I 3 I 5 покупателями внутри страны. Эти противоречия дестабилизируют обстановку внутри страны, обостряют отношения, создают противоречия на международной арене [43].

Для повышения уровня производства на газонефтяных предприятиях и получения экономического эффекта необходимо применять высоконадежные и высокоточные системы технологического контроля.

На российских нефтедобычных предприятиях покомпонентное разделение нефти происходит, например, путем отстаивания водонефтяной смеси в больших емкостях, где они разделяются по удельной плотности — нефть и вода разделяются в емкостях по удельному весу, где вода затем сливается через отверстия на соответствующей высоте емкости-отстойника. Однако, этот канонический метод очень трудоемкий, а главное, занимает значительное количество времени, что снижает производительность, увеличивает капитальные затраты. Поэтому, одной из важнейших задач для нефтепроизводителей на сегодня является разработка принципа и структуры адекватных измерительных систем для точного определения состояния многокомпонентных потоков.

Эффективность измерительных приборов напрямую зависит от отсутствия влияния на ход исследуемых процессов. Измерить процессы в потоке при его транспортировании, не нарушив его целостность и структуру возможно сейчас только одним способом — с помощью волновых методов. Мы имеем смелость заявить, что на сегодняшний день не существует более точных и эффективных способов, поэтому все наши исследования и обоснования для приборов контроля потоков выполнены именно к приборам волнового контроля. Разрабатываемая аппаратура может применяться в научных исследованиях, проводимых в интересах нефтяной, газовой и угольной промышленностей, геологии, ядерной энергетики, химической и горной отраслей промышленности. Такая широкая область применения еще раз доказывает ценность предлагаемого нами метода.

Работа выполнена сотрудниками кафедры ЭЭЭ Санкт-Петербургского национального минерально-сырьевого университета при поддержке научно-производственной организации ООО «Комплекс-Ресурс» и ООО «Лукойл-Коми».

Актуальность работы. Процесс измерения расхода, количества, микроконцентраций различных включений в транспортируемый поток углеводородов, таких как количества свободного газа, воды, а также толщины парафиновых отложений на внутренней стенке трубопровода недостаточно изучен, что препятствует достоверному их мониторингу.

Требования государственного стандарта ГОСТ Р 8.615−2005, который устанавливает общие метрологические и технические требования к измерениям количества сырой нефти, нормы погрешности измерений с учетом параметров сырой нефти не выполняются, ввиду нерешенной задачи определения концентраций различных включений в газожидкостных потоках транспортируемого сырья для измерения многофазных многокомпонентных потоков в динамическом режиме. Важно отметить, что невозможно обеспечить надежную и эффективную работу магистральных нефтепроводов на стадии проектирования, поскольку характер распределения пузырей свободного газа и парафиновых отложений и их количество в трубе носит хаотический характер и в настоящее время заранее его невозможно точно описать математическими законами.

На подводных нефтяных магистралях скопления свободного газа вызывают большие пульсации потока и вибрации труб, что является причиной усталостного разрушения материала трубопроводов, изменения формы, появления трещин и приводит к авариям. Также, при транспортировке нефтяного потока парафин откладывается на стенки трубопровода, что уменьшает проходной диаметр, создает аварийные ситуации, снижает производительность всей нефтетранспортной системы и повышает энергозатраты. Погрешности при выполнении измерений и контроле транспортируемой нефти магистральными нефтепроводами, недостоверность полученных лабораторных результатов о качестве углеводородного сырья приводят к многомиллионным потерям для государства и предприятия, разногласиям между поставщиком и потребителем, обусловленных неточным измерением массового расхода нефтяных потоков, а также снижает эффективность управления технологическими процессами.

Вопросами радиоизотопного контроля нефтяных потоков занимались ученые Проскуряков P.M., Газин Д. И., Кратиров В. А., Брагин Б. С., Левашов Д. С., Моисеев A.A., Гареев М. М. и другие. Однако в условиях транспортировки углеводородов магистральными нефтепроводами остается нерешенной задача обнаружения и измерения толщины парафиновых отложений на внутренних стенках, а также уменьшения динамической составляющей погрешности измерений.

Разработка точной радиоизотопной измерительной системы должна обеспечить мониторинг магистральных нефтепроводов, включающий определение отложений на внутренних стенках трубопровода, компонентного состава и расхода нефтяных потоков, компенсацию систематических и динамических погрешностей измерения за счет корректировки градуировочной характеристики в процессе работы прибора с использованием метода статистических пульсационных измерений и скользящего среднего, а также автоматизацию нефтепроводов как важной составной части открытой информационной системы.

