WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

загрузка...
   Добро пожаловать!

Pages:     | 1 |   ...   | 2 | 3 || 5 | 6 |   ...   | 7 |

Конкурирующий алгоритм локальной оценки Ai, основанный на сопоставлении изменений объемов газовых скоплений на участке нефтепровода между смежными i и i+1 замерными пунктами, при изменении давления в технологическом цикле эксплуатации трубопровода даёт следующее формальное правило. Суммированием количества газа по длине участка между замерными пунктами получен операнд в функции принадлежности нечёткому множеству локальных диагностических оценок объема газовых скоплений А:

µj µj- j j = 1- - 1±, (14) A A µj-1 µj j j V P 2 n n D P j j j где - количество молей газа по длине = = 1- µ j Li, j RT RT n j j участка между замерными пунктами;

-1, – индекс предыдущего и рассматриваемого цикла диагностирования;

Ln – длина n –ого звена в нисходящей плети.

Свод решающих правил базы знаний для идентификации газовых скоплений в рамках методологии функциональной диагностики технологических режимов может быть расширен за счёт элементов, учитывающих специфику каждого участка нефтепродуктопровода.

В четвёртой главе представлено построение и обоснование алгоритмов диагностики внутритрубных отложений, базирующихся на моделировании теплогидравлических режимов нефтепроводов, перекачивающих парафинистые нефти, термодинамические условия кристаллизации которых лежат в диапазоне эксплуатационных параметров системы.

За более чем вековую историю нефтяного дела вопросу смолопарафиновых отложений в трубопроводах и скважинах посвящено немало исследований: от C.E.Рестли, Д.Брауна, А.Д.Амирова, П.П.Галонского, которые в середине прошлого столетия исследовали динамику образования смолопарафиновых отложений в скважинах, работ Джессена и Хоувелла, В.Ф.Нежевенко, Р.А.Абдуллина, А.Д.Голикова, Г.А.Кабардина, Б.Ф. Губанова, В.Р. Еникеева, В.М. Григорьева, Д.М. Шейх-Али, Е.П. Линькова, А.Ю.Намиота, Ю.В. Капырина, Г.Ф. Требина, В.А. Рассказова, П.Б. Кузнецова, А.Биккулова, Р.Г.Нигматулина, до ставших классикой исследований Л.С.Абрамзона и В.П.Тронова в магистральных и промысловых трубопроводах.

Обобщая результаты проведенных исследований, приходим к следующим заключениям:

1) необходимым условием образования отложений является наличие в перекачиваемых нефтях растворённых парафинов, смол и асфальтенов, температура кристаллизации которых лежит в диапазоне эксплуатационных значений данного параметра;

2) положение отложений в полости трубопровода обусловлено термо- и гидродинамическими условиями:

- смолы, асфальтены и парафины кристаллизуются и частично оседают на стенке трубопровода на участке, где эксплуатационные параметры потока попадают в диапазон температур кристаллизации (структурообразования) тугоплавких компонентов, - вторичные отложения обусловлены процессом седиментации взвешенных в потоке кристаллов, которые по своему генезису подобны отложениям песка и грата в специфичных сечениях трубопровода (тройники, задвижки, гофры, инородные предметы в полости трубы).

Для диагностики смолопарафиновых отложений предложен метод, основанный на оценке термического сопротивления на образующей трубопровода. Ключевой проблемой получения количественной оценки толщины слоя внутритрубных отложений является определение характеристик теплового взаимодействия по образующей трубы с внешней средой, которую предложено решать моделированием теплового режима трубопровода в изменяющихся погодно-климатических и технологических условиях эксплуатации.

Всё многообразие конструктивных особенностей линейных объектов магистральных трубопроводов с методологической точки зрения представляется возможным свести к двум категориям, предполагающим разные подходы к решению:

- для надземной и подводной прокладки трубопроводов предложена и опробована на подводных коллекторах месторождения «Белый тигр» (СП Вьетсовпетро) методика решения обратных задач теплообмена нефтепровода с безынерционной средой (воздух, вода);

- для подземной и наземной (в обваловке) прокладки трубопроводов разработана и опробована на магистральном конденсатопроводе «УренгойСургут» (АО «Сургутгазпром») методика кибернетического моделирования взаимодействия трубопровода с наследственной, аккумулирующей средой (грунтом).

В представлениях о механизме теплоотдачи “продукт – окружающая среда” по закону Ньютона, который наиболее достоверно описывает тепловое взаимодействие трубы с подвижной безынерционной средой (воздухом или водой), решение уравнения теплового баланса участка нефтепродуктопровода относительно полного коэффициента теплопередачи имеет вид:

T н GC - (t)dt р T T KD =, (15) ln н о + L - t T T C T к о р о T к где G – массовый расход продукта, [кг/с];

Тн, Тк – температуры продукта в начальном и конечном сечениях участка трубопровода L, [К];

Т0 – температура окружающей среды, [К];

– теплота плавления парафинов, [Дж/кг];

(t) – интенсивность кристаллизации парафина, [кг/кгК];

Ср – теплоёмкость нефти, [Дж/кгК].

