В настоящее время трубопроводный транспорт является основным способом транспортировки нефти и нефтепродуктов в Российской Федерации. Обусловлено это многими достоинствами данной методики, основными из которых являются: возможность повсеместной укладки трубопровода, высокая производительность и непрерывность процесса транспортировки.
Однако одной из главных проблем при транспортировке нефти трубопроводами является тот факт, что в связи с колебаниями температуры окружающей среды и другими факторами, парафин выделяется из нефти и осаждается на стенки трубопровода, уменьшая его проходной диаметр. Это снижает производительность всей нефтетранспортной системы, сокращает межремонтный период эксплуатации, приводит к авариям, повышает энергозатраты, увеличивает издержки производства, а также нарушает теплообмен с окружающей средой, что негативно влияет на экологическую обстановку [1]. Это обуславливает необходимость создания приборов и методов по детектированию и борьбе с асфальтено-смоло-парафиноотложениями (АСПО) в процессе транспортировки нефти по магистральным трубопроводам. 
Действующая нормативная правовая база в области обеспечения единства измерений на объектах нефтегазового комплекса насчитывает более 120 документов, однако в полном объеме не соблюдается ни один.
По данным НП «Центр Экологии ТЭК» за счет аварий в процессе транспортировки предприятия теряют примерно 3,5-4,5% транспортируемой нефти в год, что составляет при добыче около 600 млн.т. в год, примерно 21-27 млн.т. нефти в год. Экономически это означает, что при авариях государство и предприятия, теряют около 16,6 -21,3 млрд. долларов. В таблице 1 приведены основные факторы, влияющие на возникновение аварий на трубопроводном транспорте, и, как видно из таблицы, почти каждая пятая авария возникает вследствие осаждения парафиновых отложений на внутреннюю поверхность трубопровода.
Значительный объем работ в последнее десятилетие направлен на развитие автоматических интеллектуальных систем контроля процесса транспортировки углеводороводов. Существует ряд коммерческих предложений по данному вопросу, однако все они либо нарушают целостность потока, либо обладают большой погрешностью ± 5% [2]. 
Таблица 1 – Число аварий на трубопроводном транспорте РФ по данным аналитиков ООО «Лукойл-Коми» на 2013 г

На основе радиоизотопной измерительной системы (РИИС) нефтяных потоков нами разработана система автоматического бесконтактного контроля уровня парафиновых отложений на стенках трубопровода. С помощью РИИС можно контролировать толщину слоя отложений на стенках трубопровода, получать информацию о характере и составе транспортируемого потока, и, на основе полученных результатов, совершенствовать добычной и транспортный процессы. На рисунке 3.4 представлена схема устройства измерения толщины слоя парафина на стенках трубопровода.

Рисунок 1 – Устройство для измерения толщины слоя парафина на стенках трубопровода

Система измерительного устройства включает в себя стандартный блок гамма-излучения, в основе которого используется изотоп химического элемента Cs₁₃₇; блок детектирования, регистрирующий прошедшее излучение N сцинтилляционным счетчиком и фотоумножителем; вторичный прибор, в процессор которого введена соответствующая градуировочная характеристика. 
Способ измерения толщины слоя парафина в трубопроводном транспорте нефти основана на облучении участка трубопровода с движущимся потоком углеводородов и парафиновых отложений с последующей регистрацией выходного сигнала радиоизотопного излучения. Определение толщины слоя парафина происходит путем обработки результатов измерения прошедшего излучения, которое будет отличаться своей интенсивностью и флуктуационным характером изменения для различных сред – материала трубопровода, слоя парафина, движущейся нефти. Система измерения перемещается в вертикальной плоскости по трубопроводу и по моментам возникновения изломов на графике изменения интенсивности излучения можно с высокой точностью судить о толщине парафиновых отложений. При этом, аналитическая зависимость подчиняется закону Гуго-Ламберта [3, c.161], и, применительно к данной системе она примет следующий вид:

,   (1)

где I – начальная интенсивность прямого гамма-излучения;
ρ_ст, ρ_п, ρ_н – плотность стали стенки трубопровода, парафина, и нефти;
δ_ст, δ_п, δ_н – эквивалентная толщина стальной стенки трубопровода, парафина и нефтяной фазы соответственно;
μ_ст, μ_п, μ_н – массовый коэффициент ослабления первичного излучения стальной стенкой трубопровода, парафином и нефтяным потоком соответственно;
На рисунке 2 приведена расчетная зависимость и экспериментальные данные, полученные в лабораторных условиях, интенсивности прямого гамма-излучения на выходе системы от толщины парафинового слоя внутри трубопровода. 

С помощью измерительной системы, основанной на радиоизотопном излучении с использованием фотоэлектронного эффекта можно измерять толщину парафиновых отложений с абсолютной погрешностью ±5мм, что является достаточным условием для обеспечения надежной работы трубопроводной системы.
Анализ радиоизотопной измерительной системы с использованием эффектов комптоновского рассеяния и фотоэлектрического поглощения гамма-излучения материалом стенок трубопровода и контролируемыми веществами при измерении многофазных потоков позволяет повысить достоверность получаемых результатов и, как следствие, повысить уровень производства на нефтяных предприятиях РФ; обеспечить надежность, долговечность, отсутствие контакта с измеряемым потоком и дешевизну по сравнению с существующей методикой и инструментальными средствами измерений, применяемых на территории Российской Федерации.

1. Галонский П. П. Борьба с парафином при добыче нефти. М.,1955.
2. Черникин В.И. Перекачка вязких и застывающих нефтей. М., 1958.
3. Стародубцев С.В., Романов А.М. Взаимодействие гамма-излучения с веществом. M., 1964.

Все статьи автора «Коптева Александра Владимировна»