стр. 1
(всего 2)

СОДЕРЖАНИЕ

>>

На правах рукописи




КУТУКОВ СЕРГЕЙ ЕВГЕНЬЕВИЧ


РАЗРАБОТКА МЕТОДОВ ФУНКЦИОНАЛЬНОЙ ДИАГНОСТИКИ
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ РЕЖИМОВ ЭКСПЛУАТАЦИИ
МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ



Специальность 25.00.19 - «Строительство и эксплуатация
нефтегазопроводов, баз и хранилищ»




АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени
доктора технических наук




Уфа – 2003
2
Работа выполнена на кафедре транспорта и хранения нефти и газа Уфимского
государственного нефтяного технического университета


Научный консультант доктор технических наук, профессор
Шаммазов Айрат Мингазович.


Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор
Байков Игорь Равильевич;

доктор технических наук, профессор
Рудерман Семён Юрьевич;

доктор технических наук
Колотилов Юрий Васильевич.



Ведущая организация Институт по проектированию магистральных
трубопроводов ОАО «Гипротрубопровод».



Защита диссертации состоится «___» декабря 2003 года в ______ на
заседании диссертационного совета Д при Уфимском
212.289.04
государственном нефтяном техническом университете по адресу: 450062,
г.Уфа, ул. Космонавтов, 1.


С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Уфимского
государственного нефтяного технического университета.


Автореферат разослан «___» ноября 2003 года.




