Способ дистанционного обнаружения утечек нефти из магистрального трубопровода. Поиск утечки нефти


Способ дистанционного обнаружения утечек нефти из магистрального трубопровода

 

Использование: диагностика действующих магистральных трубопроводов для транспортировки нефти. Сущность изобретения: в способе дистанционного обнаружения утечек нефти из магистральных трубопроводов, включающем аэросъемку теплового поля трассы трубопровода, определение пороговых значений яркости, определение местоположения локальных участков с аномальной температурой, фиксирование значения яркости теплового поля локальных участков, дополнительно проводят лазерное зондирование подстилающей поверхности трассы трубопровода не менее чем на трех исследуемых длинах волн поглощения излучения основным компонентами газовой фракции нефти и на опорной длине волны, которая расположена в зоне свободной от поглощения излучения этими компонентами, но достаточно близко к ним, определяют для каждой исследуемой длины волны и каждого элемента разложения изображения относительные яркости подстилающей поверхности как отношение яркости подстилающей поверхности для каждой длины волны к яркости подстилающей поверхности на опорной длине волны, затем определяют логарифмы относительных яркостей и их средние значения, а место утечки определяют по местоположению участка с аномальной температурой, для которого логарифм относительной яркости изображения для первой длины волны отличается от среднего значения для всего контролируемого участка на заданное пороговое значение и логарифмы относительных яркостей изображений для трех волн составляют пропорцию (10,2):(1,40,2):(1,20,2). 1 ил.

Изобретение относится к области трубопроводного транспорта и может быть использовано при диагностике действующих магистральных трубопроводов, предназначенных для транспортирования нефти.

