автореферат диссертации по приборостроению, метрологии и информационно-измерительным приборам и системам, 05.11.13, диссертация на тему:Многопараметрический мониторинг магистральных нефтепроводов на основе радиоизотопного излучения

На правах рукописи

ШШ1ШШ111Ш«»»»..........

005061457

КОПТЕВА Александра Владимировна

МНОГОПАРАМЕТРИЧЕСКИИ МОНИТОРИНГ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ НА ОСНОВЕ РАДИОИЗОТОПНОГО ИЗЛУЧЕНИЯ

Специальность 05.11.13 - Приборы и методы контроля

природной среды, веществ, материалов и изделий

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

6 Ш! ■ ::]

САНКТ-ПЕТЕРБУРГ - 2013

Работа выполнена в федеральном государственном бюджетном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Национальный минерально-сырьевой университет «Горный»

Научный руководитель доктор технических наук, профессор

Проскуряков Руслан Максимович

Официальные оппоненты:

Катушкин Владимир Петрович доктор технических наук, профессор, ФГБОУ ВПО «Санкт-Петербургский государственный технологический институт (технический университет)», кафедра электротехники и электроники, заведующий кафедрой

Малыхина Галина Федоровна доктор технических наук, профессор, ФГБОУ ВПО «Санкт-Петербургский государственный политехнический

университет», кафедра измерительных информационных технологий, заведующий кафедрой

Ведущая организация - ФГБОУ ВПО «Санкт-Петербургский государственный электротехнический университет «ЛЭТИ» им. В.И. Ульянова».

Защита состоится 25 июня 2013 г. в 12 ч. 30 мин. на заседании диссертационного совета Д 212.224.07 при Национальном минерально-сырьевом университете «Горный» по адресу: 199106, Санкт-Петербург, 21-я линия, д. 2, ауд. № 7212.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Национального минерально-сырьевого университета «Горный».

Автореферат разослан 24 мая 2013г.

УЧЕНЫЙ СЕКРЕТАРЬ ГАБОВ

диссертационного совета Виктор Васильевич

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы. Процесс измерения расхода, количества, микроконцентраций различных включений в транспортируемый поток углеводородов, таких как количество свободного газа, воды, а также толщины парафиновых отложений на внутренней поверхности 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 точного 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 зависимостями.

На подводных нефтяных магистралях скопления свободного газа вызывают большие пульсации потока и вибрацию труб, что является причиной усталостного разрушения материала трубопроводов, изменения формы, появления трещин и приводит к авариям. При транспортировке нефти 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 корректировкой градуировочной характеристики в процессе работы прибора с использованием метода 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 отложений; для 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 веществами; определения оптимального расположения блоков излучения и детектирования; оценки влияния различных факторов на информативную способность измерительной системы; градуировки 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.

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 Ьа1те\у; метод статистических испытаний; построение лабораторной установки первичного преобразователя для оценки характера взаимодействия гамма-излучения с веществами; статистическая обработка выходных сигналов; экспериментальные 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 Miodych Uczonych», Польша, 2011 г., во Фрайбергской горной академии на конференции «Scientific reports on resource issues», Германия, научных семинарах энергетического факультета национального минерально-сырьевого университета «Горный».

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

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, 4 глав и заключения, изложенных на 131 страницах. Содержит 50 рисунков, 12 таблиц и список литературы из 101 наименования.

Во введении представлена общая характеристика и обоснована актуальность диссертационной работы.

В главе 1 проведен критический обзор существующих средств и методов качественного и количественного покомпонентного измерения нефтяных потоков и отложений на внутренних стенках трубопровода. Обоснован выбор волнового метода измерения потоков и доказано преимущество радиоизотопной системы при многопараметрическом мониторинге магистральных нефтепроводов.

В главе 2 проведен анализ радиоизотопной измерительной системы на основании энергоинформационной теории. Проведено исследование взаимодействия гамма-излучения с измеряемым веществом, а также даны рекомендации по методике исследований и взаимному расположению блоков детектирования и источника

излучения. Разработан виртуальный прибор в среде ЬаЬшеш, с возможностью моделирования случайного сигнала вторичного преобразователя, автоматической корректировки градуировочной характеристики, посыла сигнала оператору при достижении сигналом заданного уровня. Проанализированы основные источники погрешности измерений. Разработана адаптивная система измерения многофазных потоков в изменяющихся условиях с целью увеличения точности.

