СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ТОЛЩИНЫ СЛОЯ ПАРАФИНОВ НА ВНУТРЕННЕЙ СТОРОНЕ НЕФТЕ- И ГАЗОПРОВОДОВ Российский патент 2005 года по МПК F17D5/00 G01B17/02 

Изобретение относится к области транспортировки углеводородов по трубопроводам, а именно к области транспортирования по трубопроводам нефти и природного газа, и может быть использовано при определении состояния внутренней поверхности трубопроводов, а именно толщины отложения парафинов на внутренней поверхности трубопроводов.

Контроль отложений, в том числе и парафинов, на внутренней поверхности трубопроводов является весьма актуальной задачей, поскольку указанные отложения являются одним из факторов, влияющих на режим перекачки нефти и газа, а также на эффективность эксплуатации трубопроводов. Мощность слоя отложений, в том числе и парафиновых, определяет режим и производительность перекачки нефти и, в меньшей степени, природного газа. Слой парафиновых отложений сужает проходное сечение трубопровода, создает нерегулярности и рельеф во внутреннем объеме трубопровода и, в конечном счете, влияет на режим течения нефти и природного газа во внутритрубном пространстве.

В местах возникновения рельефа внутренней полости и значительного сужения проходного сечения из-за парафиновых отложений возможна закупорка проходного сечения и образование парафиновых пробок с застыванием перекачиваемого продукта, резким снижением производительности вплоть до полной остановки перекачки нефти.

Известен способ обнаружения и замера твердых углеродистых отложений (RU, патент 2213291, 2003). Согласно известному способу устанавливают внутри трубопровода, по меньшей мере, пару изолированных соосных игл, оголенные концы которых удалены от центра на равные расстояния, при этом иглы подключены к датчику. До начала процесса осадкообразования указанные иглы будут служить центрами ионизации. После полной изоляции концов указанных игл осадком углеродистых отложений сигнал прекращает поступать на датчик. Зная длину погружения игл во внутренний объем трубопровода, определяют толщину осадка парафинов. Используя более чем одну пару подобным образом размещенных в трубопроводе игл, судят о динамике нарастания слоя загрязнения.

Недостатком известного способа следует признать его низкую точность в определении именно отложений парафинов, поскольку отложения в трубопроводах могут иметь и другую природу. Кроме того, известный способ является разрушающим относительно трубы.

Известен также способ определения загрязнений магистральных трубопроводов (SU, авторское свидетельство 1247624, 1986). Согласно известному способу измеряют давление в начале, в середине и в конце исследуемого участка магистрального трубопровода, дополнительно измеряют в тех же точках температуру трубопровода, а также температуру окружающей среды и плотность теплового потока, и с использованием измеренных величин рассчитывают величину отложений на внутренней стороне трубопровода.

Недостатком известного способа следует признать его низкую точность, обусловленную косвенным видом измерений параметров, зависящих не только от отложений парафинов.

Известен способ определения толщины слоя отложений на внутренних стенках водопроводных труб (RU, патент 2098754, 1973).

Согласно известному способу локально подводят акустическую энергию к внешней поверхности трубопровода, определяют характер затухания колебаний как для трубопровода, на внутренней стороне которого отсутствуют отложения, так и для участков трубопровода, с отложениями известной толщины и, сравнивая эти данные, судят о толщине отложений.

К недостаткам известного способа следует отнести его качественный характер, не позволяющий определить толщину отложений, и, кроме того, невозможность отличить отложения парафинов от отложений другой природы (карбонатов или гидратов).

Техническая задача, решаемая посредством предлагаемого способа, состоит в повышении точности определения отложения парафинов на внутренней поверхности трубопроводов.

Технический результат, получаемый при реализации предложенного способа, состоит в обеспечении возможности количественного определения толщины отложения парафинов на внутренних стенках трубопровода.

Для достижения указанного способа предложено использовать акустическую диагностику, согласно которой локально подводят акустическую энергию к внешней поверхности трубопровода и регистрируют кривую затухания многократно отраженного внешнего отклика, при этом, сравнивая наклон зарегистрированной кривой с наклоном кривых, отснятых как для трубопровода с той же толщиной металлических стенок, на внутренней стороне которого отсутствуют парафиновые отложения, так и для участков того же трубопровода с парафиновыми отложениями известной толщины, определяют наличие и толщину парафиновых отложений на внутренней стороне трубопровода. Предпочтительно измерения проводят в 4-8 точках, оптимально в 6 точках, по периметру трубопровода через равные промежутки длины окружности трубопровода, при этом обычно измерения проводят с интервалом 1,5-2,5 часа. Способ может быть осуществлен с использованием прибора “Epoch III” прямыми совмещенными преобразователями на частотах 0,5, 1,5 и 5 МГц с использованием волны продольного типа.