Ученый секретарь диссертационного совета Матвеев Ю.Г.
3
ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ
Актуальность проблемы
В магистральном транспорте нефти доля выплат за потребленную
электроэнергию превышает 30% эксплуатационных расходов, и в свете
устойчивой тенденции к росту тарифов на электроэнергию эта доля неизбежно
будет расти. С другой стороны, снижение несущей способности за счёт износа
труб заставляет эксплуатировать магистральные трубопроводы в щадящих
режимах при пониженных давлениях. В режимах плановой или вынужденной
недогрузки объектов магистрального транспорта нефти и нефтепродуктов
задача экономии энергоресурсов значительно осложняется на участках, где
возникают условия аккумуляции таких внутритрубных образований, как
водные и газовые скопления, отложений смол, парафинов, ила, песка и грата,
что снижает пропускную способность трубопровода. В связи с ужесточением
санкций за загрязнение окружающей среды и увеличением случаев
несанкционированных врезок на трассе весьма актуальна проблема
обнаружения утечек, сбросов продукта на трассе, повышения промышленной и
экологической безопасности эксплуатации нефте- и продуктопроводов. Столь
различные эксплуатационные проблемы магистрального транспорта, однако,
имеют общее решение. Все «осложнения» изменяют условия эксплуатации и
могут быть идентифицированы мониторингом технологических параметров
перекачки. Расширение задач традиционных мониторинговых систем способно
принципиально повысить чувствительность, надежность и быстродействие
систем обнаружения утечек (СОУ) за счёт оперативного обнаружения и
позиционирования на трассе всех осложнений технологических режимов
эксплуатации в режиме реального времени.
В диссертационной работе представлены результаты теоретических,
экспериментальных и промышленных исследований, посвященных разработке
и обоснованию методологии, аналитического аппарата и организационной
структуры принципиально нового средства повышения эффективности
управления транспортом нефти и нефтепродуктов – функциональной
диагностики технологических режимов магистральных нефте- и
продуктопроводов, позволяющей отслеживать тенденции развития процессов в
трубопроводах; в ясных для пользователя понятиях интерпретировать
собранные системой телемеханики параметры технологического процесса
4
перекачки; в удобной для анализа и дальнейшего принятия решения форме
представлять результаты диагностирования и за счёт применения превентивных
мер, устраняющих причины осложнений технологических режимов, экономить
до трети затрат энергии на линейной части.
Под термином «функциональная диагностика» подразумевается система
оперативной диагностики осложнений режимов эксплуатации магистрального
нефтепровода исключительно по технологическим параметрам перекачки,
регистрируемым штатными средствами телемеханики без специальных
тестовых воздействий.
Объектом исследований диссертационной работы является линейная
часть нефте- и продуктопроводов в изменяющихся технологических и погодно-
климатических условиях эксплуатации, уложенная в рельеф местности, а
предметом исследований – осложнения технологических режимов
эксплуатации магистральных нефте- и продуктопроводов.
Исследования проводились в соответствии со следующими
приоритетными направлениями развития науки техники:
• комплексная научно-техническая программа Минвуза РСФСР «Нефть и газ
Западной Сибири», утвержденная приказом № 599 от 15.10.82 г. и № 641 от
10.10.86;
• межвузовская научно-техническая программа «Комплексное решение
проблемы разработки, транспорта и углубленной переработки нефти и газа»
(Приказ Госкомвуза России № 468 от 20.03.96);
• межвузовская научно-техническая программа и
«Энерго-
ресурсосберегающие технологии» П.Т.436 «Энерго- и ресурсосберегающие
технологии добывающих отраслей промышленности» (Приказ
Минобразования РФ № 227 от 03.11.97);
• межвузовская научно-техническая программа П.Т.467 «Технология добычи,
транспорта и углубленной переработки нефти, газа и конденсата» (Приказ
Минобразования России № 865от 03.04.98; указание № 747-19 от 22.12.97);
• Федеральный Закон "Об энергосбережении" N 28-ФЗ от 03.04.96;
• Приказ Минэнерго РФ «О проведении обязательных энергетических
обследований на предприятиях и организациях» № 10 от 16.02.2001.
Цель диссертационной работы - разработка методов и аналитического
аппарата системы функциональной диагностики характерных осложнений
режимов эксплуатации магистральных нефте- и продуктопроводов.
5
Основные задачи исследований
• Системный анализ объектов магистрального транспорта нефти с точки
зрения энергопотребления, выявление и классификация причин осложнений
технологических режимов эксплуатации магистральных нефтепроводов.
• Построение моделей поведения эксплуатационного участка нефтепровода,
уложенного в рельеф местности, для качественной и количественной оценки
каждого из осложнений технологических режимов.
• Разработка и анализ алгоритмов диагностирования, реализуемых в
современных возможностях системы телемеханики, с целью выявления и
определения положения осложнений на трассе нефтепровода.
• Разработка методов оценок вклада каждого из характерных осложнений при
одновременном их возникновении на каждом участке трассы рельефного
нефтепровода, если признаки их проявления схожи.
• Изучение современных информационно-аналитических ресурсов,
используемых в эксплуатации магистральных нефте- и продуктопроводов, с
целью интеграции их с системой функциональной диагностики на единой
методологической основе геоинформационных технологий.
Методы решения поставленных задач
1. «Мягкие» вычисления: генетические алгоритмы, нечёткая логика и
нечёткие множества.
2. Математическое моделирование тепло- и массопереноса в рельефном
трубопроводе и прилегающем грунте.
3. Решение обратных задач гидродинамики и теплопереноса.
4. Промышленные исследования.
Основные защищаемые положения
1. Интеллектуальный алгоритм диагностирования, реализованный на
методологии генетических алгоритмов, нечёткой логики и нечётких множеств.
2. Условия включения в перечень диагностируемых осложнений
(необходимые условия существования).
3. Алгоритмы диагностики для каждого типа осложнения, обладающие
высокой селективностью.
4. Принципы построения единого информационного пространства в
управлении магистральными трубопроводами с послойно-тематической
организацией данных на основе геоинформационных технологий.
6
Научная новизна
1. Выявлены и классифицированы основные причины осложнений
технологических режимов перекачки, приводящие к снижению пропускной
способности и повышению энергозатрат объектов магистрального транспорта
нефти, которые возможно идентифицировать мониторингом технологических
параметров перекачки без тестовых воздействий на трубопровод.
2. Разработаны технологические модели режимов перекачки нефтей и
нефтепродуктов, осложнённых такими внутритрубными образованиями, как
водные и газовые скопления, отложения смол, парафинов, ила, песка и грата, а
также утечки, описывающие как установившийся режим, так и переходные
процессы в трубопроводе с переменным углом наклона в соответствии с
рельефом местности.
3. Обоснованы условия существования водных и газовых скоплений,
смолопарафиновых отложений и утечек, определяющие включение каждого
феномена в перечень диагностируемых осложнений.
4. Разработаны диагностические алгоритмы, базирующиеся на решении
обратных задач гидромеханики многофазных потоков и тепло - массопереноса,
дающие качественную и количественную оценку осложнениям.
5. Для оперативной диагностики осложнений разработан аналитический
аппарат системы функциональной диагностики технологических режимов
магистральных трубопроводов, совмещающий частные диагностические
оценки, способный оперировать в условиях неопределённости из-за недостатка
оперативной информации с трассы, ограниченной наличием и классом
точности технических средств телемеханики. Предложен свод решающих
правил, позволяющих в многомерном пространстве параметров перекачки
повысить достоверность диагностических оценок. Выявлены механизмы
самообучения и накопления знаний в процессе функционирования алгоритма.
Практическая ценность и реализация работы
Система функциональной диагностики технологических режимов
эксплуатации систем магистральных нефте- и продуктопроводов является
средством для:
• повышения безопасности эксплуатации путем раннего обнаружения
осложнений технологических режимов, а также повышения эффективности
7
взаимодействия объекта управления с диспетчером и оперативного принятия
решений в различных ситуациях;
• предотвращения аварий на трассе путем раннего выявления и
предупреждения малых утечек, идентификация которых находится на
пределе чувствительности современных систем обнаружения утечек;
• повышение надежности за счёт исключения ошибок в принятии решений
благодаря контролю за ситуацией с выдачей персоналу оперативной
информации состояния линейных объектов, а также прогнозированию
развития ситуации на каждом шаге действий диспетчера;
• повышения эффективности эксплуатации за счет прогнозирования развития
осложнений и применения превентивных мер для устранения причин
снижения пропускной способности участков нефтепродуктопровода;
• облегчения и упрощения работы персонала путем выдачи диспетчеру
предварительно проанализированной и интерпретированной в понятных
образах информации, быстрого и адресного доступа к документации.
Результаты научных исследований легли в основу следующих
разработок:
1) методика «Анализ энергопотребления на перекачку нефти по
магистральным нефтепроводам», на методологической основе которой
предложен пакет прикладных программ «Энергопотребление». Методика
включает системный анализ всех составляющих технологической цепочки
магистрального транспорта нефти с точки зрения энергопотребления.
Апробация программного продукта «Энергопотребление» на нефтепроводах
«Куйбышев-Лисичанск» и «Куйбышев-Тихорецк» на участке «Куйбышев –
Красноармейск» ОАО «Приволжские магистральные нефтепроводы» дала
оценку эффективности мероприятий экономии энергоресурсов в каждом звене
технологической цепочки, в результате чего получен эффект от оптимизации
структуры энергопотребления 2’082 тыс.рублей (в ценах 2000 г.);
2) рекомендации по технологическим режимам эксплуатации
нефтепровода «Тарасовское-Муравленковское» разработаны с использованием
решений задачи теплообмена трубопровода с окружающим грунтом совместно с
коллегами института проблем транспорта энергоресурсов (ИПТЭР), в результате
чего получен экономический эффект 1’116 тыс.рублей (в ценах 1989 г.);
8
3) предложения по структуре организации информационно-
аналитических ресурсов использованы НПП для
«Стройпроектсервис»
мониторинга утечек в системах диспетчерского контроля и управления
магистральными нефтепроводами;
4) исследование теплогидравлических режимов магистральных
трубопроводов «Уренгой-Сургут» и «Уренгой-Челябинск» легло в основу для
обоснования природоохранных мероприятий и нетрадиционных
конструктивных элементов линейной части и резервуаров на слабонесущих
оттаивающих грунтах, на которые получены 5 свидетельств на изобретения;
5) на основе материалов диссертационной работы разработаны и
используются в учебном процессе Уфимского государственного нефтяного
технического университета учебно-методическое пособие для курсового и
дипломного проектирования студентов, обучающихся по специальностям:
обеспечение вычислительной техники и
220400 «Программное
автоматизированных систем», сооружение и
090700 «Проектирование,
эксплуатация газонефтепроводов и газохранилищ», 657900
«Автоматизированные технологии и производства», - а также для инженерно-
технических работников предприятий магистрального транспорта нефти и
нефтепродуктов на курсах повышения квалификации и три учебно-
методических руководства по курсам «Гидравлика», «Гидромеханика»,
«Гидрогазодинамика», «Гидрогазодинамические расчеты в нефтегазовом деле».

