В области добычи и переработки минерально-сырьевых и энергетических ресурсов остро стоит проблема диагностики и контроля целостности и состояния трубопроводных систем (жидкости, газ, пульпы), а также контроль фазового и компонентного состава потоков (жидких, газообразных, сыпучих), причем включения могут быть в виде малых концентраций (динамический объем газа в нефти – до 2% отн., пустая порода в потоке угля – до 8% отн., жидкости в потоке газа – 0,2% отн. и т.п.).
Наиболее перспективными на сегодня являются волновые методы контроля потоков, т.к. они не искажают структуры потока [1]. Среди прочих, особое место занимают радиоизотопные измерительные системы (РИИС), которые успешно прошли испытания, метрологические аттестации и внесены в реестр измерительных приборов для нефтяной промышленности – измеряют потоки на магистральных трубопроводах (расход, количество, фазовый и компонентный состав).
На базе Санкт-Петербургского Горного университета разработаны научно-обоснованные, подтвержденные расчетами и экспериментами, правила и способы безопасной эксплуатации РИИС (конструкции, расчеты, геометрии, алгоритмы эксплуатации). Все компоненты, работающие под высоким напряжением, полностью изолированы внутри системы измерений. Измерительный прибор содержит блок гамма-излучения с измерительными целями, остаточное излучение полностью отсутствует. Единственная возможность подвергнуться опасному уровню радиоактивности при использовании измерительной системы – это поверхностное облучение при пребывании вблизи источника радиации. Так, при перезарядке источника 137Cs активностью до 18,5·1010 Бк без защиты доза облучения персонала не превышает 1,3·10-6 Кл/кг, что полностью устраивает требования ОСПОРБ-99 [2]. Выброс продуктов, которые могли бы проникнуть внутрь организма, полностью исключен.
Применяя РИИС мы можем получить информацию о:
- целостности трубопровода на значительной его протяженности;
- техническом состоянии трубопровода;
- содержании газа, воды и других компонентов в большом количестве нефти;
- сорте транспортируемой нефти;
- о содержании парафина, откладывающегося на внутренние стенки трубопровода и т.д.
Особо стоит отметить, что обнаружение парафиновых отложений позволит своевременно применить меры по их удалению до возникновения аварийной ситуации, приводящей к ежегодным многомиллионным потерям для предприятий и загрязнению окружающей среды.
Разрабатываемый метод является корелляционным и обеспечивает целостность трубопровода, а также осуществляет диагностику по всей протяженности трубопроводов, находящихся на поверхности. Последнее доказывают проведенные испытания, результаты которых в общем виде записываются как взаимнокорелляционная и автокорелляционная функция, причем частота измерений каждого нового состояния потока равна 0,2 с:
Приведенные формулы указывают на тот факт, что прибор анализирует весь поток, а это означает, что измерения осуществляются не в одной точке, а на большой протяженности и за значительное время, тем самым обеспечивая достоверность результатов при использовании предлагаемой методики РИИС [3].
Библиографический список
- Коптева А.В. Неразрушающий контроль качества нефтяных потоков. Современные научные исследования и инновации. 2014. № 5 [Электронный ресурс].URL: http:// web. snauka.ru /issues/2014/05/34895;
- Ильин, Л.А. Радиационная гигиена : учеб. для вузов / Л. А. Ильин, В. Ф. Кириллов, И. П. Коренков. – 2010;
- Сейм, Ф.Р. О повышении эффективности использования коммерческих узлов учета нефти / Ф.Р. Сейм, В. Т. Дробах, М.А. Слепян и dp. If Автоматизация и телемеханизация нефтяной промышленности. – М.,1982.-Вып.3119.