Способ определения толщины грязепарафиновых отложений в нефтепроводе

 

Способ определения толщины грязепарафиновых отложений в нефтепроводе может быть использован в нефтехимической и нефтегазовой отраслях промышленности для комплексного контроля и управления. Существо изобретения заключается в определении толщины грязепарафиновых отложений по интенсивности передачи теплоты (коэффициенту теплопередачи) транспортируемой нефтью внутренней стенке нефтепровода. Для этого, используя тепло нефти в качестве источника тепла, измеряют однонаправленные тепловые потоки в двух теплоотводящих элементах, установленных на наружной поверхности нефтепровода в различных ее точках, измеряют температуры наружной стенки нефтепровода в местах установки теплоотводящих элементов, а также температуру нефти. 1 ил.

Изобретение относится к нефтехимической и нефтегазовой отраслям промышленности и может быть использовано для комплексного контроля и управления транспортировкой нефти и газа.

Известен способ определения засоренности газопровода, основанный на измерении объема и скорости перекачиваемого газа через контролируемый участок газопровода, согласно которому в перекачиваемый газ подают трассирующее вещество (радиоактивный изотоп) и контролируют время его прохождения контролируемого участка, являющееся мерилом степени засоренности.

Недостаток известного способа заключается в том, что его реализация связана с нарушением целостности трубопровода.

Также известен способ определения засоренности трубопровода, выключающий перемещение внутри трубопровода источника и регулирование излучения в контрольной точке трубопровода. Известный способ предлагает использование радиоактивного толщиномера.

Однако известный способ также, как и ранее рассмотренный, реализуется с нарушением целостности трубопровода, но обеспечивает измерение с достаточно высокой точностью.

Известен способ определения толщины слоя грязепарафиновых отложений в нефтепроводе путем приведения в соприкосновение предварительно нагретого тела с трубопроводом и определение градиента температур на наружной поверхности трубопровода, причем фиксируют изотермы заданных температур, измеряют расстояние между изотермами по потоку и против потока нефти, а в качестве параметра, характеризующего градиент температур, вычисляют среднее удельное линейное приращение между выбранными изотермами, отнесенные к разнице температур, по которому судят о толщине слоя грязепарафиновых отложений на данном участке трубопровода.

Известный способ реализуется без нарушения целостности, но весьма сложным образом с использованием импульсного источника питания и пленочных термодатчиков, прикрепленных к наружной поверхности трубопровода. Точность определения толщины слоя невысокая.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности и достигаемому эффекту является способ определения толщины слоя грязепарафиновых отложений в отдельных точках трубопровода, основанный на измерении теплового потока от нагретого тела, находящегося в контакте с наружной стенкой трубопровода, к транспортируемой нефти, причем степень загрязнения нефтепровода отложениями определяют по интенсивности теплообмена (т.е. по охлаждению нагретого тела).

Существенным недостатком ближайшего аналога является необходимость использования специального тела с определенными теплофизическими свойствами, нагрев его до определенной температуры от специального источника тепла, невозможность обеспечения однонаправленного теплового потока во внутрь нефтопровода и отсутствие информации о температуре транспортируемой нефти.

Указанная совокупность недостатков известного способа не гарантирует достоверность получаемых результатов.

Задачей способа является использование тепла нефти, транспортируемой по нефтепроводу, в качестве источника тепла для определения толщины грязепарафиновых отложений в указанном нефтепроводе, что исключает необходимость применения сложных средств для соблюдения стабильного режима работы специального источника тепла и обеспечивает однонаправленный тепловой поток от транспортируемой нефти в окружающую нефтепровод среду.

Это достигается тем, что в способе определения толщины грязепарафиновых отложений в нефтепроводе в качестве источника тепла для определения толщины грязепарафиновых отложений используя тепло нефти, транспортируемой по нефтепроводу, измеряют однонаправленные тепловые потоки в двух теплоотводящих элементах, установленных на наружной поверхности нефтепровода, свободной от изоляции, в различных ее точках, измеряют температуры наружной стенки нефтепровода в местах установки теплоотводящих элементов, определяют характеризующую толщину грязепарафиновых отложений, интенсивность передачи теплоты (коэффициент теплопередачи) транспортируемой нефтью внутренней стенке нефтепровода, а также температуру нефти.

На чертеже представлена блок-схема устройства для измерения толщины грязепарафиновых отложений в нефтепроводе.

Устройство содержит нефтепровод 1, теплоотводящие элементы 2 и 3, изготовленные из материалов с различными коэффициентами теплопроводности, теплоизоляцию 4 для поддержания в теплоотводящих элементах 2 и 3 одномерных тепловых потоков, термопары 5 и 6 для измерения температур наружной стенки нефтепровода 1 под токоотводящими элементами соответственно 2 и 3, термопары 7 и 8 для определения тепловых потоков q₂ и q₃ по теплоотводящим элементам соответственно 2 и 3, вычислительный блок 9 и указатель 10, причем выходы термопар соединены со входами вычислительного блока 9, выход которого соединен со входом указателя 10. Под позицией 11 на чертеже представлен слой грязепарафинового отложения.

Устройство для измерения толщины грязепарафиновых отложений в нефтепроводе работает следующим образом.

Величина конвективной теплопередачи, транспортируемой нефтью в окружающую среду, может быть найдена в практических расчетах через формулу Ньютона; относительно теплопроводящих элементов 2 и 3 она может иметь вид: где q₂ и q₃ плотности тепловых потоков в теплоотводящих элементах соответственно 2 и 3; определяют путем решения обратной задачи теплопроводности или иными известными методами с использованием результатов измерения температур в заданных сечениях теплоотводящих элементов 2 и 3; T₅ и T₆ температуры наружной стенки нефтепровода 1 в местах установки теплоотводящих элементов 2 и 3; по величине они различны, т.к. тепловые потоки q₂ и q₃, отводимые от нефтепровода, различные ввиду различных коэффициентов теплопроводности материалов, из которых изготовлены теплоотводящие элементы; T температура транспортируемой нефти; α коэффициент теплопередачи через грязепарафиновые отложения стенка нефтепровода.

Решив систему уравнений (1), находим значения интересующих параметров Поскольку толщина и теплопроводность стенки нефтепровода известны, становится возможным определение толщины слоя грязепарафиновых отложений.

Источники
Авторское свидетельство СССР N 932097, кл. F 17 D 3/00, 1980.

Авторское свидетельство СССР N 1536159, кл. F 17 D 3/00, 1988.

Авторское свидетельство СССР N 312534, кл. F 17 D 3/00, 1969.

Формула изобретения

Способ определения толщины грязепарафиновых отложений в нефтепроводе путем приведения в соприкосновение внешнего источника тепла (предварительно нагретого тела) и измерения теплового потока от внешнего источника тепла в нефтепровод, отличающийся тем, что в качестве источника тепла используют тепло нефти, транспортируемой по нефтепроводу, измеряют однонаправленные тепловые потоки в двух теплоотводящих элементах, установленных на наружной поверхности нефтепровода в различных ее точках, измеряют температуры наружной стенки нефтепровода (без изоляции) в местах установки теплоотводящих элементов, определяют характеризующую толщину грязепарафиновых отложений, интенсивность передачи теплоты (коэффициент теплопередачи) транспортируемой нефтью внутренней стенке нефтепровода, а также температуру нефти.

РИСУНКИ

Рисунок 1