В главе 3 проведено обоснование и разработка метода измерения толщины парафиновых отложений с помощью радиоизотопного излучения, рассчитан линейный коэффициент ослабления веществом, описан алгоритм измерений.

В главе 4 проведено обоснование использования адаптивной системы измерений на основании сравнения результатов экспериментов существующей разработанной и системы.

В заключении представлены основные выводы по результатам исследований в соответствии с целью и поставленными задачами.

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 ногрешности измерений, тем самым повышая точность измерения.

На основании проведенного патентного поиска, анализа литературы и поставленных задач сделан вывод, что наиболее достоверным методом измерения плотности нефтяных потоков является метод, основанный на радиоизотопном излучении.

Согласно предлагаемой методике, основанной на радиоизотопном излучении, мониторинг транспортируемой нефти

должен осуществляться согласно схеме (рисунок 1).

Коллимированный луч гамма-излучения радиоизотопной измерительной системы (рисунок 2) пронизывает стенку трубопровода и взаимодействует с контролируемым потоком. При прохождении гамма-излучения через вещество происходит преобразование энергии гамма-квантов в элементарных актах их взаимодействия с молекулярной структурой среды. Узко-коллимированный радиоизотопный источник излучения и приемники располагаются таким образом, чтобы осуществлять измерение интенсивности прямого излучения, прошедшего сквозь исследуемую среду, и интенсивности излучения, рассеянного средой под определенными углами, контролируя всё сечение трубопровода. Далее производится анализ энергетического спектра зарегистрированного детектором излучения, выбираются диапазоны (энергетические окна), в которых осуществляется подсчет энергии прямых и рассеянных гамма-квантов. Анализ и обработка полученных данных позволяют определить плотность жидкости в трубопроводе, содержание в ней включений (газ, вода, мех.примеси), толщину отложений на стенке трубопровода.

Для прямого излучения, прошедшего через стальной трубопровод с осажденными парафиновыми частицами на внутренней стенке, нефтяной поток, включающий газовую составляющую, закон Гуго-Ламберта-Бера, определяющий уменьшение интенсивности потока гамма-излучения принимает вид:

Кря, =/0 -ехр[-(МстРс^сп, +МНРИЛН +И„РпЛп +МгРг<*г)]> 0) где 1прям! 1о — интенсивности потока прямого излучения при наличии и при отсутствии контролируемой среды соответственно; цст, цн, цп, цг -массовые коэффициенты ослабления прямого излучения сталью, нефтью, парафином и газом соответственно; с1ст, ё„, с1п, с!г, -толщина слоя, соответствующая веществам стали, нефти, парафина и газа, при прохождении гамма-излучения соответственно.

Энергия фотона, претерпевшего рассеяние может быть определена из известного выражения:

К = Ет-1"/?С05е'-, (2)

г 1-/?соз02 сое ©)/£:/

где Ет - начальная энергия фотона; р - скорость электрона; ©1 -угол между векторами движения электрона и падающим фотоном; ©2 - угол между векторами движения электрона и рассеявшимся фотоном; Ее - энергия электрона; © - угол между векторами движения падающего и рассеявшегося фотона.

Следовательно, энергия фотона зависит от угла рассеяния, а данные, полученные блоками детектирования, установленными на внешней стенке трубы и регистрирующими прямое и рассеянное излучение, могут изменяться в зависимости от их расположения относительно измеряемого потока.

В целях нахождения максимального количества информации в зависимости от расположения элементов системы разработана и испытана лабораторная измерительная установка (рисунок 3). Смещением блоков детектирования относительно оси участка трубопровода на 1°, фиксировалось значение прямого и рассеянного излучения как количества гамма-квантов каждые 4мс и усредненных за 1 мин. По полученным данным построена зависимость (рисунок 4 (а)), по которой можно сделать вывод, что распространение прямого излучения происходит с минимальным углом рассеяния; кривая распределения в зависимости от угла поворота установки близка к квадратичной; максимальное значение полезного сигнала прямого излучения регистрируется при соосном расположении блоков детектирования и излучения по разные стороны трубопровода.