Апробация работы

Основные положения диссертационной работы докладывались на XIII-
XXVI школах-семинарах по проблемам трубопроводного транспорта (Уфа,
ИПТЭР (ВНИИСПТнефть), 1988 - 2002 гг.), XXXI-LII научно-технических
конференциях студентов, аспирантов и молодых ученых (Уфа, УГНТУ (УНИ),
1980 - 2002 гг.), научно-производственном совещании “Пути и методы
прогнозирования и диагностики линейной части газопроводов
Главтюменгазпрома» отраслевом совещании
(Сургут, 1987),
Миннефтегазпрома "Проблемы охраны окружающей среды в нефтяной
промышленности" технических совещаниях региональных
(Уфа, 1990),
управлений АК ОАО ОАО
«Транснефть»: «Уралсиб» (г.Уфа, 1999),
9
«Транссибнефть» (г. Омск, 2000), ОАО «Приволжскнефтепровод» (г. Самара,
2001), заседаниях ученых советов НИИБЖД МЧС РБ, ЮганскНИПИнефть
(г.Уфа, 2000-2002 гг.), конференции АНК ”Башнефть” (Уфа, 1996), семинаре
НК ЮКОС «Снижение затрат при эксплуатации…трубопроводного транспорта
НК ЮКОС» (г. Москва, 2001), секциях научно-технических советов УГНТУ, на
Российских и международных семинарах, конференциях, симпозиумах:
трубопроводного транспорта газа Западной Сибири»
«Проблемы
(Тюмень,1987), «Новоселовские чтения» (Уфа, 1998), «Методы кибернетики
химико-технологических процессов - «КХТП-V-99» (Москва, Уфа, Казань,
1999), IV международной конференции РАН «Химия нефти и газа» (Томск,
2000), “Проблемы нефтегазовой отрасли” (Уфа, 2000), 54, 55-ой Межвузовских
научных конференциях «Нефть и газ» (Москва, РГУ, 2000, 2001), II и III
конгрессе нефтепромышленников России «Проблемы нефти и газа» (г.Уфа,
2000-2001 гг.), 24th International Petroleum Conference and Exhibition "Oil and Gas
Transportation" (Tihany, Hungary 18-20 Oct. 1999), European, Middle Eastern and
Africa User Conference “GIS for the New Millennium” (Istanbul, Turkey, 2000).

Публикации

Основное содержание работы изложено в 73 работах, в том числе
монографии и учебно-методическом руководстве, 43 статьях, 24 докладах и
тезисах, 4 авторских свидетельствах и патентах. Данный труд основан на
результатах исследований автора за более чем 20-летний период работы.

Структура и объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, 6 глав, заключения и
библиографического списка. Она изложена на 365 страницах машинописного
текста, содержит 87 рисунков, 32 таблицы. Библиографический список
включает 322 наименования.
Автор выражает признательность за помощь и полезные советы в работе
научному консультанту проф. А.М.Шаммазову; а также за научные
консультации и ценные рекомендации проф. Р.Н.Бахтизину, проф. Г.К.Аязяну,
доц. В.А.Шабанову; зам. директора НИИБЖД МЧС РБ проф. С.В.Павлову за
предоставленные материалы по геоинформационным системам.
10
СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ
Во введении обоснована актуальность и важность проблемы
совершенствования системы управления технологическими режимами
нефтепродуктопроводов и создания эффективных средств оперативной
диагностики осложнений, возникающих в процессе эксплуатации линейных
объектов магистрального транспорта нефти и нефтепродуктов, а также
сформулированы научная новизна, основные положения, выносимые на
защиту, практическая ценность работы и ее реализация.
Первая глава посвящена разработке и обоснованию системного подхода
к анализу эффективности функционирования, классификации причин снижения
пропускной способности, изучению возможностей существующих
информационных систем и формулировке задач функциональной диагностики
магистральных нефтепроводов. Показано, что специфические принципы
хозяйствования за почти вековой период эволюции системы магистрального
транспорта России мобилизацией ресурсов всей страны за достаточно короткий
срок позволили, с одной стороны, создать уникальную по своей протяженности
и пропускной способности сеть магистральных нефте- и продуктопроводов, а с
другой - не выработали адекватных механизмов реновации основных средств и
воспроизводства имеющихся ресурсов. В итоге, прогрессирующее старение и
снижение несущей способности линейной части заставляет пересматривать
регламенты эксплуатации в сторону снижения эксплуатационных давлений,
перехода на более «щадящие» режимы, снижающие пропускную способность
эксплуатационных участков трубопроводов. Анализ укрупненных показателей
темпов реконструкции и ремонтов линейной части по отчётам АК
«Транснефть» позволил сделать вывод, что в исторически сложившихся
условиях система магистральных трубопроводов России в ближайшие 20…30
лет неизбежно будет эксплуатироваться в недогруженных режимах.
Актуальность вопроса о безопасной и эффективной эксплуатации изношенных
недогруженных трубопроводов со временем будет только расти.
На современном этапе реализации рыночных отношений перед отраслью
стоят две проблемы: 1) где можно высвободить средства для вложения в
капитальный ремонт и реконструкцию объектов магистрального транспорта и
2) как эффективно, безопасно с технологической и экологической точке зрения
эксплуатировать изношенные транспортные сети. Обе проблемы решаются
внедрением системы автоматизированного управления технологическими
11
режимами магистральных нефтепродуктопроводов принципиально иного
уровня, зарекомендовавших себя как в современных оборонных, так и
промышленных проектах.
Для экономии энергетических ресурсов и оценки эффективности
технологического процесса перекачки предложена методика «Анализ
энергопотребления на перекачку нефти по магистральным нефтепроводам»,
основанная на сопоставлении расчётных (каталожных) эксплуатационных
показателей и фактических данных АСУ, диспетчерской, журналов
энергопотребления и лаборатории качества. Необходимо отметить многолетний
опыт работ в области анализа эффективности эксплуатации магистральных
насосов Л.Г. Колпакова, А.Г. Гумерова, А.М. Акбердина, С.Г. Бажайкина;
аналогичные работы для линейной части и резервуарных парков -
П.И.Тугунова, В.Ф.Новоселова, Ф.Ф.Абузовой, В.И.Голосовкера, А.Ш.Ахатова,
К.Р.Ахмадуллина.
Представленная в работе методика отличается системным подходом к
проблеме энергоаудита и 100 % 110 kV