С другой стороны, полный коэффициент теплопередачи от продукта в окружающую среду К с учетом изолирующего эффекта парафиновых отложений обусловлен термическим сопротивлением на образующей трубы и, по методологии Л.С.Лейбензона, может быть выражен в явном виде через мощность парафиновых отложений:

- D 1 1 1 D 1 D тр вн KD = + ln + ln + ln +, (16) 2 2 2 D D D D i D 1 cт вн тр где 1,2 – коэффициенты внутренней и внешней теплоотдачи, [Вт/м2К];

,ст,i – теплопроводность парафина, стали и изоляции труб, [Вт/мК];

D, – линейный размер живого сечения потока, [м];

Dвн,Dтр – внутренний и внешний диаметры трубы, [м].

Решая совместно уравнения 15 и 16, получим осредненную оценку толщины отложений парафинов на участке трубопровода между двумя последовательно расположенными пунктами замера технологических параметров на момент регистрации показаний датчиков.

Аналогичный прогноз, но в другом координатном пространстве – по анализу гидравлического сопротивления участка трубопровода, не только повышает достоверность полученных оценок, но и помогает сделать ряд выводов по режиму движения жидкости по трубопроводу (рисунок 3).

Вт/мК Па 13,Структурный режим Ламинарный режим КD P10-3,2,0,22 0,55 0,65 0,000,2 0, 0,6 0,8 1,D/Dвн Рисунок 3 - Совмещенные графики моделирования перепадов давлений и температур на концах трубопровода Наложение частных оценок в двух (и более) координатных пространствах (по количеству решающих правил диагностики) уточняет прогноз величины диаметра проходного сечения трубопровода, который лежит в области пересечения этих частных оценок: D/Dвн [0,22…0,65][0.557…0.68] = [0,557…0,659]. Особенности построения алгоритма диагностирования внутритрубных отложений в подземных и наземных трубопроводах обусловлены тепловой инерционностью окружающего массива грунта, регламентирующего интенсивность диссипативного процесса. Поэтому толщину слоя предложено определять совместным решением внутренней и внешней задач теплового взаимодействия, параметром сопряжения которых является тепловой поток рассеяния (теплопотери) с единицы длины трубопровода Q(). Теплопотери Q () контрольного объема перекачиваемого продукта G/ между замерными пунктами подземного трубопровода L определяются из приближённого уравнения теплового баланса:

G{CрTf + (T) + gh}/L = - Q (), (17) где h – гидравлические потери между замерными пунктами, [м];

Тf – изменение температуры контрольного объёма продукта в начальном и конечном сечении участка трубопровода по данным замеров датчиками на трассе, [К].

Не вызывает методологических трудностей оценка термического сопротивления, и соответственно, толщины парафиновых отложений по температуре на внешней образующей трубы ТN решением уравнения теплопередачи с граничным условием второго рода:

-T D T f N i, = - - (18) Q( ) 1 i где 1 – коэффициент теплоотдачи от перекачиваемого продукта к слою парафиновых отложений, [Вт/м2К];

i, i – толщина и теплопроводность изоляции трубопровода, [м, Вт/мК].

Однако, измерение такого параметра, как «температура на внешней образующей трубы ТN », ни в одной системе телемеханики не предусмотрено.

Единственным доступным методом определения распределения температуры по внешней образующей трубы с достаточной для диагностирования точностью является кибернетическое моделирование динамики теплового взаимодействия трубопровода с массивом окружающего грунта.

Задачей следующего этапа работы является разработка и обоснование математической модели теплового взаимодействия подземного трубопровода с неоднородным грунтом с учетом реалий физической картины фазового перехода поровой влаги в диапазоне температур, сезонных и многолетних изменений погодно - климатических и геокриологических условий на трассе, а также технологических параметров эксплуатации нефтепровода на основе исследований, подтвержденных результатами промышленных и лабораторных экспериментов.

Исследованиями теплообмена трубопроводов с грунтом в разное время занимались Г.В.Шухов, В.И.Черникин, В.С.Лукъянов, В.Г.Порхаев, Л.М.Альтшуллер, Н.И.Белоконь, К.Елгети, Л.Н.Щукин, А.Х.Мирзаджанзаде, А.С.Бенусович, А.В.Фурман, Р.П.Дячук, Б.А.Красовицкий, Б.Л.Кривошеин, В.М.Агапкин, В.А.Юфин, Г.В.Алексеева, В.С.Яблонский, В.Ф.Новоселов, П.И.Тугунов, решения которых используются в современных методиках теплогидравлических расчётов для оценки параметров «горячей» перекачки. Однако, в решении задач малоинтенсивного нестационарного теплообмена ставшие классическими решения дают большую погрешность.