При увеличении расстояния между источником гамма-излучения и контролируемым потоком интенсивность излучения будет уменьшаться, а узкий пучок гамма-квантов будет претерпевать малые рассеяния, уменьшая полезный сигнал. По данным эксперимента (рисунок 4 (б)) можно сделать вывод, что интенсивность зарегистрированных гамма-квантов достигает максимального значения на расстоянии 10 см от объекта измерений и по мере отдаления излучателя до отметки 30 см снижается несущественно:

N

прл*. 10

492,340-491,993

492,340 201,195-201,038 201,195

100% = 0,07%;

100% = 0,08%.

Т.к. инструментальная погрешность от установки детектора на 30 см будет минимальной и удовлетворительной, то в целях технического доступа к источнику излучения и поддержания требуемого состояния элемента решено установить детектор на расстоянии 30 см от нефтяного потока.

Рисунок 4 - Зависимости интенсивности излучения от взаимного расположения элементов системы а - зависимость интенсивности прямого и рассеянного излучения от угла поворота детектора относительно трубопровода; б - зависимость интенсивности прямого и рассеянного излучения от расстояния

источника до трубопровода. Меняя взаимное расположение блоков детектирования и излучения, детектировался поток рассеянного излучения (рисунок 4 (а), кривая Npacc.). Максимум сигнала отмечался в двух точках, соответствующих углам поворота установки на 90° и 270° относительно источника. При этом интенсивность зарегистрированных гамма квантов, прошедших через вещество в промежутке от 270° до -90° минимальна, функции приближаются к линейной зависимости у — х/ 2. В промежутке от 90° до 270° функция приближается к горизонтальному плато, причем коэффициент взаимной корелляции между функциями распределения гамма-квантов в точках, соответствующих максимуму сигнала и углам поворота установки на 90° и 270° и на 180° равняется R=0,998.

Количественное измерение фаз потока

Измерение скорости потока

А,В

И

т

Уд,

Объемный расход

И

Покомпонентное

измерение плотности потока

Ра, Рв

Измерение толщины отложений

м

Массовый расход

Достоверный мониторинг нефтетранспортной системы

Рисунок 1- Алгоритм мониторинга нефтяных потоков радиоизотопной измерительной системой.

А-А

Рисунок 2 - Схема радиоизотопной измерительной системы 1 - нефтяной поток, движущийся со скоростью V; 2 - блок источника излучения; 3 - радионуклид Сб137; 4 - блок детектирования излучения,

состоящий из сцинтилляционного счетчика и фотоэлектронного умножителя; 5 - блок обработки (ЭВМ); 6 - парафиновые отложения; 7 - свободный газ; 8 - стенка трубопровода.

7Ш

ШШШШШШШт

шшшшшшт

ШшШШШШтШШ>

Рисунок 3 - Лабораторная установка для определения оптимального расположения БД относительно БИ 1 — участок трубопровода; 2 - нониусный механизм поворота; 3 - блок детектирования; 4 - источник излучения; 5 - контрольно-измерительное окно; 6 - нониусная регулировочная шкала; 7 - ручная система поворота.

'C£L

2

ЕГ

s=

сз i" -

¡8>ffl

Г"

t-«> X I Cot* SM 2 CUpi.

екп a &

subarray

EH

subarray 2

size(s)

>

Ш"

Waveform Graph

sampling

LshJ order

freq: fs

^ i_

SL

low cutoff freq: fl

-Б-"-

Ш

Waveform Graph 2

high cutoff freq: ¡fh

Sli-

Рисунок 6 - Имитационная модель в системе Labview.

¿'й-¡Г О ?< 'Г -1:. 1 :

У/ау^огт ОгзрК 2 Но1:0 И

••«■л - ___;____

/0 у'

;оо -

- 1 /

*> у

:оо - о.

£ /

100- Х^С'Л 2

- -

'0-

о - 1 | 1 1. 1 > о.: и о> ■ 1 ОС 1.0

Регину

Рисунок 5 - Градуировочные характеристики прибора: 1 - базовая градуировочная характеристика; 2 - расчетная градуировочная характеристика; 3 -уточненная градуировочная характеристика.