включает анализ всех состав-
W
ляющих технологической
СТОРОННИЕ
цепочки магистрального ПОТРЕБИТЕЛИ
0-25 %
ПОДВОДЯЩАЯ
транспорта нефти от точки СЕТЬ 1-2 % W
подключения к энергосетям W СОБСТВЕННЫЕ
НУЖДЫ 5-25%
до конечного пункта
эксплуатационного участка
ЭХЗ И ПРОЧИЕ
нефтепровода с точки зрения ЭЛЕКТРО- 0-4 %
ДВИГАТЕЛИ
энергопотребления. Возмож- 4 – 10%

ности по дискретизации
энергетической цепочки
определены только наличием НАСОСЫ
25-40% Pн
контрольно-измерительных
ДРОССЕЛЬ
приборов на насосных 0-5%
P1 P2
станциях и трассе, а также
существующим регламентом
их опроса и регистрации ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЙ ГИДРОДИНАМИ-
ГИДРАВЛИЧЕСКИЕ ЧЕСКИЙ НАПОР
показаний (рисунок 1). НАПОР НА ВХОДЕ ПОТЕРИ 40-60 % НА ВЫХОДЕ


Рисунок 1 – Энергопотребление НПС с напорным
участком трубопровода
12
Сделано обобщение энергопотерь по двум категориям:
• системная составляющая потерь, которая характеризует потребление
энергии установленным оборудованием в оптимальном режиме его
эксплуатации и может быть изменена только сменой собственно
оборудования;
• динамическая составляющая потерь, которая возникает за счет отклонений
режимов эксплуатации от оптимального или во время нестационарного
(неустановившегося) режима движения в трубопроводе. Эти потери можно
минимизировать, улучшая регламент эксплуатации системы без замены
основного оборудования.
Основное аналитическое средство - сведение балансов энергопотребления
как для всего эксплуатационного участка нефтепровода, так и для отдельной
насосной станции с напорным участком трубопровода по выборке данных
фактических параметров эксплуатации, кратной двухчасовому периоду. В
качестве критерия сравнения предложено отношение расчётных затрат энергии
(кВт?ч.) на выполнение транспортной работы к фактическим и регламентным.
Апробация методики и программного продукта «Энергопотребление»
проведена на нефтепроводах «Куйбышев-Лисичанск» ?1220 мм и «Куйбышев-
?720
Тихорецк» мм на участке Красноармейск».
«Куйбышев –
Проанализированы балансы энергопотребления с 01 октября 2000 по 26
сентября 2001 г. по двухчасовым выборкам данных (рисунок 2).
37500
35000
32500
30000
Потребление, кВт?ч/ ч




27500
25000
22500
20000
17500
15000
12500
10000
7500
5000
2500
0


фактическое потребление на транспорт нефти Дата
расчётные потери в насосах + в двигателях +потери на гидравлическое сопротивление
потребление по регламенту
Рисунок 2 - Сравнение энергопотребления магистрального нефтепровода в
фактических, регламентированных и расчетных значениях
13
Рассмотрение детализированного баланса энергопотребления дает оценку
эффективности мероприятий экономии энергоресурсов в каждом звене
технологической цепочки. По данным энергопотребления трубопроводов
различного назначения (нефте-, продукто- и кондесатопроводов) показана
возможность повышения эффективности перекачки на 7…22% за счет
внедрения превентивных мер, устраняющих причины осложнений
технологических режимов, снижающих пропускную способность
нефтепроводов. Оценка эффективности традиционных средств очистки
нефтепроводов привела к пониманию необходимости разрабатывать
дополнительные технические и организационные мероприятия по удалению
подвижных внутритрубных образований – водяных и газовых скоплений.
Изучение возможностей современных систем телемеханики (SCADA) на
примере её реализации в Каспийском трубопроводном консорциуме позволило
сделать заключение, что внедрение современных технологий SCADA,
телемеханики и АСУ подготовило основу для системы функциональной
диагностики осложнений технологических режимов нефте- и
продуктопроводов, которая способна повысить оперативность принятия
решений, расширить аналитические возможности служб, эксплуатирующих
разветвленные сети, и снизить энергопотребление системы магистрального
транспорта нефти до 1/3 затрат энергии на линейной части.
В заключении главы приведена классификация причин снижения
пропускной способности и эффективности, технологической и экологической
безопасности функционирования участка магистрального нефте-
продуктопровода, объединенных общим термином «осложнения»
технологических режимов. Поставлены задачи и определены этапы разработки
системы функциональной диагностики нефте- и продуктопроводов,
реализуемой строго в рамках мониторинга эксплуатационных параметров,
регистрируемых системами SCADA (давление, расход, температура и время)
без специфических диагностических воздействий. Определены терминология и
методология построения диагностических алгоритмов. Обоснована
необходимость учёта человеческого фактора в управлении объектами
магистрального транспорта. Сформулированы классические вопросы, на
которые система функциональной диагностики должна предельно чётко давать
ответы: - какие осложнения характерны для диагностируемого объекта?
- где по трассе они локализованы?
- их количественная оценка?
14
Вторая глава посвящена разработке аналитического аппарата системы
функциональной диагностики осложнений технологических режимов
магистральных трубопроводов, способного совмещать конкурирующие оценки
осложнений, полученные по частным диагностическим алгоритмам.
Классические решения обратных задач тепло- и массопереноса в
технологических расчётах трубопроводного транспорта нефти не обладают
достаточной устойчивостью по входным данным, весьма чувствительны к
качеству используемых моделей и полноте описания физического процесса,
однако позволяют получить интервальную оценку диагностируемого
параметра, разброс значений которых можно значительно сократить,
сопоставив подобные оценки по нескольким независимым параметрам
координатного пространства диагностических признаков. В условиях
технических ограничений доступной в традиционных системах телемеханики и
АСУ информации как по количеству, так и по качеству, с одной стороны, и
достаточно обширного списка осложнений технологических режимов,
подлежащих идентификации, – с другой, решение задач функциональной
диагностики лежит на стыке новейших методов математической логики,
многокритериальных оценок и «мягких» вычислений.
В методологическую основу системы функциональной диагностики
положены генетические алгоритмы многопараметрического поиска решений,
адекватно описывающих зарегистрированные значения технологических
параметров в координатном пространстве диагностических признаков и
логических конструкций свода правил диагностирования, которые дают
возможность находить альтернативы на всём множестве возможных решений
без излишних вычислительных затрат «комбинаторного взрыва» с ростом
размерности задачи. Количество же независимых переменных достигает 140-
200 при идентификации 5-7 осложнений на эксплуатационном участке
нефтепровода протяженностью 400-500 км.
История применения генетических алгоритмов начинается с работ
Р.Холстиена, Де Джонга, Дж. Холланда и Д. Гольдберга 1970-75 гг., в которых
впервые были продемонстрированы возможности метода для решения задач
многопараметрической оптимизации, хотя изначальная идеология «нечёткой»
логики разработана Л. Заде на десятилетие ранее. Но только в последние 5-7
лет появились работы Savic D.A., Walters G.A. (Великобритания), Vitkovsky
J.P., Simpson A.R., Murthy L.J. (Австралия), Tang K.W., Zhang F. (Канада),
15
предложивших использовать генетические алгоритмы в проектировании
водопроводных сетей решением обратных задач гидравлики.
В соответствии с наиболее общим определением генетические алгоритмы
- это методы случайного глобального поиска, копирующие механизмы
естественной биологической эволюции. Терминология, принятая в данной
области математики, заимствована из генетики. Генетические алгоритмы
оперируют с популяцией оценок потенциальных решений (индивидуумов),
используя принцип "выживает наиболее приспособленный". На каждом шаге
алгоритма образуется новое множество приближений, создаваемое посредством
процесса отбора индивидуумов согласно их уровню пригодности. Операндом
генетического алгоритма является ген @G – закодированная оценка того или
иного осложнения технологического режима, объединенный в «хромосому»
(chromosome, string) - n-мерный вектор S .
На предварительном этапе выявляются осложнения, подлежащие оценке,
из которых формируется структура хромосомы. Учитывая естественное
ограничение, что дискретность пространства диагностического поиска не
может превышать физического, обусловленного наличием датчиков по длине
нефтепровода, каждому участку трассы между замерными пунктами поставлен
в соответствии геном{@W, @D, @U, @A, @L}, состоящий из пяти генов:
@W – скопления воды; @U – неподвижные объекты;