Эксплуатация современных магистральных трубопроводов предполагает их периодическое обследование с целью выявления нарушений целостности труб, происходящих, например, из-за коррозии или деформаций, вызываемых перемещениями грунта при замерзании и оттаивании. Известен способ дистанционного обнаружения утечек тепла из подземных теплопроводов (см. авторское свидетельство СССР N 1434212, F 17 D 5/02). Данный способ включает аэросъемку теплового поля трассы трубопровода, фиксирование местоположения локальных участков местности с повышенной температурой, а также наземную термометрию эталонных участков трассы. Указанный способ применим лишь для поиска дефектов в трубопроводах, служащих для транспортировки сильно нагретой среды, например теплоносителя в теплопроводах. Наиболее близким к данному техническому решению является способ дистанционного обнаружения утечек в трубопроводе (см. авторское свидетельство N 1800219, пр. от 21.05.91 г, F 17 D 5/02), выбранный в качестве прототипа. Этот способ включает в себя аэросъемку теплового поля трассы, определение пороговых значений ярости, фиксирование значений яркости теплового поля локальных участков и определение течи по местоположению локальных участков с пониженной температурой. Недостатком этого способа является большая вероятность ложных тревог, вызываемых наличием на трассе трубопровода тепловых аномалий искусственного и естественного происхождения, несвязанных с утечками. К тому же этот способ ориентирован на обнаружение утечек сжиженных газов, транспортируемых трубопроводом под давлением в несколько десятков атмосфер и при повреждении трубопровода газы выходят в окружающую среду (область низкого давления), меняя свое агрегатное состояние и охлаждая прилегающие к трубопроводу слои грунта. Создаваемый отрицательный тепловой контраст локального участка, имеющего определенные размеры, и является признаком наличия утечки. Известный способ не позволяет обнаруживать с достаточной достоверностью сам факт и место утечки в трубопроводе, транспортирующем углеводороды, находящиеся в естественном состоянии в жидкой фазе, например нефть, температура которой по технологии прокачки +17o C и тепловые контрасты, даже при выходе нефти на открытый грунт, зачастую будут недостаточны для их обнаружения. А при небольших повреждениях трубопровода выход нефти на открытый грунт еще и сильно растянут во времени. Целью данного изобретения является возможность ранней диагностики утечки нефти из магистральных трубопроводов. Поставленная цель достигается тем, что в способе, включающем аэросъемку теплового поля трассы трубопровода, определение пороговых значений яркости, определение местоположения локальных участков с аномальной температурой, фиксирование значения яркости теплового поля локальных участков, дополнительно проводят лазерное зондирование подстилающей поверхности трассы трубопровода не менее чем на трех исследуемых длинах волны (1, 2, 3) поглощения излучения основными компонентами газовой фракции нефти и на опорной длине волны (o), которая расположена в зоне свободной от поглощения излучения этими компонентами, но достаточно близко к ним, определяют для каждой исследуемой длины волны и каждого элемента разложения изображения относительные яркости подстилающей поверхности как отношение яркости подстилающей поверхности для каждой длины волны к яркости подстилающей поверхности на опорной длине волны, затем определяют логарифмы относительных яркостей и их средние значения, а место утечки определяют по местоположению участка с аномальной температурой, для которого логарифм относительной яркости изображения для первой длины волны (1) отличается от среднего значения для всего контролируемого участка на заданное пороговое значение и логарифмы относительных яркостей изображений для трех длин волн составляют пропорцию (10,2):(1,40,2): (1,20,2). На чертеже изображено схематически сканирующее устройство, посредством которого может быть реализован предлагаемый способ. Устройство содержит сканирующий элемент 1, выполненный, например, в виде четырехгранной зеркальной призмы, установленной с возможностью вращения вокруг оси, проходящей через центр призмы, датчик угла поворота призмы 2, входной объектив 3, спектроделитель 4, приемник теплового канала 5, подключенный к блоку селекции сигналов 6, приемник видимого канала 7, сигнал от которого через смеситель 8 поступает на видеоконтрольное устройство 9, плоское зеркало 10, которое направляет лазерное излучение, отраженное от подстилающей поверхности на входную щель полихроматора 11, пакет лазеров 12 с длинами волн генерации 1, 2, 3, o, излучение которых, синхронно, через сканирующую призму 1 направляется на один и тот же контролируемый участок трассы трубопровода, приемники излучения 13, установленные за выходными щелями полихроматора, блок обработки сигналов 14. Устройство устанавливается на летательный аппарат таким образом, чтобы ось вращения сканирующей призмы совпадала с направлением полета. Излучение лазеров направляются сканирующим элементом 1 на подстилающую поверхность по линейной траектории, перпендикулярно направлению полета. Отраженное от подстилающей поверхности лазерное излучение тем же сканирующим элементом направляется на входной объектив 3 и далее на входную щель полихроматора (которая служит элементом разложения изображения в лазерных каналах), где происходит пространственное разделение излучения на исследуемые длины волн 1, 2, 3) и опорную длину волны (o). Сигналы с приемников излучения 13 поступают на блок обработки сигналов 14. Блок обработки сигналов 14 определяет для каждой исследуемой длины волны (1, 2, 3) и каждого элемента разложения изображения относительные яркости подстилающей поверхности, как отношение яркости подстилающей поверхности для каждой длины волны к яркости подстилающей поверхности на опорной длине волны o. Затем определяет логарифмы относительных яркостей и их средние значения и при превышении логарифма отношения сигналов над его средним значением на некоторое пороговое значение в первом лазерном канале, т.е. на 1, и наличии заданной пропорции (10,2): (1,40,2): (1,20,2) относительных яркостей изображений для трех длин волн 1, 2, 3, выдает на третий вход смесителя 8 сигнал о наличии в поле зрения сканирующего устройства локального участка местности, обладающего признаками утечки. Смеситель 8 замешивает сигнал о наличии утечки, поступающий с блока обработки сигналов 14 с телевизионным и тепловизионным сигналами, где отмечены локальные участки с аномальной температурой с фиксированными значениями яркости теплового поля этих участков. Исследуемые длины волн выбраны для основных компонентов газовой фракции, т. е. для пропана, бутана и пентана. Опорная длина волны расположена в зоне свободной от поглощения излучения этими компонентами. В результате на экране видеоконтрольного устройства 9, в поле телевизионного изобретения наносятся метки, указывающие место утечки на трассе трубопровода. Локальные участки местности могут быть как с повышенной, так и с пониженной температурой, что значительно облегчает задачу нахождения аномального участка. В результате проведенного комплекса исследований установлены физические закономерности выхода из трубы и распространения нефти к поверхности грунта. В зависимости от специфики дефектов трубопровода и условий его функционирования (глубина залегания трубы, тип грунта и плотность его упаковки, температура окружающей среды), время выхода нефти на поверхность может колебаться от нескольких минут до нескольких месяцев. В последнем случае ранее обнаружение утечек нефти возможно только по ее газовой фракции, которая легкой диффундирует через слой грунта и всегда присутствует над местом утечки. По результатам исследования газовой фракции определен процентный состав смеси углеводородов, входящих в нее (основные компоненты: пропан 21% бутан 22,2% пентан 14%). Определена амплитуда изменений абсолютной концентрации газовой фракции над место утечки в зависимости от условий эксплуатации трубопровода и характера повреждения трубопровода (600 г/м3 при выходе нефти на открытый грунт при температуре окружающей среды +50o C, 1400 мг/м3 при толщине грунтового покрова 300 мм, диаметре "свища" в трубопроводе 5 мм и температуре окружающей среды 20o C, 57 мг/м3 при толщине грунтового покрова 1500 мм, диаметре "свища" 1 мм и температуре окружающего воздуха минус 50o C), выявлена стабильность относительного состава газовой фракции (при вариациях амплитуды абсолютной концентрации смеси газов, приведенной выше, относительный состав фракции по основным компонентам остается неизменным), уточнены константы поглощения излучения газами фракции (сечение поглощения, коэффициент поглощения для области длин волн 3,2 3,5 мкм). Пороговое отношение логарифма отношения сигналов в первом лазерном канале, т. к. на первой длине волны, устанавливается в зависимости от априорных сведений о глубине залегания трубопровода, типе грунта и плотности его упаковки, и температуре окружающей среды, которые определяют уровень абсолютной концентрации газовой фракции над местом утечки нефти. Лабораторное моделирование предлагаемого способа обнаружения утечек показало возможность обнаружения газовой фракции над местом утечки при абсолютной концентрации более 100 мг/м3 и толщине слоя газа 1,5 м. При условиях моделирования (толщина грунта 1,5 м, диаметр "свища" 1 мм, температура над поверхностью минус 45o C) выход нефти на открытый грунт в процессе эксперимента не наблюдался. Использование предлагаемого способа дистанционного обнаружения утечек в магистральных трубопроводах обладает преимуществом более ранней диагностики утечек нефти из трубопровода по сравнению с прототипом.

Формула изобретения

Способ дистанционного обнаружения утечек нефти из магистральных трубопроводов, включающий аэросъемку теплового поля трассы трубопровода, определение пороговых значений яркости, определение местоположения локальных участков с аномальной температурой, фиксирование значения яркости теплового поля локальных участков, отличающийся тем, что дополнительно проводят лазерное зондирование подстилающей поверхности трасс трубопровода не менее, чем на трех исследуемых длинах волн 1,2, 3 поглощения излучения основными компонентами газавой фракции нефти и на опорной длине волны o, которая расположена в зоне, свободной от поглощения излучения этими компонентами, но достаточно близко к ним, определяют для каждой исследуемой длины волны и каждого элемента разложения изображения относительные яркости подстилающей поверхности как отношение яркости подстилающей поверхности для каждой длины волны к яркости подстилающей поверхности на опорной длине волны, затем определяют логарифмы относительных яркостей и их средние значения, а место утечки определяют по местоположению участка с аномальной температурой, для которого логарифм относительной яркости изображения для первой длины волны 1 отличается от среднего значения для всего контролируемого участка на заданное пороговое значение и логарифмы относительных яркостей изображений для трех длин волн составляют пропорцию (1 0,2) (1,4 0,2) (1,2 0,2).