Рисунок 8 - Алгоритм автоматической корректировки градуировочной характеристики и формирования уточненной градуировочной характеристики.

Таким образом, можно сделать вывод, что детектирование прямого и рассеянного излучения возможно одним блоком детектирования, установленным соосно с блоком излучения, отнесенным на 30 см от контролируемого потока.

Наличие большого числа градуировочных характеристик в памяти прибора по каждому компоненту рождает дополнительную инструментальную погрешность, когда при одних и тех же значениях Ы, происходит несколько разных событий. Например, при появлении скопления газа и в момент изменения плотности нефти, соответствующих времени 11 и 12, величины амплитуд выходных сигналов N(¡1) и равны. В момент, когда прибор должен

переключиться на новую градуировочную характеристику, он отмечает наличие свободного газа в потоке и продолжает какое-то время работать на старой градуировочной характеристике. Также, дополнительные погрешности возникают и в процессе работы прибора, с течением времени растет систематическая погрешность, связанная с динамикой физических процессов, происходящих в потоке: изменение температуры, дрейф электроники, изменение сорта нефти и другие. Наряду с систематической, также существенное влияние может иметь и случайная погрешность, вызванная случайными факторами.

Для повышения точности измерений и компенсации влияния основных составляющих погрешности введена адаптивная система обработки результатов выходного сигнала с блока детектирования во вторичном преобразователе радиоизотопной измерительной системы. Так как нефть представляет собой гетерогенный поток с большим числом различных состояний, выходной сигнал первичного преобразователя Ni представляется в виде распределения «белый шум». Этот непрерывный сигнал адаптивная система дискретизирует по времени, величина которого определяется по теореме Котельникова, т.е. определяется интервал времени А к и последовательность отсчетов. Для нефтяных потоков Дк=2 мс. Вычисляется значение подинтегральной кривой на Ак, это соответствует площади под участком функции с основанием А к , после чего делится на величину этого интервала. Таким образом

определяется каждая точка новой градуировочной характеристики с большим числом испытаний.

Далее происходит усреднение базовой градуировочной характеристики, определяемой в лабораторных условиях и занесенной в память прибора (зависимость 1 рисунок 5), и вычисленного значения (зависимость 2 рисунок 5), представляющие величину плотности потока р, и строится уточненная градуировочная характеристика (зависимость 3 рисунок 5). Данную процедуру проводим всему динамическому диапазону в течение всего времени процесса измерений. Т.о. сигнал информативного параметра, полученный как соотношение числа импульсов прямого и рассеянного излучения подается на интегратор входного сигнала на отрезках времени Ак, и этот результат усредняется со значением измеренного параметра с использованием градуировочной характеристики. Результат измерений при этом является одновременно координатой новой, уточненной градуировочной характеристики. По числу гамма-квантов прямого и рассеянного излучений, пронизывающих поток, определяют плотность вещества с компонентом по известным соотношениям, вычисляют количество компонента или измеряют это количество по предварительно отградуированному в статике прибору. Градуировочная характеристика переключается по переднему фронту, создаваемому примесью в потоке, на усредненную градуировочную характеристику потока с компонентом. Т.о. происходит процесс адаптации прибора к случайным изменениям плотности.

На основании предложенной гипотезы разработана имитационная модель (рисунок 6), где выходной сигнал подчиняется закону распределения Пуассона. На него накладываются случайные всплески заданной величины и соответствующие включениям газа в потоке. Выходные сигналы прямого и рассеянного излучений представлены на рисунке 7. На выходной сигнал накладываются мультипликативные и аддитивные составляющие погрешности, изменяющие положение прямой относительно оси X и угол наклона. В память виртуального прибора занесены основные базовые градуировочные характеристики,

связывающие интенсивность излучения и плотность вещества. Каждая точка градуировочной характеристики вычисляется за интервал 2 мс и по усредненной градуировочной характеристике определяется плотность потока. Адекватность методики проверялась сравнением заданных параметров и вычисленных. Она отвечает требуемой точности прибора.