@A – газовые скопления; @L – утечки;

@D – смолопарафиновые отложения.

Область значений всех генов @G унифицирована - [0…7], что
обеспечивает возможность применения операторов генетических алгоритмов
между ними. Размерность кода зависит от требуемой точности оценки
диагностируемых параметров. Значение кода @G определяет количественную
оценку осложнения, которая может быть пропорциональной или
прогрессивной. Пропорциональное кодирование целесообразно применять для
водных и газовоздушных скоплений. Прогрессивное - более предпочтительно
для фаззификации утечек, смоло-парафиновых отложений, скоплений грата,
деформаций труб и пр.
Алгоритм диагностирования осложнений технологических режимов на
трассе нефтепродуктопровода включает три стадии нахождения решения.
16
На начальном этапе по конструктивным особенностям диагностируемого
объекта и глобальным признакам существования осложнений формируется
структура хромосомы S . После чего для каждого участка трассы между
замерными пунктами производится оценка максимально возможного уровня
осложнения, которому ставится в соответствии максимальное значение кода -7:
- для газовых скоплений – это длина всех нисходящих участков трассы;
- для водных скоплений – это длина всех восходящих участков трассы;
- для смолопарафиновых отложений рекомендовано принять предельную
оценку толщины слоя - ?max = D/4;
- для утечек, чтобы не дублировать существующие возможности,
целесообразно брать значения на пределе чувствительности традиционных
методов систем обнаружения утечек (3-5% от номинального расхода).
Этап выполняется только при инициализации системы диагностики и
завершается её отладкой – накоплением в базе знаний решений алгоритма в
процессе тестового ситуационного обучения.
На первом этапе предварительного поиска претендентов на решение
генерируется начальная популяция { S }(?=0) из N индивидов. Количество особей
в популяции должно быть не менее удвоенного произведения видов
диагностируемых осложнений k на количество замерных пунктов по трассе
эксплуатационного участка трубопровода (m – 1), из которых не менее 50%
популяции – это результаты диагностики предыдущих периодов времени,
которые извлекаются из базы знаний. Вторая часть индивидов формируется из
условия максимального охвата всего пространства поиска решений алгоритмом
диагностирования. Применением одного из пакетов, реализующих
генетический алгоритм с элитным отбором, циклической мутацией и
диагональным кроссинговером, формируется неулучшаемая популяция
хромосом, идентифицирующих локальные максимумы функции пригодности -
претендентов на решение.
Второй этап - уточнение локальных максимумов функций пригодности
fit( S max |{@Gi}) по доминантным генам @Gi подразумевает кластеризацию -
деление исходной популяции на группы {@W}, {@A}, {@D}, {@L}, {@ U} по
принципу «родственной» близости индивидов. Применение операций
генетического алгоритма в каждой группе с пропорциональным увеличением
вероятности мутаций и уменьшения вероятности кроссинговера обеспечивает
17
получение 5 решений, каждое из которых имеет своё максимальное значение
функции пригодности в группе {@W}, {@A}, {@D}, {@L}, {@ U}. Нормированные
значения этих функций определяют вероятность адекватности интерпретации
результатов диагностирования технологических режимов:
fit S max | @ Gi
= . (1)
P @ Gi k
max
a fit S | @ Gk
1
Алгоритм дефаззификации хромосом зависит от принятых вариантов
кодирования:
- для пропорционального
@ Ai
? ?Lidown - длина участков с газовыми скоплениями, [м];
Li? =
7
@W i
- длина участков с водными скоплениями, [м];
Li? = ? ?Lup
i
7
- для прогрессивного
? +1
@ Di @ Di
D
- толщина слоя парафиновых отложений, [м];
? iср = ?
56 4
@ Li ? @ Li + 1
? Q - утечки, [м /с];
3
Qi = 0,05 ?
leak
56
2 ? ? ном ? 4
диаг ? P D
?@U i ? @U i + 1 - «неподвижные» объекты,
?i = ? i i 2
? ?Q
8
где ?Lup , ?Lidown - общая длина восходящих - up и нисходящих - down
i