На основании экспериментальных исследований, работ по тепломассопереносу школы А.В.Лыкова с использованием достижений дискретной математики разработана модель термодинамической системы «трубопровод – грунт» с учётом особенностей теплообмена на дневной поверхности, естественного температурного поля грунта и фазовых переходов поровой влаги, позволяющих адекватно описать динамику теплового поля подстилающего неоднородного грунта вокруг трубопровода в изменяющихся условиях его эксплуатации. Применение изменяющихся в зависимости от фазового состояния свойств грунта, конформных отображений пространства Лапласа и преобразований переменных Гудмена позволили свести сложную задачу теплопереноса в массиве грунта вокруг трубопровода с фазовыми переходами поровой влаги к системе нелинейных параболических дифференциальных уравнений и получить численное решение методом конечных разностей, адекватность которого подтверждена сопоставлением с результатами многолетних промышленных экспериментов на МКП «Уренгой-Сургут». На рисунке 4 сплошной линией приведены данные моделирования по предложенной методике динамики температуры в пятилетнем цикле эксплуатации конденсатопровода. На даты проведения экспериментов на начальном участке магистрального конденсатопровода «Уренгой-Сургут» ПК0-ПК14 по предложенной методике диагностирования получена интервальная оценка толщины слоя отложений: на 05.09.88 - [9,2 - 11,мм]; на 22.05.89 - [1,8 - 6,2 мм]; на 06.09.89 - [9,1 - 11,1 мм].

С мм Т 1987 1988 1989 Рисунок 4 - Оценка толщины слоя смоло-парафиновых отложений на участке МКП «Уренгой-Сургут» ПК0-ПКПредложенные алгоритмы диагностики внутритрубных отложений по термическому сопротивлению на образующей трубы имеют локальный характер, т.е. дают оценку толщины слоя отложений на участке нефтепровода между смежными замерными пунктами. Поэтому компонента парафиновых отложений входит в множества оценок соответствия решения, закодированного в хромосоме, локальным диагностическим признаком осложнений технологических режимов i. Функцию принадлежности i нечёткому множеству диагностических оценок толщины внутритрубных отложений по термическому сопротивлению предложено описывать следующим образом:

(19) =1- - 1±, i где – оценка толщины внутритрубных отложений, полученная в результате применения алгоритма диагностирования, [м];

– оценка толщины внутритрубных отложений, полученная дефаззификацией кода гена @D в геноме {@W, @A, @D, @L, @U}i, [м];

– ошибка расчётов в алгоритме диагностирования.

Нечёткое множество интегральных оценок предложено дополнить решающим правилом диагностирования по балансу масс парафина в перекаченной нефти. Формальное выражение данного решающего правила имеет вид:

1+ =1- exp M -1± (20) D, M B где – оценка изменения количества парафиновых = k Qk k М В k k отложений, полученная в результате сведения материального баланса, [кг];

cp - оценка изменения количества парафиновых = D t...t-1 i Li ( ) М i отложений, полученная дефаззификацией кодов параллели генов {@D}, [кг].

Учитывая специфику механизма парафиноотложения в трубопроводах, в ряде случаев целесообразно включить в свод правил диагностирования базы знаний системы функциональной диагностики ограничение по градиенту толщины слоя отложений по длине нефтепровода, которое дает конкурирующую оценку соответствия решения, закодированного в хромосоме, &S, относящейся к локальным диагностическим признакам осложнений технологических режимов i.

Предложенные решающие правила дают наложение частных оценок слоя внутритрубных отложений в четырёх - координатном пространстве диагностических признаков.

Предметом исследований пятой главы диссертации являются скопления воды - одно из распространенных внутритрубных образований восходящих участков трубопроводов, динамически меняющих свои размеры и положение на трассе, особенно характерные для недогруженных режимов эксплуатации.

Глобальным условием включения в список диагностируемых осложнений водных скоплений W является разница содержания воды в перекачиваемом @ продукте в начальном и конечном сечениях нефтепродуктопровода.

В целях получения количественной оценки водного скопления на основании анализа современных представлений о механизмах смены фазовых состояний воды в жидких углеводородах построена модель поведения водного скопления в рельефном трубопроводе. Решением уравнений баланса сил для каждой из фаз расслоенного потока в наклонном трубопроводе относительно критерия oil Q получено выражение равновесного уровня раздела фаз:

= D5 g sin u sin (2 - + sin ) () (2 - + sin ) Q w = -, (21) g sin 4 - 2 D 512 - - cos ( - sin ) sin2 2 3 2 2 u где () - функция распределения скоростей в живом сечении потока перекачиваемого продукта;

- центральный угол сечения водного скопления, [рад].

Физический смысл полученного уравнения - это соотношение гравитационных сил, удерживающих скопление на восходящем участке трубопровода и сил трения: в первом слагаемом - сил жидкостного трения о стенки труб; во втором - по границе раздела фаз, стремящихся вынести воду потоком перекачиваемого продукта.

Pages:     | 1 |   ...   | 2 | 3 || 5 | 6 |   ...   | 7 |






© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»