РИСУНКИ

Рисунок 1

www.findpatent.ru

Утечки нефти и нефтепродуктов из резервуаров

Утечки из резервуара происходят вследствие неудовлетворительного технического состояния его корпуса и днища, а также оборудования и запорной арматуры. Как известно, утечки со скоростью две капли в 1 с приводят к потерям 130 л нефтепродукта в месяц, утечки в виде капель, временами переходящих в струйку, достигают 200 л в месяц, истечение в виде струи диаметром 2,5 мм при давлении 0,1 МПа приводит к потерям до 25 м3 в месяц, а струи диаметром 4,8 мм — к потерям до 40 м3 нефтепродукта.[ ...]

К утечкам нефти и нефтепродуктов приводят также неплотности сальниковых уплотнений задвижек, сифонных кранов, подъемников хлопушек, фланцевых соединений, а также неумелый спуск подтоварной воды из резервуаров.[ ...]

Помимо потерь ценных нефтепродуктов и загрязнения окружающей среды, утечки представляют опасность крупных аварий; взрывов и пожаров. Наряду с применением средств защиты внутренней и наружной поверхности резервуаров от коррозии (см. гл. 7) для предотвращения потерь от утечек нефти и нефтепродуктов необходимо следить за технической исправностью и герметичностью резервуаров, оборудования и запорной арматуры.[ ...]

Применяют самоуплотняющиеся сальники, течи во фланцевых соединениях устраняют заменой прокладок и равномерной затяжкой болтов. Утечки при спуске подтоварной воды предотвращают путем применения сигнализаторов уровня поверхности раздела воды и нефтепродукта, а операции по спуску воды производят медленно.[ ...]

Для обеспечения надежного сцепления клеевого слоя с металлом необходима подготовка резервуара, т. е. удаление с металлической поверхности продуктов коррозии, следов масел, красок и других загрязнений.[ ...]

Физико-химическую очистку производят с помощью индивидуальных растворителей, их смесей или специальных моющих средств.[ ...]

Старые лакокрасочные покрытия удаляют составами, выпускаемыми отечественной промышленностью и получившими название «смывки». Для удаления старых масляных, нитроцеллюлозных и перхлорвиниловых покрытий применяют смывки марок СД (СП), СД (об) и АФТ-1 [55].[ ...]

Для удаления продуктов коррозии с металлической поверхности резервуара рекомендуются травильные пасты целлогель № 1 и № 2 [55], а также травильная паста на основе смеси серной, соляной и фосфорной кислот.[ ...]

Нанесение смывок и паст на металлическую поверхность, а также приготовление клеев должно производиться с соблюдением разработанной технологии, так как от этого зависят прочностные свойства эпоксидных клеевых соединений и, их долговечность.[ ...]

Вернуться к оглавлению

ru-ecology.info

Поиск - утечка - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Поиск - утечка

Cтраница 1

Поиск утечек прибором АЭТ-1 производится с поверхности воды, зимой - через скважины во льду. Прибор позволяет определить местоположение сквозного дефекта бесконтактно с внешней стороны трубы при наличии изоляции, футеровки и слоя грунтовой засыпки на подводной частях трубопровода и контактно в приурезной и подземной частях трубопровода.  [1]

Поиск утечек в химических вакуумных системах всегда является трудоемкой операцией. В хорошо спроектированной и изготовленной установке вероятность утечек несколько уменьшается, однако так называемые точечные утечки могут обнаружиться в любом новом стеклянном или смешанном стекло-металл) соединении или возникнуть в соединении после нескольких дней работы. Точечные отверстия, трещины и другие дефекты в стекле практически невозможна обнаружить визуально, и их выявление требует откачки сосуда. Тщательная работа стеклодувов уменьшает число дефектов, однако полностью исключить дефекты никогда не удается, и они встречаются в самых высокопрофессионально изготовленных изделиях.  [2]

Поиск утечек газа может сопровождаться различными трудоемкими операциями по бурению шурфов, раскопке траншей, разборке отдельных участков газопровода. Эти операции являются вспомогательными, они служат лишь средством поиска места утечки.  [3]

Поиск утечек газа сопровождается различными трудоемкими операциями по раскопке и разборке отдельных участков газопровода.  [4]

Поиск утечек газа может сопровождаться различными тродоемкими операциями по бурению шурфов, раскопке траншей, разборке отдельных участков газопровода. Эти операции являются вспомогательными, они служат лишь средством поиска места утечки.  [5]

Поиск утечек газа может сопровождаться различными трудоемкими операциями по бурению шурфов, раскопке траншей, разборке отдельных участков газопровода. Эти операции являются вспомогательными, они служат лишь средством поиска места утечки.  [6]

Для поиска утечек в контуре, по которому циркулирует R134a, существует несколько способов. Многие разработчики поставляют электронные течеискатели, которые при выявлении утечки подают звуковой сигнал. В других течеискателях используют ультрафиолетовые лампы. В хладагент добавляют присадку, которая смешивается с полиэфирным маслом. В случае утечки вытекающее из контура масло с присадкой в ультрафиолетовых лучах становится видимым. Ультрафиолетовые лампы течеискателей старого образца для R134a не годятся.  [8]

Методы поиска утечек газа, выявляющие сквозные повреждения трубопроводов, оказываются бесполезными, так как на данной стадии развития стресс-коррозионных процессов в Краснотурьинском ЛПУ МГ разрушения газопроводов происходят раньше появления утечек газа, хотя в будущем отдельные стресс-коррозионные трещины смогут дорасти до сквозных.  [9]

Методы поиска утечек газа бывают качественные и количественные. Методы качественного определения предусматривают распознавание самого факта утечек газа без оценки их величины.  [10]

Сложность поиска утечек газа из подземного газопровода обусловлена недоступностью газопровода для визуального наблюдения и значительной его протяженностью, что делает невозможным его сплошную проверку.  [11]

Сложность поиска утечки газа из подземного газопровода обусловлена недоступностью газопровода для визуального наблюдения и значительной его протяженностью. Это обстоятельство делает невозможным его сплошную проверку.  [12]