сегментов на i-ом участке трубопровода между замерными пунктами, [м];
? i - относительная погрешность средств измерения;
Рном – предел измерений манометра на i-ом замерном пункте, [Па].
Результатом второго этапа процедуры диагностирования является
конечный набор альтернатив, интерпретированный в ясных для диспетчера
понятиях, в удобной для анализа и дальнейшего принятия решения форме в
сочетании с качественными и количественными оценками каждой из них.
На заключительном этапе на основании собственного опыта, анализа
тенденций развития процессов в трубопроводах и интуиции диспетчеру
предлагается выбрать наиболее вероятную из предложенного алгоритмом
списка альтернатив, адекватно отражающую реальную ситуацию на трассе.
Цикл диагностирования завершается пополнением базы знаний
избранной альтернативой с трендами технологических параметров
18
эксплуатации объекта, которая является своеобразной «памятью» системы
функциональной диагностики. Если период «памяти» достаточно большой,
велика вероятность повторения ситуации на трассе. Использование в алгоритме
цепочек кодов, близких к искомому решению, значительно сокращает время
расчётов и повышают достоверность полученных результатов.
Центральным звеном алгоритма, определяющим направление эволюции
решений, а следовательно, и адекватность результатов диагностики, является
функция пригодности. Учитывая многомерность пространства поиска, в работе
обоснована структура функции пригодности, позволяющая интегрировать
множества формализованных оценок осложнений технологических режимов по
всем координатам частных оценок и диагностических признаков.
Общим диагностическим признаком всех осложнений является изменение
давлений. С другой стороны, распределение давлений по трассе – наиболее
точно и достаточно часто регистрируемый системами телемеханики и АСУ
параметр в технологическом цикле перекачки. Поэтому компонента функции
?h принята в алгоритме
пригодности по гидравлическим потерям
диагностирования в качестве центрального связующего звена. С учётом
погрешности средств измерения давления, каналов связи, помех в системах
телемеханики и пр. компонента ?h функции пригодности примет вид:
2
? ?hфакт
рас
?h
1m
f S = 1? ? a i
, (2)
ном
m i =1 P
?hiфакт ? ? 1 ± 2 ? (? ic + ? im)
? ?g
? ic - относительная погрешность средств измерения;
где

? im - относительная погрешность расчёта;
? - плотность нефти, [кг/м3];
g - ускорение свободного падения, [м/c2].
Компоненту согласования гидравлических потерь функции пригодности
можно рассматривать как нечёткое множество с нечёткими границами,
принадлежность к которому того или иного решения (хромосомы) выражается
её значением, лежащим в диапазоне [0…1] (рисунок 3).
Применение одного признака – совпадение расчётных и измеренных
давлений по трассе может дать достоверную оценку только одного какого-либо
параметра. В нашем случае диагностики пяти осложнений необходимо ввести
19
ещё как минимум 4-6 условий, решение которых совместно с (2) даст
возможность идентифицировать каждое из них.

1,0



?f

0,5

_f
f( S )


0
1,5
0 2,0
1,0
0,5
рас
?h
?hфакт
Рисунок 3 – Компонента согласования функции пригодности по давлению
Для построения обобщенной функции пригодности fit( S ), учитывающей
все условия по всем диагностическим признакам, использованы логические
операторы нечёткой логики: отрицания, конъюнкции, дизъюнкции, которые
наиболее просто реализуются на ЭВМ:
R1 ? ¬ P , ? µ R1 = 1? µ (P ) ;
?
?
отрицание (3)

R2 ? P ?Q , ? µ R? = µ (Р ) ? µ (Q ) ;
конъюнкция (4)
2

R3 ? P ?Q ? ¬P ? Q, ? µ R? = 1 ? µ (Р ) ? µ (Q ) .
дизъюнкция (5)
3

Определение логических операторов открывает возможность приложения
математической логики в области методов принятия решений. Использование
хорошо зарекомендовавших себя решений в смежных областях математики
оправдано: единство предмета исследования заставляет искать как более
совершенные средства решения проблем, так и более правдоподобные
объяснения наблюдаемым явлениям. В рассматриваемой проблеме «мягкий»
системный анализ, делая основной акцент на структуризацию проблемы,
дополняет методологию «мягких» вычислений в структуре функции
пригодности. Мультипликативный вид функции пригодности,
зарекомендовавший себя в многокритериальной теории полезности, нашёл
применение в алгоритме диагностирования:
20