Предварительно было определено, что подобным образом на изменение угла наклона кривой затухания оказывают влияния только парафиновые отложения. Проверка относительно всех известных видов отложений на внутренней поверхности стенок трубопроводов, применяемых для транспортирования углеводородов (нефти и природного газа), подтвердила, что только парафиновые отложения оказывают подобное влияние на угол наклона кривой затухания.

При реализации предложенного способа предварительно определяют зависимость изменения угла наклона кривой затухания от толщины отложений парафинов. Указанная зависимость может быть выражена в виде математического выражения, в виде графика или в виде таблицы. Для получения указанной зависимости может быть использован любой известный прием. Предпочтительно использовать набор модельных образцов, позволяющий однозначно измерить толщину парафиновых отложений и зависимость изменения угла наклона кривой затухания от измеренной толщины. Следует отметить, что не существует строгой необходимости предварительного получения калибровочной зависимости величины изменения угла наклона от толщины парафиновых отложений. При необходимости калибровочная зависимость может быть получена и после проведения измерений на контролируемом трубопроводе.

При проведении измерений на контролируемом трубопроводе с интервалом примерно 6-10 км удаляют грунтовое покрытие трубопровода и защищают его поверхность от загрязнений. На зачищенную поверхность трубопровода устанавливают используемый прибор и проводят измерение кривой затухания в выбранном количестве точек измерений по сечению трубопровода. Затем трубопровод засыпают грунтом. Сравнивая полученные кривые затухания с данными, полученными на трубопроводах с известными толщинами парафиновых отложений, определяют величину отложений.

На фиг.1-6 приведены данные определения предложенным способом на 6 сечениях трубопровода перекачивания товарной нефти, при этом диаметр трубопровода составляет 530 мм, толщина стенок трубопровода - 6-8 мм, протяженность - 20 км, срок эксплуатации - 12 лет. Измерения проводили в 7 8 точках по сечению трубопровода. При этом по горизонтальной оси приведено количество точек измерения, а по вертикальной оси - толщины парафиновых отложений (мм).

Из представленных данных следует, что величина парафиновых отложений составляет от 2 до 38 мм, причем общее содержание парафиновых отложений приводит к уменьшению проходного сечения нефтепровода примерно на 8,3%.

Применение предложенного способа позволяет количественно определить величину парафиновых отложений на внутренних стенках трубопроводов, что позволит принять обоснованное решение о необходимости его очистки.

Изобретение относится к области транспортировки углеводородов по трубопроводам. Техническим результатом изобретения является повышение точности определения отложений парафинов. В способе определения толщины слоя парафинов на внутренней стороне нефте- и газопровода, при котором локально подводят акустическую энергию к внешней поверхности трубопровода и определяют характер затухания колебаний как для трубопровода, на внутренней стороне которого отсутствуют отложения, так и для участков трубопровода с отложениями известной толщины и, сравнивая эти данные, судят о толщине отложений, при определении характера затухания колебаний регистрируют кривую затухания многократно отраженного внешнего отклика, сравнивая при этом угол наклона кривых. 2 з.п. ф-лы, 6 ил.

1. Способ определения толщины слоя парафинов на внутренней стороне нефте- и газопроводов, при котором локально подводят акустическую энергию к внешней поверхности трубопровода и определяют характер затухания колебаний как для трубопровода, на внутренней стороне которого отсутствуют отложения, так и для участков трубопровода с отложениями известной толщины и, сравнивая эти данные, судят о толщине отложений, отличающийся тем, что при определении характера затухания колебаний регистрируют кривую затухания многократно отраженного внешнего отклика, сравнивая при этом угол наклона кривых.2. Способ по п.1, отличающийся тем, что измерения проводят в 4-8 точках по периметру трубопровода.3. Способ по п.1, отличающийся тем, что измерения проводят с интервалом 1,5-2,5 ч.