Сложность поиска утечки газа из подземного газопровода обусловлена недоступностью газопровода для визуального наблюдения и значительной его протяженностью. Это обстоятельство делает невозможным его сплошную проверку. Поэтому стратегия поиска утечки газа требует хорошего знания устройства газопровода, наиболее вероятных мест утечек газа.  [13]

При поиске утечки газа, прежде чем дать заключение, что утечки нет или что поиск должен быть продолжен, так как источник утечки не находится в данном помещении, необходимо проверить наличие газа в подпольях, вентиляционных решетках и других местах, где могут скопиться пары сжиженного газа.  [14]

Чрезвычайно затруднителен поиск утечек в зимнее время, когда промерзают верхние слои почвы. Даже при малом выходе воды на поверхность она может растекаться на большой площади под снегом и обнаруживаться в отдаленных от трассы местах. Особенно сложно обнаружить места выхода из трубопровода воды на участках, проходящих по заболоченной и обводненной местности, во время весенних паводков и осенней распутицы.  [15]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Способ обнаружения утечек нефти или нефтепродуктов из трубопровода

Изобретение может быть использовано при диагностике целостности стенки трубы посредством обнаружения утечек нефти из линейного участка трубопровода. Технический результат изобретения - повышение эффективности способа путем упрощения определения места утечки, не имея информации о расходе жидкости на определяемом участке. Контролируемый линейный участок трубопровода разбивают на два соседних сегмента и с помощью датчиков давления, размещенных на концах каждого из них, производят измерения потерь давления на трение (гидравлические уклоны каждого сегмента), по которым определяют массовые расходы жидкости на каждом сегменте G1-2(i1-2), G2-3(i2-3) и производят периодический контроль значения дебаланса массовых расходов в выражении

G1-2(i1-2)-G2-3(i2-3)=|εпор|,

где εпор - пороговое значение дебаланса расходов жидкости,

определяют по параметрам перекачки в штатном режиме (до утечки), а массовые расходы определяют по формулам

- для области гладкого трения;

- для области смешанного трения;

где А=g·(ρ·π)1,75·d4,75·40,25;

В=0,3164·8·ν0,25;

ρ - плотность жидкости, кг/м3; d - диаметр трубы, м; ν - кинематическая вязкость жидкости, м2/с; P - давление, Н/м2; z - геодезическая отметка, м; L - длина трубопровода (сегмента), м; g - ускорение свободного падения, м/с2; k - коэффициент шероховатости трубы; i - гидравлический уклон, м/м; «н», «к» - индексы, соответственно начала и конца контролируемого сегмента - для первого сегмента «1-2», для второго сегмента «2-3». 1 з.п. ф-лы.

 

Изобретение относится к трубопроводному транспорту нефти и нефтепродуктов, в частности к диагностированию целостности стенки трубы посредством обнаружения утечек нефти из линейного участка трубопровода.

Известно техническое решение (см. Лурье М.В., Макаров П.С. Гидравлическая локация отборов нефтепродукта на участке магистрального трубопровода. // Транспорт и хранение нефтепродуктов, №12, 1998) для выявления утечки или несанкционированного отбора жидкости на участке нефтепродуктопровода, основанное на анализе гидравлических характеристик работы последнего и включающее расчетные формулы, позволяющие на основе измерения гидравлических уклонов на двух специально отобранных базисных сегментах оценить расход утечки по изменению гидравлических уклонов на этих сегментах.

Недостаток - известное техническое решение базируется на расчетных формулах, в которых изначально должна быть известна номинальная или текущая производительность перекачки.

Кроме того, при выбранной базе измерений фиксация дифференциального напора, имеющего относительно малые величины, требует высокой точности измерения изменения дифференциального напора, что проблематично в производственных условиях.

Наиболее близким техническим решением является способ обнаружения утечек жидкости из трубопровода «по балансу перекачки» - определение факта и места утечки по излому линии гидравлического уклона путем графического ее построения или путем аналитического расчета, например, по формуле

,

где Рн - давление в начале трубопровода; ρ - плотность жидкости; g - ускорение силы тяжести; iн-у, iу-к - гидравлические уклоны до и после течи; x - расстояние до места повреждения; Δz - разность геодезических высот начала и конца трубопровода (см. Кублановский Л.Б. Определение мест повреждений напорных трубопроводов. М.: Недра, 1971, 134 с.).

Недостаток - величины гидравлических уклонов могут быть рассчитаны только из известных расходов жидкости в начале и конце трубопровода, которые в свою очередь должны быть найдены экспериментально на одинаковых расходомерах (диафрагмах и т.д.).

Способ гидравлической локации (выявления) утечек жидкости из линейного участка трубопровода, включающий обнаружение утечек жидкости из трубопровода «по балансу перекачки» - по изменениям расхода жидкости и линии гидравлического уклона трубопровода путем графического построения или аналитического расчета, в котором контролируемый линейный участок трубопровода, не оснащенный системой расходомеров, разбивают на два соседних сегмента и с помощью датчиков давления, размещенных на концах каждого из них, производят измерение потерь давления на трение (гидравлические уклоны каждого сегмента), по которым определяют массовые расходы жидкости на каждом сегменте G1-2(i1-2), G2-3(i2-3) и производят периодический контроль значения дебаланса массовых расходов в выражении

G1-2(i1-2)-G2-3(i2-3)=|εпор|,

где εпор - пороговое значение дебаланса расходов жидкости,

определяют по параметрам перекачки в штатном режиме (до утечки), а массовые расходы определяют по формулам

- для области гладкого трения;

- для области смешанного трения;

где А=g·(ρ·π)1,75·d4,75·40,25;

В=0,3164·8·ν0,25;

ρ - плотность жидкости, кг/м3; d - диаметр трубы, м; ν - кинематическая вязкость жидкости, м2/с; P - давление, Н/м2; z - геодезическая отметка, м; L - длина трубопровода (сегмента), м; g - ускорение свободного падения, м/с2; k - коэффициент шероховатости трубы; i - гидравлический уклон, м/м; «н», «к» - индексы, соответственно начала и конца контролируемого сегмента - для первого сегмента «1-2», для второго сегмента «2-3».