Таким образом, тема исследований представляется актуальной и направлена на повышение эффективности учета потоков углеводородов и толщины отложений в трубопроводе в транспортном комплексе предприятий нефтедобычи.

Цель работы: повышение точности определения состава и параметров непрерывных многокомпонентных нефтяных потоков и толщины отложений на внутренней поверхности трубопровода.

Идея работы: повышение точности измерения нефтяных потоков и толщины отложений достигается комплексной автоматизацией измерений на основе радиоизотопного излучения с использованием адаптивной системы для селективного определения количества компонентов, входящих в состав нефтяных потоков, а также осажденных на внутреннюю часть трубопровода смолистых, парафиновых и асфальтеновых составляющих потока.

Для реализации поставленной цели необходимо решить следующие задачи исследования:

1. Провести анализ существующих методов измерения нефтяных потоков, а также толщины отложений при транспортировке углеводородов с помощью трубопроводов.

2. Обосновать выбор радиоизотопного метода: для селективного измерения компонентов, входящих в состав нефтяных потоков, а также осажденных на внутреннюю часть трубопровода отложенийдля измерения расхода и скорости потока.

3. Разработать методику и алгоритмы адаптивной системы измерений отдельных компонентов нефтяных потоков с использованием метода скользящего среднего, автоматизировать процесс измерений на основе микропроцессорной техники с целью автоматической корректировки градуировочной характеристики непосредственно в процессе измерений.

4. Обосновать и разработать метод измерения толщины парафинового слоя при транспортировке нефти нефтепроводами и создать алгоритмы вычислений и обработки результатов измерений.

5. Создать лабораторную установку для: исследования процессов взаимодействия гамма-излучения с измеряемыми веществамиопределения оптимального расположения блоков излучения и детектированияоценки влияния различных факторов на информативную способность измерительной системыградуировки системы в статическом режиме.

6. Создать математическую модель радиоизотопной измерительной системы нефтяных потоков, разработать критерии достоверности и произвести оценку сходимости результатов экспериментальных и теоретических исследований.

7. Разработать систему статической градуировки прибора в зависимости от толщины парафиновых отложений внутри трубопровода и от массы включений в нефти. р. и 1.

Защищаемые научные положения:

1. Интеллектуализация вторичного прибора радиоизотопной измерительной системы с соосным расположением источника гамма-квантов и блока детектирования прямого и рассеянного излучения на основе адаптивной системы с цифровой обработкой сигналов преобразования случайного стационарного и нестационарного характера по методу скользящего среднего позволяет автоматически корректировать градуировочную характеристику измерительной системы, уменьшая динамическую составляющую погрешности измерений, тем самым повышая точность измерения.

2. Выявлена функциональная зависимость интенсивности гамма-квантов от изменения состава отложений на внутренней стенке трубопровода, позволяющая на основе эффекта фотоэлектронного поглощения узкоколлимированного пучка радиоизотопного излучения измерять толщину парафиновых отложений и количество компонентов в составе осажденного слоя, и обеспечивающая высокую точность измерения и отсутствие контакта с измеряемым потоком.

Методы исследований. В основе работы применено обобщение и анализ теории и практики применения волновых методов измерений при контроле многокомпонентных потоков. В работе использовались методы компьютерного математического моделирования с созданием виртуальных приборов в среде Ьа1мешметод статистических испытанийпостроение лабораторной установки первичного преобразователя для оценки характера взаимодействия гамма-излучения с веществамистатистическая обработка выходных сигналовэкспериментальные исследования и проведение натурных испытаний в лаборатории и на нефтедобывающем предприятии.

Научная новизна работы:

1. Разработан метод адаптивной системы измерения радиоизотопной системы, обеспечивающая наименьшие погрешности при измерении характеристик потока и осуществления покомпонентного измерения микроконцентраций включений потока на основе метода скользящего среднего с автоматической корректировкой градуировочных характеристик прибора.

2. Разработан метод одновременного мониторинга компонентного состава и парафиновых отложений на внутренней стенке трубопровода за счет использования узкоколлимированного пучка радиоизотопного излучения.

3. Научно обоснована имитационная математическая модель работы измерительной системы и критерии достоверности для определения количества отдельных компонентов нефтяных потоков и толщины отложений на внутренней поверхности трубопровода.

Обоснованность и достоверность выводов и рекомендаций.

Доказаны на основе объективности, воспроизводимости и точности результатов экспериментов, с близкой сходимостью с теоретическими исследованиями при анализе веществ, находящихся внутри стального трубопровода с использованием известных законов поглощения средами гамма-квантов. Результаты экспериментов подтверждаются актом испытания ООО «Лукойл-Коми», где проводились испытания.