Для анализа новой измерительной системы статистических пульсационных измерений проводились натурные исследования на рабочем эталоне. Структурная схема процесса измерения нефтяных потоков приведена на рисунке 8. По результатам испытаний на нефтедобычном предприятии относительные погрешности измерений свободного газа составили не более 0,2%.

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.

По данным НП «Центр Экологии ТЭК» из-за аварий в процессе транспортировки предприятия за год теряют примерно 3,5-4,5% транспортируемой нефти, что составляет при добыче около 600 млн.т., примерно 21-27 млн.т. нефти. Экономически это означает, что при авариях государство и предприятия, теряют около 16,6 -21,3 млрд. долларов. Общее число аварий в России за 2012 год, спровоцированных парафиновыми отложениями составляет порядка 19%, т.е. каждая пятая авария при транспортировке нефти возникает именно из-за отложений парафинов на стенки трубопровода (таблица 1).

Потери напора из-за уменьшения проходного диаметра при наличии отложений к «чистому» трубопроводу:

л и Ъ й ^ = 1/2 ^ (4)

#1 V, V? ^ (сД-2#)5'

где Н| 2 - потери напора на трение трубопровода с парафином и без парафина; - коэффициент гидравлического сопротивления при наличии и отсутствии парафиновых отложений; У12 - скорость нефтяного потока при наличии и отсутствии парафина; ¿1,2 - диаметр проходного сечения трубопровода с парафином и без парафина; \ - толщина парафиновых отложений.

Распределение отложений на внутренней поверхности трубы носит относительно равномерный характер (рисунок 9 (б)), что характеризуется шероховатостью внутренней поверхности материала и микродефектами, которые способствуют задержке газовой составляющей из потока и охлаждением внешнего слоя потока, а также однородностью температур на границе потока и трубопровода в поперечном сечении вследствие того, что при охлаждении нефти под воздействием окружающей среды возникает температурный градиент на границе контакта потока с трубопроводом, причем наибольшая температура Ттах отмечается в области, смещенной выше оси трубы, а по мере удаления от оси температура потока равномерно снижается по круговым изотермам, Т/< Т2< Тз < Ттах (рисунок 9 (а)).

Прямое излучение при прохождении через контролируемое вещество претерпевает фотоэлектронное поглощение, и механизм определения его интенсивности является более простой задачей, по сравнению с рассеянным излучением. В данном случае контролируемую среду можно разделить на 3 участка: стенка трубопровода (1 участок), стенка трубопровода с осажденным на ней парафином (2 участок) и стенка трубопровода с парафином и транспортируемым нефтяным потоком (3 участок). Тогда, интенсивность гамма-излучения для 1 участка:

/, = /0-ехР(-ЯтЯ„АсЛ (5)

интенсивность гамма-излучения для 2 участка:

/2 = /0 • ехр[-(//см рст 8г ст + рп рп 82 „ ); (6)

интенсивность гамма-излучения для 3 участка:

/3 = /0 • схр[-(рстрстб3ст + ц„р„8Ъп + = 31ст\ (7,8)

Рисунок 7 - Виртуальный прибор в ЬАВУ1Е\¥ а - выходной сигнал рассеянного излучения; б - выходной сигнал рассеянного излучения с применением фильтра Чебышева; в - выходной сигнал прямого излучения с применением фильтра Чебышева; г - функция корреляции прямого и рассеянного излучений.

Таблица 1 - Число аварий на трубопроводном транспорте по данным аналитиков ООО «Лукойл-Коми» на 2012 г.

№ Факторы Число аварий, %

1 Механические повреждения трубопровода при транспортировке нефти (в т.ч. несанкционированные врезки в трубопровод) 18

2 Дефекты при производстве и установке трубопровода 12

3 Коррозия 23

4 Отложения парафина 19

5 Человеческий фактор, ошибки эксплуатации, другое 28

Типе

РЮЮ ^ I

Сто« СоггйвЬоп

Рисунок 9 - Параметры трубопровода а - распределение температурного поля по сечению нефтепровода; б - отложения парафина на стенках трубопровода.

Парафин

Парафин Стенка трубопровода

Глубина проникновения, м

Рисунок 10 - Зависимость интенсивности излучения от глубины проникновения гамма-излучения.

