По словам немецких исследователей Мюнхенского технического университета, не только узкие места в поставках, как сейчас, могут привести к дефициту природного газа или нефти. При определенных условиях смесь в трубопроводах, обычно состоящая из газа, нефти и воды, может становиться очень вязкой и даже образовывать твердые фазы.
Особенно большие проблемы для операторов представляют собой твердые гидраты, образующиеся из газа и воды, например, при остывании смеси до низких температур морского дна при длительных остановках трубопровода.
Чтобы устранить засор на месте, сначала необходимо найти поврежденный участок трубопровода. Локализация засоров снаружи является сложной задачей, поскольку они могут образовываться в любом месте по длине трубопровода.
На сегодняшний день для обнаружения засоров используются тепловизионные камеры и гамма-излучение. Однако ни один из этих методов не работает под водой. Ультразвук, с другой стороны, без проблем проникает в воду, но гидратные блоки могут быть обнаружены только на близком расстоянии снаружи от стенки трубопровода.
Это ограничение создает практические трудности, поскольку подводные трубопроводы прокладываются на глубине до 2000 метров и часто естественным образом покрываются материалами морского дна, такими как песок или ил. Еще одна техническая проблема, связанная с акустическими методами, возникает из-за отсутствия четкой разницы между акустическими импедансами гидратной фазы и других фаз смеси сырой нефти, что затрудняет различение.
По словам доктора Софи Буат, «нейтроны — идеальный зонд для решения поставленной задачи». Она установила контакт с учеными Центра Хайнца Майера-Лейбница в Гархинге под Мюнхеном.
«Используя активационный гамма-нейтронный анализ, можно очень точно обнаружить легкие атомы и, в частности, водород», — продолжает она. Поскольку содержание водорода в гидратах и обычной нефти или газе значительно различается, должна быть возможность обнаружения закупорки путем измерения концентрации водорода.
Доктор Ральф Жиль, отраслевой координатор Исследовательского источника нейтронов FRM II, провел технико-экономическое обоснование по этой теме вместе с другими коллегами из Мюнхенского технического университета и Исследовательского центра Юлиха. Используя прибор PGAA (анализ быстрой активации гамма-излучения), в котором используются холодные нейтроны от FRM II, исследователи установили, что этот подход можно использовать для дифференциации между нефтью и газом и закупоркой.
На установке радиографии и томографии NECTAR и приборе FaNGAS (гамма-спектроскопия, вызванная быстрыми нейтронами) они использовали быстрые нейтроны от FRM II, чтобы показать, что достаточно большое количество нейтронов проникает через металлические стенки трубопроводов, чтобы облегчить соответствующие измерения, и что измерение также хорошо работает под водой.
«Результаты ясно демонстрируют, что нейтроны идеально подходят для этого приложения. Более того, эксперименты показали, что мы можем отличить даже зарождающуюся закупорку от полностью развившейся», — говорит доктор Ральф Жиль. «Это очень полезно, потому что тогда можно даже превентивно нагреть сегмент трубы, чтобы расплавить закупорку до того, как она полностью разовьется».
На практике мобильный детектор с небольшим источником нейтронов будет перемещаться взад и вперед по трубопроводу в поисках пробок.
Помимо ученых Мюнхенского технического университета, в анализе приняли участие исследователи из Forschungszentrum Jülich и RWTH Aachen University.