Причем, пороговое значение дебаланса εпор определяют на основе использования и анализа базы данных, характеризующих параметры перекачки (давление, температура, плотность, вязкость жидкости) в течение периода, предшествующего возникновению нештатной ситуации (утечки), с привлечением статистической методологии.

Использование предлагаемого изобретения позволит значительно упростить определение места утечки, не имея информации о расходе жидкости на определяемом участке.

1. Способ гидравлической локации (выявления) утечек жидкости из линейного участка трубопровода, включающий обнаружение утечек жидкости из трубопровода «по балансу перекачки» - по изменениям расхода жидкости и линии гидравлического уклона трубопровода путем графического построения или аналитического расчета, отличающийся тем, что контролируемый линейный участок трубопровода, не оснащенный системой расходомеров, разбивают на два соседних сегмента и с помощью датчиков давления, размещенных на концах каждого из них, производят измерение потерь давления на трение (гидравлические уклоны каждого сегмента), по которым определяют массовые расходы жидкости на каждом сегменте G1-2(i1-2), G2-3(i2-3) и производят периодический контроль значения дебаланса массовых расходов в выраженииG1-2(i1-2)-G2-3(i2-3)=|εпор|,где εпор - пороговое значение дебаланса расходов жидкости,определяют по параметрам перекачки в штатном режиме (до утечки), а массовые расходы определяют по формулам - для области гладкого трения; - для области смешанного трения;где А=g·(ρ·π)1,75·d4,75·40,25;B=0,3164·8·ν0,25; ρ - плотность жидкости, кг/м3; d - диаметр трубы, м; ν - кинематическая вязкость жидкости, м2/с; Р - давление, Н/м2; z - геодезическая отметка, м; L - длина трубопровода (сегмента), м; g - ускорение свободного падения, м/с2; k - коэффициент шероховатости трубы; i - гидравлический уклон, м/м; «н», «к» - индексы, соответственно начала и конца контролируемого сегмента - для первого сегмента «1-2», для второго сегмента «2-3».

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что пороговое значение дебаланса εпор. определяют на основе использования и анализа базы данных, характеризующих параметры перекачки (давление, температура, плотность, вязкость жидкости) в течение периода, предшествующего возникновению нештатной ситуации (утечки), с привлечением статистической методологии.

www.findpatent.ru

Поиск - утечка - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2

Поиск - утечка

Cтраница 2

Обнаружение и поиск утечек газа по данным режимного контроля I Н. И. Крюков, Р. Г. Шарафиев, В. В. Ерофеев, Н. Р. Ямуров / / Инжиниринг, инновации, инвестиции: Сб.  [16]

Как производится поиск утечек газа из газопроводов. Когда применяют буровой и шурфовой осмотры газопроводов.  [17]

Существующие методы поиска утечек газа делятся на качественные и количественные. Методы качественного определения утечек газа выявляют лишь сам факт утечки газа без оценки величины.  [18]

Существующие методы поиска утечек газа делятся на качественные и количественные. Методы качественного определения утечек газа определяют лишь сам факт утечки газа без оценки величины.  [19]

С внедрением специализированных систем поиска утечек решается и вопрос обеспечения завода более холодной водой за счет улучшения условий теплообмена при снижении содержания нефтепродуктов в воде.  [20]

Назначение: Предназначен для поиска утечек на внутренних коммуникациях, индикация всех горючих газов, аварийной сигнализации.  [21]

Назначение: Предназначен для поиска мельчайших утечек на внутренних коммуникациях, индикации всех горючих газов, акустической и оптической сигнализации при превышении ПДК. Прибор имеет 4 различных исполнения: EX-TEC SNOOPER H, EX-TEC SNOOPER H с ручным щупом, EX-TEC SNOOPER H с изогнутым кронштейном, EX-TEC SNOOPER H с ручным щупом и изогнутым кронштейном.  [22]

В этих случаях нужно будет использовать специальные способы поиска утечек.  [23]

Организовано серийное производство автолабораторий Искатель-1, предназначенных для поиска утечек газа из трубопроводов без вскрытия грунта.  [24]

Устанавливает наличие газа с помощью газоанализатора и участвует в поиске утечки.  [25]

Как показывает опыт, буровой осмотр является ос-нов ным средством поиска утечек газа из подземных газопроводов и сооружений на них. Перед началом бурового осмотра все колодцы и коллекторы подземных сооружений, расположенные вдоль трассы, где ведутся работы, тщательно проверяются и проветриваются.  [26]

В процессе закачки в природный газ или воздух добавляют одо-рант, что облегчает последующий поиск утечек в трубопроводе. Для этого на узлах подключения к источникам газа или воздуха монтируют установки для дозирования одоранта.  [28]

Масс-спектрометры весьма упрощенной конструкции часто применяются для определения присутствия гелия в воздухе при поиске утечек.  [29]

В процессе закачки в воздух или в природный газ требуется добавлять одорант, что облегчает поиск утечек в газопроводе. Для этого на узлах подключения к источникам газа или воздуха необходимо монтировать установки для дозирования одоранта.  [30]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Система обнаружения утечек - это... Что такое Система обнаружения утечек?

Система обнаружения утечек (СОУ) - автоматизированная информационная система, контролирующая целостность стенки трубопровода.

Трубопроводные системы являются одним из самых экономичных и безопасных способов транспортировки газов, нефти, нефтепродуктов и других жидкостей. В качестве средства транспортировки на большие расстояния трубопроводы имеют высокую степень безопасности, надёжности и эффективности. Большая часть трубопроводов в независимости от транспортируемой среды разрабатываются исходя из срока эксплуатации порядка 25 лет. По мере старения они начинают отказывать, появляются утечки в конструкционно слабых местах соединений, точках коррозии и участках, имеющих небольшие структурные повреждениях материала. Кроме того есть и другие причины, приводящие к появлению утечек, такие как случайное повреждение трубопровода, террористические акты, диверсии, воровство продукта из трубопровода и т. д.