? oo
?
c ??
c факт 2
рас
?h ? ?h
c ?
fit (& S ) = ? ? c1 ? ? a c ? (1 ? ?i )? ? ,
m
1 i
(6)
c ?
ном
m i =1 P
c ?hiфакт ? i ? 1 ± 2 ? (? i + ? i )
c m
c ??
c ?
??g
e oo
e
где ? - нечёткое множество оценок соответствия решения, закодированного в
хромосоме, интегральным диагностическим признакам осложнений
технологических режимов нефтепровода в целом;
?i - нечёткое множество оценок соответствия решения локальным
диагностическим признакам, характеризующим осложнения на участке
нефтепровода между смежными i и i+1 замерными пунктами.
Оба множества содержат в качестве операндов нечёткие множества оценок
по частным осложнениям, объединенные логическими операторами (3-5).
Таким образом, можно констатировать, что для оперативной диагностики
осложнений разработан аналитический аппарат системы функциональной
диагностики технологических режимов магистральных трубопроводов,
базирующийся на современных научных достижениях в области нечёткой
логики, нечётких множеств и генетических алгоритмов. Выявлены механизмы
самообучения и накопления знаний в процессе функционирования алгоритма.
Основными задачами последующих глав диссертационной работы
являются разработка и обоснование:
а) гидродинамических условий существования каждого осложнения как
условие включения соответствующего гена в структуру хромосомы;
б) диагностических алгоритмов - количественной оценки осложнений
решением обратных задач гидравлики и тепломассопереноса;
в) функций принадлежности, максимально объективно описывающих
качественную оценку вклада каждого вида осложнений технологических
режимов эксплуатации нефтепродуктопроводов с логической интерпретацией
формализованного решения.
В третьей главе на основе моделирования стратифицированного течения
в рельефном трубопроводе даны решения основных задач диагностики газовых
скоплений, содержащих как газы неорганического происхождения (N2, CO2,
H2S, и др.), так и легкие фракции углеводородов (СН4, С2Н6). Исследованию
безнапорных и двухфазных потоков традиционно уделяется большое внимание.
Влияние участков с расслоенным течением на пропускную способность
трубопровода достаточно детально исследовалось в работах И.А.Чарного,
21
А.К.Галлямова, А.М.Шаммазова, Г.Е.Коробкова, А.М.Нечваля, А.И. Гужова,
В.Ф.Медведева, В.К.Касперовича, К.Г.Донца, В.А.Мамаева, Г.Э.Одишарии. За
рубежом наиболее авторитетными и часто цитируемыми являются N. Brauner,
D. Barnea, Y. Teitel, A.E. Dukler (Израиль), H. Furukawa, M. Ihara, K. Kohda
(Япония), G.F. Hewitt (Великобритания).
Традиционно для определения состояния фаз в многофазных потоках
используются диаграммы структурных форм двухфазных потоков, которые
имеют узкие рамки применения. В целях получения аналитического выражения
для обобщенного критерия существования газового скопления, удобного для
использования в практике эксплуатации трубопроводных систем, построена
модель стационарного расслоенного потока в нисходящем цилиндрическом
канале с углом наклона ? в профиле местности:
? d? ?? oD
2
+ 0,08263 ? 5 ? c ? o ?
dH
tg? = +?0 ? Q2 , (7)
D e ? o 4R г
dx g dx
4 R г = 1 ? sin ? - безразмерный гидравлический радиус;
где
?
D
? ? ? sin ? - коэффициент заполнения трубы;
=
2?

?,Q - скорость и расход жидкой фазы, [м/с, м3/с];
dH/dx – градиент глубины потока жидкой фазы по длине трубопровода;
? - центральный угол живого сечения потока продукта по нисходящему
участку трубопровода, [рад];
?0 – коэффициент Кориолиса;
? - коэффициент гидравлических сопротивлений, методика определения
которого включает зависимости Г.Е.Коробкова для безнапорного ламинарного
течения и зоны гладкого трения, а также формулу Кольбрука для зон
смешанного и квадратичного трения с рекомендациями М.В.Лурье для
аппроксимации переходного режима «коэффициентом перемежаемости».
В качестве критерия сравнения предложен режим течения жидкости
полным сечением Qf под действием только гравитационных сил, когда
гидравлический уклон равен тангенсу угла наклона оси к горизонту, а давление
по длине участка остается постоянным:
tg? ? D5
Qf = , (8)
0,08263 ? ? f
?f – коэффициент гидравлических сопротивлений по классическим
где
методикам гидравлики.
22
Адекватность предложенной модели доказывается сравнением с
результатами семи независимых экспериментальных исследований,
представленными на рисунке 4.
1,0



0,8



0,6
? 1
?0 2

0,4
3



0,2



0
0 0,2 0,6
0,4 0,8 1,0 1,2
Q
Qf
экспериментальные данные А.К.Галлямова;
-
экспериментальные данные А.М.Лобкова;
-
экспериментальные данные В.А.Мамаева и Г.Э.Одишария;
-
эмпирические данные Р.С.Мартинелли, Р.У. Локхарта и Д.Б.Нельсона;
-
содержание жидкой фазы в квадратичной зоне трения;
-
1
содержание жидкой фазы в зоне гладкого трения;
-
2
содержание жидкой фазы при ламинарном течении.
-
3
Рисунок 4 – Сводный график сопоставления расчётных зависимостей по
модели (7) с экспериментальными данными истинного содержания жидкой
фазы в нисходящем участке трубопровода
Анализ технологических режимов перекачки нефтей в широком спектре
изменения реологических и эксплуатационных характеристик продукта и труб
выявил максимально возможные значения производительности нисходящего
участка трубопровода в расслоенном режиме течения:
Q max = 1,069...1,161? Q f . (9)
Таким образом, условием включения газовых скоплений в перечень
осложнений, идентифицируемых на участке трубопровода между двумя
последовательно расположенными замерными пунктами по трассе, является
необходимое условие существования, которое означает, что если хотя бы один
23
сегмент линии аппроксимации трассы трубопровода в рельефе местности
отвечает условию:
Q < Qmax , (10)
скопления газов на данном участке возможны. В противном случае ген @А в
соответствующем геноме должен обнуляться перед вычислением значений
функции пригодности.
Алгоритмы диагностирования построены на физических феноменах,
измеряемые параметры которых определяются преимущественно
рассматриваемым осложнением. Для диагностики газовых скоплений
предложены алгоритмы конкурирующих независимых оценок по времени
прохождения импульса давления; по изменению объемов газовых скоплений в
соответствии с законом состояния газа; по изменению длины газовых
скоплений в зависимости от производительности. Для обоснования наиболее
селективного диагностического признака газовых скоплений разработана
модель распространения возмущений на самотечном участке трубопровода,
которая основана на законах неразрывности и сохранения момента количества
движения, принимая изменение живого сечения потока за счет деформации
только газового скопления в трубе, так как упругость газов при
эксплуатационных давлениях на несколько порядков ниже упругости
жидкостей и металла. Получена зависимость скорости распространения волны
возмущений от заполнения самотечного участка:
g ? D (? ? sin ? )
С1 = ? . (11)
?
8
sin
2
Селективность метода диагностики газовых скоплений, основанного на
разнице в скоростях распространения импульса давления, очень высокая, так
как скорость звука в напорном участке трубопровода С0 = 1000 - 1425 м/с; в то
время как в самотечном участке – С1 = 0 - 3 м/с.
Алгоритм диагностики заключается в измерении времени прохождения
импульса давления по участку трубопровода по и против течения продукта, что
исключает влияние скорости движения самого продукта на результат
измерения. Общая длина газовоздушных скоплений Lдиаг на диагностируемом
участке L? определяется временем прохождения импульса давления:
24
0,5 ? ? ? C 0 ? L?
Lдиаг = , (12)
C0 ?1
C1
? - время возвращения импульса давления к генератору, [с].
где
Алгоритм диагностики газовых скоплений по времени прохождения
импульса давления имеет глобальный характер, т.е. идентифицирует длину
скоплений во всём нефтепроводе, поэтому компоненту газовых скоплений
функции пригодности правомерно отнести к нечёткому множеству
интегральных оценок осложнений технологических режимов нефтепровода в
целом ?, формальное представление которого имеет вид:
2
? L? Lдиаг o
? ? ? ? 1± ? А ,
?А = 1? c (13)
e Lдиаг L o
, L? – оценки длины газовых скоплений, полученные в результате
где Lдиаг
применения алгоритма диагностирования (12) и дефаззификации кодов
параллели генов {@А};
?А – ошибка расчётов и дефаззификации в алгоритме диагностирования.
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:
2
? a µ ?j a µ ?j ?1 o
cj ?
? 1±? A ,
? A = 1 ? c ? ?1 ?
j
(14)
??
aµ aµ ?
c
ej j o
j
j