Прямой канал, р=0,94 г/смЗ

Толщина парафина, мм

Рисунок 11 - Зависимость интенсивности прямого излучения от толщины отложений при р=0,94 г/см1.

Прямой канал, р=1,1 г/смЗ

450 400, 350 300 250

= £ х

Экспериментальные данные Рассчетные данные

20 30 40

Толщина парафина, мм

60

Рисунок 13 - Зависимость интенсивности прямого излучения от толщины отложений при р=1,1 г/см3.

а г

и £

450 400, 350 300 250 200 150 100 50

• Экспериментальные данные ■ Рассчетные данные

10 20 30 40

Толщина парафинового слоя, мм

50

60

Slcm = 2/?sin(arccos-)'> S2cm =Slcm - 2/?sin(arccos-); (9,10)

R r

ö2n = 2 r sin(arccos-); Sin =S2„- D sin(arccos 2-). (11,12)

r D

Где Ii, I2, I3 - интенсивность первичного излучения,

регистрируемого детектором в данном объеме в присутствии

абсорбирующего материала соответственно на 1, 2 и 3 участках

поперечного сечения трубопровода; рст, рп, р„ - плотность стали

стенки трубопровода, парафина, и нефти; Scm, S„, SH -

эквивалентная толщина стальной стенки трубопровода, парафина и

нефтяной фазы соответственно; /лст, //„, /iH — массовый

коэффициент ослабления первичного излучения стальной стенкой

трубопровода, парафином и нефтяным потоком соответственно; А —

расстояние от трубопровода до точки сканирования в данный

момент по направлению перемещения всей измерительной системы;

R, г - наружный и внутренний радиусы трубопровода в данном

сечении; D — диаметр трубопровода.

На рисунке 10 представлена полученная зависимость интенсивности излучения от глубины проникновения гамма-излучения в контролируемый поток.

Для оценки метода измерения парафиновых отложений в процессе транспортировки нефти с наложением дополнительных случайных изменений выходного сигнала была разработана имитационная модель в среде Labview. Параметры отложений устанавливались такими же, как и при градуировке системы измерения в лабораторных условиях, плотность парафина: у i =0,94 г/см2 , 72=1,0 г/см2, уз=1,1 г/см2 ,у4=1,2г/см2. Толщина парафинового слоя d устанавливалась равной 10мм, 20мм, 30мм, 40мм, 50мм.

Полученные зависимости интенсивности излучения от толщины и плотности отложений представлены на рисунках 11,12,13, 14. По результатам испытаний измерительной системы абсолютная погрешность измерений толщины парафинового слоя составила ±5 мм. Т.о. радиоизотопная измерительная система обеспечивает полную бесконтактность измерений, а результаты измерений адекватны, объективны и воспроизводимы.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В диссертации, представляющей собой законченную научно-квалификационную работу, в которой решена актуальная научно-практическая задача - мониторинг магистральных нефтепроводов на основе радиоизотопного излучения, предложен с использованием адаптивной системы способ селективного измерения отдельных компонентов в многокомпонентном нефтяном потоке и толщины отложений на внутренней поверхности трубопровода.

Основные научные и практические результаты исследований:

1. Установлена зависимость изменения интенсивности потока гамма-излучения при прохождении через контролируемую среду от толщины отложений на внутренней поверхности трубопровода и от количества включений в нефтяном потоке.

2. Методами лабораторных испытаний установлено, что для регистрации максимального информативного сигнала достаточно одного блока детектирования, расположенного соосно к источнику излучения, расположенном на расстоянии 30 см от трубопровода.

3. Разработан и реализован метод адаптивной системы измерений радиоизотопной системы для минимизации случайных и систематических погрешностей измерения.

4. Реализован способ определения толщины парафиновых отложений на внутренней стенке трубопровода на основе радиоизотопного излучения с величиной абсолютной погрешности не более ±5мм.

5. Экспериментально доказано, что введение адаптивной системы измерения с уточнением градуировочной характеристики прибора в систему измерения позволяет увеличить точность измерений и обеспечить величину относительной погрешности измерения свободного газа в нефти не более 0,2%.