Главная задача систем обнаружения утечек (СОУ) состоит в том, чтобы помочь владельцу трубопровода выявить факт утечки и определить её местоположение. СОУ обеспечивает формирование сигнала тревоги о возможном наличии утечки и отображение информации, помогающей принять решение о наличии или отсутствии утечек. Системы обнаружения утечек из трубопроводов имеют большое значение для эксплуатации трубопроводов, поскольку позволяют уменьшить время простоя трубопровода.

Термин «система обнаружения утечек» и аббревиатура СОУ является в целом устоявшейся (применяется в ряде корпоративных нормативных документов ОАО «АК „Транснефть“»). Ряд производителей используют для обозначения такого рода систем иные название:

  • Система обнаружения утечек и контроля активности (СОУиКА) — ЗАО «Омега» [1][2]
  • Инфразвуковая Система Мониторинга Трубопроводов (ИСМТ) — НПФ «Тори» [3][4][5]

В англоязычной практике такого рода системы обычно называют Leak detection system (LDS)[6][7]

Наиболее общая классификация СОУ приведена в стандарте 1130, разработанного API[8].

Согласно этой классификации, СОУ подразделяются на системы на базе процессов, происходящих в трубопроводе и СОУ на базе процессов, происходящих вне трубопровода. Системы первого вида используют контрольно-измерительное оборудование (датчики давления, расходомеры, датчики температуры и т.д.) для мониторинга параметров транспортируемой среды в трубопроводе. Системы второго вида используют контрольно-измерительное оборудование (ИК-радиометры, тепловизоры, детекторы паров, акустические микрофоны, волоконно-оптические датчики и т.д.) для контроля параметров вне трубопровода.

Более частная классификация содержится в РД-13.320.00-КТН-223-09 «Системы обнаружения утечек комбинированного типа на магистральных нефтепроводах. Общее техническое задание на проектирование, изготовление и ввод в эксплуатацию», который разработан и применяется ОАО "АК "Транснефть"[9]. Эта классификация охватывает только некоторые из систем, рассматриваемых в API 1130[6] как системы на базе процессов, происходящих в трубопроводе. Согласно ей СОУ подразделяются на следующие типы:

  1. Система обнаружения утечек по волне давления - программно-аппаратный комплекс для обнаружения волны давления, возникающей в трубопроводе при образовании в нём утечки. Работа комплекса основана на анализе специализированным программным обеспечением данных, собираемых специализированных контроллерами (модулями) СОУ с дополнительных (не используемых для управления технологическим процессом) датчиков давления.
  2. Параметрическая система обнаружения утечек - программный комплекс, функционирующий совместно с системой диспетчерского контроля и управления (СДКУ) на основе использования поступающих в СДКУ данных о параметрах работы нефтепровода. Работа комплекса основана на анализе данных телеизмерений, имеющиеся на верхнем уровне АСУ ТП и применения математической модели для принятия решения о наличии утечки. Системы такого рода в API 1155 азываются "Software Based Leak Detection Systems"[7];
  3. Комбинированные системы обнаружения утечек - СОУ объединяющие в себе Систему обнаружения утечек по волне давления и Параметрическая система обнаружения утечек.

Нормативная база

В некоторых странах правила эксплуатации и трубопроводов и необходимость наличия СОУ регулируется на законодательном уровне.

API 1130 “Computational Pipeline Monitoring for Liquids” (США)

Стандарт API 1130 [6] содержит рекомендации по разработке, внедрению, тестированию и эксплуатации СОУ, использующих алгоритмический подход. Документ предназначен для того, чтобы помочь организации, эксплуатирующей трубопровод, выбрать поставщика СОУ, провести настройку и тестирование системы.

В документе приводится общая классификация, подразделяющая СОУ на системы на базе процессов, происходящих в трубопроводе и СОУ на базе процессов, происходящих вне трубопровода. Системы первого вида используют контрольно-измерительное оборудование (датчики давления, расходомеры, датчики температуры и т.д.) для мониторинга параметров транспортируемой среды в трубопроводе. Анализ значения этих параметров позволяет сделать вывод о возможном наличии утечки. СОУ на базе процессов, происходящих вне трубопровода используют для обнаружения утечки специализированные датчики, обнаруживающие специфичные изменения параметров, сопровождающие вытекание продукта из трубопровода

TRFL (Германия)

TRFL (нем. “Technische Regel für Rohrfernleitungen”) - Технические правила для трубопроводных систем. В TRFL обобщены требования к трубопроводам, подлежащим государственному контролю и регулированию. Данные правила касаются трубопроводов с огнеопасными и ядовитыми жидкостями и большинства газопроводов. В документе предъявляются следующие требования к функциям СОУ[10]:

  • Наличие двух независимых методов непрерывного обнаружения утечек при стационарном режиме работы, один из которых должен обеспечивать обнаружение утечек при переходных процессах, т.е. при запуске трубопровода;
  • Наличие метода обнаружения утечек при остановленном трубопроводе;
  • Наличие метода обнаружения медленно развивающихся утечек;
  • Наличие метода быстрой локализации утечек.

Технический регламент «О безопасности трубопроводного транспорта»(Российская Федерация)

17.07.2010 Министерство энергетики РФ в соответствии с Федеральным законом от 27 декабря 2002 г. № 184-ФЗ «О техническом регулировании» подготовило проект федерального закона «Технический регламент «О безопасности магистральных трубопроводов для транспортировки жидких и газообразных углеводородов». Законопроект учитывает положения законодательства Российской Федерации в области технического регулирования, промышленной безопасности, охраны окружающей среды и градостроительной деятельности и устанавливает требования к магистральным трубопроводам, как к единым производственно–технологическим комплексам, правила идентификации объектов технического регулирования для целей применения законопроекта, правила и формы оценки соответствия объектов технического регулирования требованиям законопроекта.[11][12]

Данный законопроект разработан с учетом рисков, связанных со спецификой строительства и эксплуатации магистральных трубопроводов, и направлен на защиту людей и окружающей среды от нанесения ущерба в результате вероятных аварий и чрезвычайных ситуаций. Помимо факторов риска, связанных с техническим состоянием объектов магистральных трубопроводов, законопроект учитывает такие обстоятельства, как близость трубопровода к населенным пунктам и природным объектам, подверженным экологическому загрязнению; внешние антропогенные воздействия (например, несанкционированные врезки в магистральный трубопровод), а также природные воздействия (землетрясения, оползни).[13][12]