P j ?V ?D? ? ? n o n
2
Pj
где ? ? Li , j - количество молей газа по длине
?µ j =
j
= ? a c1 ?
c ?
R ?T j 4 n e ? 0 o
R ?T 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
25
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 смоло-
парафиновых 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 смоло-
парафиновых 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
26
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 «Уренгой-
Сургут» (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:

G ?C р e T н ? T о ? T н ? (t )dt u
K?D = + o
eln u, (15)
L e Tк ?Tо C р Tк t ?Tо u
e u
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/кг?К];
Ср – теплоёмкость нефти, [Дж/кг?К].
27
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:
?1
e1 D вн + 1 ln D тр + 1 ln D + 1 u , (16)
1
K?D = e + u
ln
? 1? D? 2? ? ? D? 2? ? cт D вн 2? ? i D тр ? 2 ?D u
e
e u
где ?1,2 – коэффициенты внутренней и внешней теплоотдачи, [Вт/м2?К];
??,?ст,?i – теплопроводность парафина, стали и изоляции труб, [Вт/м?К];
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).
16
16
Вт/мК
Па

13,5

12
12

Структурный режим

8
8
К?D
Ламинарный режим
?P?10-5

4
4
3,122
2,186



0
00 0,22 0,55 0,65 0,68
0,2 0,4 0,6 0,8 1,0
D?/Dвн
Рисунок 3 - Совмещенные графики моделирования перепадов давлений и
температур на концах трубопровода
28
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?{Cр??Tf + ? ?? (T) + g??h}/?L = - Q (?), (17)
?h – гидравлические потери между замерными пунктами, [м];
где
?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 ? T ? ?D 1 o
? i ?,
cf N
? ? = ?? c ?? (18)
Q(? ) ?
?1 ? i o
e
?1 – коэффициент теплоотдачи от перекачиваемого продукта к слою
где
парафиновых отложений, [Вт/м2?К];
?i, ?i – толщина и теплопроводность изоляции трубопровода, [м, Вт/м?К].
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
29
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 тепло-
гидравлических 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 тепло-
массопереносу 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
30
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 - 11,0
мм]; на 22.05.89 - ?? ? [1,8 - 6,2 мм]; на 06.09.89 - ?? ? [9,1 - 11,1 мм].
40
24

С
0
мм

30
20




20
16

??
Т
10
12



0
8
1985 1987 1990
1988 1989
1986
?
Рисунок 4 - Оценка толщины слоя смоло-парафиновых отложений на
участке МКП «Уренгой-Сургут» ПК0-ПК14
Предложенные 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:
2
? o
? = 1? c ? ? ?? ? ? 1±
?? ,
?i (19)
c? ?? ?
e o
?? – оценка толщины внутритрубных отложений, полученная в результате
где
применения алгоритма диагностирования, [м];
31

? – 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:
i1 + ? ? ? ?M ou
i i
? 1 ± ? ? ?y ,
= 1 ? expi ?c
?D (20)
c ?
i ? ? e ?M B oi
i ?
где ?М В = a ?? k ? ? k ? Qk ? ?? k – оценка изменения количества парафиновых
k
отложений, полученная в результате сведения материального баланса, [кг];
?М = ?D ? ? ? ? ?t ...t ?1 (a ? icp ) ? ?Li - оценка изменения количества парафиновых
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
32
рельефном трубопроводе. Решением уравнений баланса сил для каждой из фаз
расслоенного потока в наклонном трубопроводе относительно критерия
?
? Q2
? oil получено выражение равновесного уровня раздела фаз:
?= 5
D g ? sin ? ??
?
? (2? ? ? + sin ? ) ? (? )
u
(2? ? ? + sin ? ) ? Q ?? ? ? w ? ? ? sin
3
?
2
?= , (21)
?o ?o ?2 ?1 ?
g ? sin ? ?? 4 ?
? o
4
c ? ? ? ? c ? sin 3 ? ? cos ? (? ? sin ? )?
D
512 ? c ? ? ?
e 2o e 2 o e3 o
22 2
u
(? ) - функция распределения скоростей в живом сечении потока
где
?
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.
? oil
? ?Q 2
1.5
?= 5 g ?sin ? ? ??
А 1.3611
D 0.9062
1.2337
1

234 5 1–0
??
1
2 – 10-7
3 – 10-5
?
Q ??
6
? w = 4 – 10-4
? D g ? sin ? ??
4

5 – 10-3
0.5
6 - 10-2
В 7 – 5?10-2
8
7
0
0 1 2 3 4
?2=2,0

стр. 1
(всего 2)

СОДЕРЖАНИЕ

>>