Практическая ценность работы заключается в следующем:

1. Разработан комплекс методик, полученных опытно-аналитическим путем для оценки энергоинформационных характеристик метода и прибора, автоматической коррекции, в рабочем режиме градуировочных характеристик.

2. Разработана структура, функциональные и инструментальные составляющие радиоизотопной измерительной системы для измерения состава и толщины отложений на внутренней стенке трубопровода при транспортировке нефти.

3. Созданы рекомендации и научно-технические решения по полной автоматизации системы измерений, программное обеспечение адаптивной измерительной системы для обработки сигналов, генерируемых объектом измерения.

4. Создана лабораторная установка для определения оптимального расположение элементов измерительной системы и градуировки прибора.

5. Программное обеспечение и методика адаптивных измерений использованы в реальных приборах.

Реализация выводов и рекомендаций работы. Результаты диссертационной работы согласованы и переданы к использованию в НПФ ООО «Комплекс-ресурс».

Личный вклад автора:

По итогам патентного поиска и на основе литературных источников, обоснованы возможности применения радиоизотопного метода для измерения толщины осажденных веществ на стенке трубопровода. Исследованы методами лабораторного и имитационного моделирования основные закономерности, связывающие искомые информативные параметры и характеристики материалов с выходным сигналом первичного преобразователя системы. Разработан способ измерения многофазных многокомпонентных потоков за счет применения адаптивной системы измерения с автоматической коррекцией градуировочной характеристики и компенсацией динамической составляющей погрешности. Проведены экспериментальные исследования по определению содержания парафинов на стенках трубопровода. Рассчитаны зависимости по количественному измерению параметров отдельных компонент многокомпонентных потоков. Разработана математическая модель и виртуальный прибор определения интенсивности импульсов при случайном недопустимом изменении объемной плотности в потоке. Создан лабораторный стенд для определения оптимального расположения блоков детектирования и доказана возможность использования прямого и рассеянного излучения при контроле нефтяных потоков одним детектором.

Апробация работы. Основные положения и результаты работы докладывались и получили положительную оценку на конференциях:

— в краковской горно-металлургической академии на VI международной конференции «VI Krakowska Konferencja Mlodych Uczonych», Польша, 2011 г.;

— во фрайбергской горной академии на конференции «Scientific reports on resource issues», Германия;

— на научных семинарах энергетического факультета национального минерально-сырьевого университета «Горный».

По результатам исследований получены 2 гранта Правительства Санкт-Петербурга 2011 г. и 2012 г.

Публикации. По теме диссертационной работы опубликовано 11 печатных работ, в том числе 4 в изданиях, входящих в список рекомендуемых ВАК Минобрнауки России.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

.

В диссертации приведены новые научно-технические решения, направленные на увеличение точности системы радиоизотопного измерителя плотности и информационного КПД всей системы. Показано, что необходим учет рассеянного излучения при описании характера и состава контролируемой среды.

Установлены зависимости для определения скорости жидкости «меточным» способом и расходов по методу «площадь-скорость». Описан способ определения плотности нефти, её флуктуации, а также доли части поперечного сечения трубопровода, занятой газом, и доли воды радиоизотопным методом. Разработаны алгоритмы вычислений и обработки результатов измерений параметров отдельных компонент многокомпонентных потоков, а также система автоматического бесконтактного контроля уровня парафинов на стенках магистрального трубопровода при транспортировке нефти. В результате выполненных исследований удалось повысить эффективность определения отдельных компонентов многофазного многокомпонентного потока и уровня парафиновых отложений в магистральном нефтепроводе в местах учета углеводородной продукции при введении комплексной автоматизации измерений нефтяного и газового потока с использованием жесткого электромагнитного излучения.

Представленные в отчете результаты научных исследований соответствуют требованиям к диссертации, указанным в паспорте специальности.

Анализ радиоизотопной измерительной системы с использованием эффектов комптоновского рассеяния и фотоэлектрического поглощения гамма-излучения материалом стенок трубопровода и веществами при измерении многофазных потоков позволяет повысить достоверность получаемых результатов и, как следствие, повысить уровень производства на нефтяных предприятиях РФобеспечить надежность, долговечность, отсутствие контакта с измеряемым потоком и дешевизну по сравнению с существующей методикой и инструментальными средствами измерений, применяемых на территории Российской Федерации.

Полученные научные выводы предполагается использовать в образовательном процессе при рассмотрении вопросов автоматизации производственных процессов при транспортировке нефти, анализе качества добываемого сырья на трансрегиональных трубопроводах и узлах учета нефти и газа, на нефтегазовых месторождениях в системе подготовки специалистов нефтегазового производства и при решении проблем надежности магистральных трубопроводов. Полученные данные предполагается использовать в метрологических службах российских нефтяных предприятий.