Повышение точности прогнозных расчетов технического состояния нефтепроводов с учетом данных датчиков СОД о температуре перекачиваемой нефти
Authors: Kuznetsovа Olga V. , Fedotov Alexey L. , Gonopolsky Alexander A. , Grigoriev Leonid V. 
Published: December 2021

The experience of operating oil main pipelines laid underground in cryolithozone conditions shows that one of the reasons for the decrease in operational reliability of the pipeline is its thermal effect on permanently frozen ground. The parameter included in the list of initial data for predictive calculations of the technical condition of the oil pipeline is the temperature of the pumped oil, which is traditionally determined by the readings of the sensors measuring the temperature of the pipe wall of monitoring and supervisory control systems. However, the distance between these sensors can reach several tens of kilometers, so the measurements are valid only for selected sections on the pipeline segment, the shape of the temperature distribution function between them remains unknown, which negatively affects the accuracy of predictive calculations. To solve this problem it is proposed to use flow temperature sensors installed on cleaning and diagnostic facilities, with the help of which it is possible to measure the temperature of the pumped oil in each section of the pipeline. The authors set a goal to study the applicability of the results of oil temperature measurements by sensors from cleaning and diagnostics facilities to improve the accuracy of predictive calculations of thawing areolas and soil settlements at the base of main oil pipeline. In the course of the study, a series of tests was carried out using the oil temperature sensor installed on the inline inspection tool VIP 40-OPT.00-01.000 and pipe wall strap-on temperature sensor TSPU 011. According to the results of the study, the expediency of using the results of oil temperature measurements by the sensor of inline inspection tool when calculating the temperature of the pipeline wall to select the shape of the approximating function, as well as to solve related problems of geotechnical monitoring was confirmed. In order to improve the accuracy of predictive calculations of thawing areolas and soil settlements, an algorithm has been developed for checking the compliance of the calculated model of the oil pipeline with the actual pumping conditions.
Опыт эксплуатации магистральных нефтепроводов, проложенных подземным способом в условиях криолитозоны, показывает, что одной из причин снижения эксплуатационной надежности трубопровода является его тепловое воздействие на многолетнемерзлый грунт. Параметром, входящим в перечень исходных данных для проведения прогнозных расчетов технического состояния нефтепровода, является температура перекачиваемой нефти, которая традиционно определяется по показаниям датчиков измерения температуры стенки трубы систем диспетчерского контроля и управления. Однако расстояние между этими датчиками может достигать десятков километров, поэтому проводимые измерения справедливы только для выбранных секций на участке трубопровода, форма функции распределения температуры между ними остается неизвестной, что отрицательно сказывается на точности прогнозных расчетов. Для решения данной проблемы предлагается использовать датчики температуры потока, устанавливаемые на средствах очистки и диагностики – с их помощью возможно производить измерения температуры перекачиваемой нефти в каждой секции трубопровода. Авторами поставлена цель по исследованию применимости результатов измерений температуры нефти датчиками со средств очистки и диагностики для повышения точности прогнозных расчетов ореолов оттаивания и осадок грунта в основании магистрального нефтепровода. В ходе исследования проведены испытания с использованием датчика температуры нефти, установленного на внутритрубном инспекционном приборе ВИП 40-ОПТ.00-01.000 и накладного датчика температуры стенки трубы ТСПУ 011. По итогам исследования подтверждена целесообразность использования результатов измерений температуры нефти датчиком внутритрубного инспекционного прибора при расчетах температуры стенки трубопровода для выбора формы аппроксимирующей функции, а также для решения сопутствующих задач геотехнического мониторинга. С целью повышения точности прогнозных расчетов ореола оттаивания и осадки грунта разработан алгоритм проверки соответствия расчетной модели нефтепровода фактическим условиям перекачки.