6. Результаты диссертационной работы переданы в научно-производственную организацию ООО «Комплекс-Ресурс».

Основное содержание диссертационной работы опубликовано в следующих работах:

1. Коптева А. В. Автоматическая компенсация влияния мешающих факторов на измерение объемной массы угля из

очистного забоя /Р. М. Проскуряков, А. В. Коптева И. Н. Войтюк, // Записки Горного института: РИЦ СПГГИ (ТУ). - Т. 195. - СПб. - 2012. - С.281-284.

2. Коптева A.B. Автоматическая корректировка метрологических характеристик измерителей случайных сигналов первичного преобразователя анализатора жидкостных потоков /Р. М. Проскуряков, А. В. Коптева, И. Н. Войтюк // Записки Горного института: РИЦ СПГГИ (ТУ). - Т. 195. - СПб. - 2012. - С.277-280.

3. Коптева A.B. Структура и достоинства бесконтактного измерителя плотности движущегося потока нефти, основанного на радиоизотопном излучении/ Р.М.Проскуряков, A.B. Коптева // Горный информационно-аналитический бюллетень (научно-технический журнал). М.: Изд. «Горная книга». - №4. - 2012. -С.276-280.

4. Коптева A.B. Радиоизотопный метод контроля асфальтено-смоло-парафиновых отложений в магистральных нефтепроводах [Электронный ресурс] / В.И. Маларев, A.B. Коптева // Научно-практический рецензируемый ежемесячный электронный журнал «Russian journal of Earth Science RJES» №3 (15). - 2013. - С. 79-83. - Режим доступа: http://ores.su/images/stories/RJES_315_2013.pdf.

5. Коптева A.B. Принцип и алгоритм измерения параметров отдельных компонент многокомпонентных многофазных потоков в минерально-сырьевом и энергетическом комплексах /Р. М. Проскуряков, А. В. Коптева, И. Н. Войтюк // Фундаментальные и прикладные исследования, разработка и применение высоких технологий в промышленности: сборник статей XI международной научно-практической конференции. - Т.1. - СПб.: Пзд-во СПбГПУ. -2011. - С.378-381.

6. Kopteva A.V. Non-contact method of measuring oil quantity and quality in a pipeline / A.V. Kopteva, R.M. Proskuryakov // Scientific reports on resource issues, Volume 1,- Germany, Technishe university Bergakademie Freiberg. - 2012.- p. 255-259.

7. Коптева A.B. Необходимость измерений содержания микроконцентраций включений в нефтяных потоках/ P.M.

Проскуряков, A.B. Коптева // Международное научное издание «Современные фундаментальные и прикладные исследования», уч.центр «Магистр», Кисловодск. - №1(4). -2012. - С.38-41.

8. Kopteva A.V. Algorithm of parameters measuring of separate oil streams components/ R.M. Proskuiyakov, A.V. Kopteva // «VI Krakowska Konferencja Mlodych Uczonych», V.l.-Poland, Krakov.-2011.-p. 319-324.

9. Коптева A.B. Имитационная модель первичного преобразователя радиоизотопной измерительной системы нефтяных потоков / В.Д.Лиференко, P.M. Проскуряков, A.B. Коптева // Компоненты и технологии.- СПб, «Издательство Файнстрит».-2013. №1.-С.106-107.

10. Коптева A.B. Способ многопараметрического мониторинга состояния нефтяных потоков на основе радиоизотопного излучения // Научная перспектива, №3. - Уфа, Издательство «Инфинити». -2013.-С. 75-78.

11. Коптева A.B. Методы борьбы с парафиновыми отложениями при транспортировке нефти магистральными нефтепроводами / P.M. Проскуряков, В.И. Маларев, A.B. Коптева // Освоение минеральных ресурсов Севера: проблемы и решения. Сборник статей 11-ой Международной научно-практической конференции. - Изд.-во Воркутинского горного института (филиала) ФГБОУ ВПО «Национальный минерально-сырьевой университет «Горный». -Воркута, 2013. - С. 485-488.