В настоящее время проект закона о техническом регламенте находится в Государственной Думе РФ на рассмотрении в третьем чтении. [12]

Ссылки

Примечания

  1. ↑ Сообщение о обнаружении системой реальной утечки на Сайте ЗАО "Омега"
  2. ↑ Журнал "Трубопроводный транспорт нефти" №6-2011. Российская «Транснефть» и сербская «Транснафта»: Сотрудничеству крепнуть
  3. ↑ Журнал "Трубопроводный транспорт: теория и практика" № 1(23) февраль 2011. Решение проблемы загрязнения водной среды углеводородами
  4. ↑ Журнал «ЮНИДО в России» № 2. Анализ технологий и оборудования, применяемых в российской федерации и за рубежом для определения технического состояния газораспределительных систем
  5. ↑ Главная страница сайта с описанием системы мониторинга
  6. ↑ 1 2 3 API RP 1130 (2007): Computational Pipeline Monitoring for Liquids. 1st Edition (September 2007). American Petroleum Institute.
  7. ↑ 1 2 API Pub 1155 (1995): Software Leak Detection Systems. 1st Edition (Febrary 1995).American Petroleum Institute.
  8. ↑ API (American Petroleum Institute) – неправительственная организация в США, занимающаяся разработкой стандартов, регламентирующих вопросы безопасности и измерения в нефте-газовой сфере. Стандарты, разработанные данной организацией широко применяются по всему миру.
  9. ↑ РД-13.320.00-КТН-223-09. Системы обнаружения утечек комбинированного типа на магистральных нефтепроводах. ОАО «АК «Транснефть», 2009 г.
  10. ↑ TRFL: Technische Regel für Rohrfernleitungen. Vom 8. März 2010. Требования к СОУ описаны в приложении I.
  11. ↑ Пояснительная записка к проекту федерального закона "Технический регламент о безопасности магистральных трубопроводов для транспортировки жидких и газообразных углеводородов". Москва. Государственная Дума РФ. июль 2010.
  12. ↑ 1 2 3 Электронная регистрационная карта на законопроект № 408228-5 "Технический регламент о безопасности магистральных трубопроводов для транспортировки жидких и газообразных углеводородов и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации" (позволяет отслеживать состояние дел).
  13. ↑ Федеральный закон "Технический регламент о безопасности магистральных трубопроводов для транспортировки жидких и газообразных углеводородов и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации". Проект № 408228-5 в третьем чтении. Москва. Государственная Дума РФ. 22 ноября 2011.
  14. ↑ 1 2 Схемы трубопроводов с Официального сайта ОАО "АК "Транснефть".
  15. ↑ Pipeline Simulation Interest Group (PSIG) - Неправительственная организация, проводящая конференции по моделированию трубопроводного транспорта и обнаружениюю утечек

dic.academic.ru

Способ обнаружения утечек нефтепродуктов, воды и иных жидкостей при нарушении целостности трубопроводов

Изобретение относится к трубопроводному транспорту и может быть использовано при эксплуатации трубопроводов. Способ заключается в том, что вдоль трассы трубопровода в пониженных местах устанавливается определенное количество контролирующих устройств, позволяющих визуально или с помощью радиосигналов определять в кротчайшие сроки места утечек перекачиваемой жидкости в трубопроводах. При возникновении утечек перекачиваемой жидкости и их попадании в корпус устройства происходит раскрытие сигнального флажка для визуального обнаружения или срабатывание датчика, сигнализирующего в пункт приема сигналов. Техническим результатом заявленного изобретения является сокращение времени обнаружения утечек. 1 ил.

 

Изобретение относится к технике трубопроводного транспорта и может быть использовано, прежде всего, при эксплуатации трубопроводов, транспортирующих нефть, воду и иные жидкости.

Известны способы определения места утечки транспортируемой среды из трубопровода. Одним из них является способ, содержащий датчики давления, размещенные на концах линейного участка трубопровода, разделенного на два сегмента. С помощью датчиков производят измерения потерь давления на трение, по которым определяют массовые расходы жидкости на каждом сегменте и производят периодический контроль значения небаланса массовых расходов (авт. св. N 2398157, кл. F17D 5/02, 2010).

Недостатком этого способа является то, что способ технически и экономически целесообразен для применения не во всех случаях. При развитой системе трубопроводов было бы сложно осуществить как монтаж необходимых датчиков в существующую систему, так и потребовало бы серьезных капитальных вложений для осуществления проекта по закупке и внедрению систем контроля.

Также известны акустические способы обнаружения утечек, основанные на регистрации шумов, возникающих в местах утечки транспортируемой жидкости (RU 2221230, F17D 5/02,2001, RU 2241174, F17D 5/02, 2002).

Недостатком этих способов является использование дорогостоящего оборудования, устанавливаемого вдоль трассы трубопровода, ограниченная чувствительность датчиков.

В основу предлагаемого изобретения поставлена задача обнаружения утечек нефтепродуктов, воды и иных жидкостей при нарушении целостности трубопроводов, использующихся для транспортировки углеводородов или других жидкостей соответственно. Предлагаемый способ заключается в том, что при порыве трубопровода транспортируемая жидкость вытекает из трубопровода и скапливается в пониженных местах рельефа местности, расположенных по длине трассы трубопровода, что связано с воздействием гравитационных сил Земли. При этом используется рельеф местности с пониженными местами либо уже существующий, либо создается искусственно, создавая, таким образом, ряд пониженных мест в определенном необходимом интервале по длине трассы трубопровода. В пониженных местах рельефа местности, в свою очередь, устанавливаются устройства, представляющие собой ловушки, в которых скапливается вытекающая жидкость. Устанавливаемые устройства включают в себя поплавки, которые всплывают при скоплении некоторого количества жидкости в устройстве под действием возникающей выталкивающей силы Архимеда, которая выражается формулой:

FA=ρ·g·V, где

ρ - плотность жидкости (газа),

g - ускорение свободного падения,

V - объем погруженного тела (или часть объема тела, находящаяся ниже поверхности).

Таким образом, поплавком совершается полезная механическая работа при всплытии, которая далее используется тем или иным образом для нахождения сработавшего устройства, при этом определяется визуально и место порыва трубопровода. Полезная механическая работа может быть затрачена на раскрытие сигнального флажка, который дает возможность для визуального обнаружения места порыва трубопровода, что является особенно важным в зимний период года, когда покров снега препятствует визуальному обнаружению самих мест порывов трубопроводов. Механическую работу можно использовать для генерации некоторого достаточного количества электрической энергии с целью последующей передачи радио- или иного сигнала с помощью передатчика. В случае, отсутствия возможности генерирования достаточного количества электрической энергии при преобразовании механической энергии, которая получается при всплытии поплавка, для осуществления проводного или беспроводного сигнала с помощью передатчика возможен вариант использования дополнительного источника питания. Тогда механическую работу всплытия поплавка можно использовать для замыкания контактов передающего сигнал устройства, в то время как дополнительный источник питания, к примеру кадмий-никелевый аккумулятор, будет служить для генерирования сигнала проводного или беспроводного передатчика, сигнал от которого будет поступать на приемник ответственного за участок оператора. Возможны варианты совмещенного исполнения различных сигнальных устройств.

Предлагаемый способ также позволяет создать устройство, позволяющее своевременно, эффективно, надежно обнаруживать под снеговым покровом наиболее вероятное место утечки углеводородов, воды и любых жидкостей из трубопроводов, поскольку температура замерзания нефти и жидких углеводородов в зависимости от содержания парафинистых соединений находится ниже минус 30 градусов Цельсия. В то же время, прокачка практически любых жидкостей осуществляется при их положительной температуре, при этом снеговой покров играет роль теплоизолятора. Даже при незначительном порыве трубопровода, на который не среагирует ни одна контролирующая система, работающая на принципе падения давления в трубопроводе, под снеговым покровом с течением времени могут образовываться значительные количества загрязняющих веществ, в то же время ценных в производстве, но более не годных для использования. Предлагаемый же способ решает эту проблему.

Принцип работы устройства для обнаружения утечек перекачиваемого продукта изображен на фигуре. Принцип состоит в том, что устройство располагается по трассе трубопроводов в определенно выбранном интервале в пониженных или специально углубленных местах с устройством обвалований так, что при возникновении утечки из трубопровода продукт, перекачиваемый по трубопроводу, поступает внутрь корпуса 1, представляющего собой полый цилиндр с перфорированной нижней частью. Поплавок 2 начинает движение вверх, по причине проникновения жидкой среды из отверстий 3 за счет выталкивающей силы жидкой среды. На штоке 4, неподвижно закрепленном на поплавке 2, неподвижно крепится сигнальный флажок 5, который при всплытии поплавка 2, благодаря штоку 4, раскрывается и становится визуально опознаваемым с земли или с воздуха. Возможность легкого опознавания сигнального флажка с земли и с воздуха достигается тем, что сигнальный флажок представляет узкую и длинную полосу легкой цветной ткани намотанной на верхний конец штока 4 и при поднятии штока 4 раскрывается и развевается на ветру. Также на штоке 4 выше сигнального флажка 5 устанавливается крышка 6, которая служит для предотвращения попадания атмосферных осадков вовнутрь корпуса 1 в стадии готовности. В случае возникновения утечек перекачиваемого продукта из трубопровода, перекачиваемый продукт поступает в корпус 1 устройства через отверстия 3, обеспечивая движение поплавка 2 вверх вместе со штоком 4 и одновременно сигнальным флажком 5 и крышкой 6. Шток 4 устройства центрируется центратором 7 с целью поддержания равновесия устройства и минимизации трения, предотвращения заклиниваний в устройстве. На корпусе 1 устройства или на центраторе 7 крепится передатчик 8, у которого контакты 9 замыкаются при движении штока 4 вверх. Для надежной установки в вертикальном положении устройства служит штырь 10. Таким образом, на фигуре приведена одна из возможных принципиальных схем исполнения способа обнаружения утечек нефтепродуктов, воды и иных жидкостей при нарушении целостности трубопроводов, заключающийся в том, что вытекающая нефть, нефтепродукт или иная жидкость поступает в устройства, установленные равномерно по трассе трубопровода в пониженных местах, и, накапливаясь, создает необходимую подъемную архимедову силу для поднятия поплавка, установленного в устройстве, передавая усилия поднятия поплавка через шток или непосредственно на сигнальный флажок для высвобождения сигнального флажка, наблюдаемого визуально при его раскрытии, или передавая усилия для замыкания контактов проводного или беспроводного передатчика радио- или иного сигнала, при этом есть возможность совместного использования в устройстве как сигнального флажка для визуального опознавания, так и устройства передающего сигнал иным механизмом.

Достоинством предлагаемого устройства является его дешевизна, простота конструкции и надежность в определении места произошедших утечек трубопроводов, сокращение времени обнаружения утечек и значительно меньшее загрязнение окружающей среды.

Способ обнаружения утечек нефтепродуктов, воды и иных жидкостей при нарушении целостности трубопроводов, заключающийся в том, что вытекающая нефть, нефтепродукт или иная жидкость поступает в устройства, установленные равномерно по трассе трубопровода в пониженных местах, и, накапливаясь, создает необходимую подъемную архимедову силу для поднятия поплавка, установленного в устройстве, передавая усилия поднятия поплавка через шток или непосредственно на сигнальный флажок для высвобождения сигнального флажка, наблюдаемого визуально при его раскрытии, или передавая усилия для замыкания контактов проводного или беспроводного передатчика радиосигнала, при этом есть возможность совместного использования в устройстве как сигнального флажка для визуального опознавания, так и устройства, передающего сигнал иным механизмом.

www.findpatent.ru