РИЦ Горного университета. 22.05.2013. 3.294. Т.100 экз. 199106 Санкт-Петербург, 21-я линия, д.2

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего

профессионального образования «НАЦИОНАЛЬНЫЙ МИНЕРАЛЬНО-СЫРЬЕВОЙ УНИВЕРСИТЕТ «ГОРНЫЙ»

На правах рукописи

04201360072

КОПТЕВА АЛЕКСАНДРА ВЛАДИМИРОВНА

МНОГОПАРАМЕТРИЧЕСКИЙ МОНИТОРИНГ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ НА ОСНОВЕ РАДИОИЗОТОПНОГО ИЗЛУЧЕНИЯ

Специальность 05.11.13 - Приборы и методы контроля природной среды, веществ, материалов и изделий

ДИССЕРТАЦИЯ на соискание ученой степени кандидата технических наук

Научный руководитель: доктор технических наук, профессор Р.М. Проскуряков

САНКТ-ПЕТЕРБУРГ 2013

Оглавление

Введение...........................................................................................4

Глава 1 Состояние вопроса и постановка задачи исследований.....................13

1.1 Измерения при качественном и количественном контроле нефтепродуктов...............................................................................16

1.1.2 Система измерения качества и показателей количества нефти................16

1.1.3 Виды и периодичность проведения лабораторных испытаний...............21

1.1.4 Резервная схема контроля нефти....................................................23

1.2 Обзор и анализ основных методов бесконтактного контроля нефтяных потоков...........................................................................................26

1.2.1 Акустические методы..................................................................27

1.2.2 Оптические методы определения фазового состава жидких сред............38

1.2.3 Радиоизотопные методы измерения многофазных многокомпонентных потоков...........................................................................................40

1.3 Методы контроля толщины парафиновых отложений в магистральных трубопроводах..................................................................................43

1.4 Выводы по главе 1.........................................................................45

Глава 2 Радиоизотопная измерительная система многокомпонентных нефтяных потоков...........................................................................................47

2.1 Обоснование использования радиоизотопной измерительной системы как источника информации нефтяных потоков..........................................47

2.2. Выбор источника излучения............................................................52

2.3 Основные виды неопределенности информации и повышение точности радиоизотопной системы.....................................................................54

2.4 Характер взаимодействия излучения с веществом..................................57

2.5 Выбор оптимального расположения элементов системы.........................58

2.6 Разработка имитационной математической модели выходного сигнала блока детектирования..................................................................................64

2.7 Информативность и энергоемкость измерений......................................68

2.8 Погрешности измерений радиоизотопной измерительной системы.............71

2.9 Разработка адаптивной системы измерения нефтяных потоков..................73

2.10 Выводы по главе 2........................................................................80

Глава 3 Многопараметрический мониторинг магистральных нефтепроводов...................................................................................83

3.1 Постановка задачи и выбор метода исследования уровня парафиновых отложений.......................................................................................83

3.2 Механизм распределения парафиновых отложений на стенках трубопровода....................................................................................87

3.3 Контроль изменения режимов транспортирования вследствие парафиновых отложений.......................................................................................91

3.4 Разработка радиоизотопной измерительной системы толщины парафинового слоя................................................................................................94

3.5 Имитационное математическое моделирование выходного сигнала...........96

3.6 Исследование зависимости узкого пучка гамма-излучения от толщины и коэффициента линейного поглощения парафиновых отложений.................98

3.7 Выводы по главе 3.......................................................................104

Глава 4 Экспериментальная часть.........................................................106

4.1 Планирование эксперимента...........................................................106

4.2 Обработка полученных результатов. Программирование в среде МаНаЬ ....109

4.3 Измерение скорости потока с использованием помехи...........................117

4.4. Безопасность при работе с измерительной системой............................119

4.5 Выводы по главе 4........................................................................120

Заключение.....................................................................................121

Список литературы............................................................................123

Введение

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 сегодня -наиглавнейшая 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 отложений; для 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 веществами; определения оптимального расположения блоков излучения и детектирования; оценки влияния различных факторов на информативную способность измерительной системы; градуировки 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 Ьа1меш; метод статистических испытаний; построение лабораторной установки первичного преобразователя для оценки характера взаимодействия гамма-излучения с веществами; статистическая обработка выходных сигналов; экспериментальные 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 теоретич