способ обнаружения утечек нефтепродуктов, воды и иных жидкостей при нарушении целостности трубопроводов. Утечки нефти из трубопровода


Способ обнаружения утечек жидких углеводородов из магистральных трубопроводов

Способ обнаружения утечек жидких углеводородов из магистральных трубопроводов относится к области трубопроводного транспорта нефти или нефтепродуктов для обнаружения утечек транспортируемой жидкости из трубопроводов. В способе обнаружения утечек жидких углеводородов из магистральных трубопроводов производят измерение давления и расхода жидкости на концах контролируемого участка трубопровода, определяют распределения давления по длине упомянутого участка трубопровода в течение фиксированного промежутка времени, соответствующего времени прохождения волны давления на контролируемом участке, вычисляют значения среднеквадратичной разности между найденными распределениями давления для каждой точки контролируемого участка и по минимальному значению указанной разности фиксируют сечение утечки. Технический результат - повышение достоверности регистрации утечек как при стационарных, так и при нестационарных (переходных) режимах работы трубопровода за счет учета характера неустановившихся переходных течений жидкости в трубопроводе. 9 ил.

 

Изобретение относится к области трубопроводного транспорта нефти или нефтепродуктов и может найти применение для обнаружения утечек транспортируемой жидкости из трубопроводов.

Известны способы обнаружения утечек жидкости, основанные на пропуске по трубопроводу поточных диагностических снарядов, несущих регистрирующие устройства (Трубопроводный транспорт нефти, т.2. Под ред. С.М.Вайнштока, М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2004, с.237-361).

Недостатком таких способов является высокая стоимость диагностических снарядов и мероприятий, связанных с их пропуском по трубопроводу, сложность и длительность дешифрирования собранной информации, а также периодичность контроля.

Известны способы обнаружения утечек, основанные на регистрации шумов, возникающих в местах утечки транспортируемой жидкости (RU 2053436, 2221230, RU 2241174).

Недостатками этих способов являются использование дорогостоящего оборудования, которое нужно устанавливать вдоль трассы трубопровода, ограниченная чувствительность датчиков, малый радиус действия передающих устройств.

Известен способ обнаружения утечек, основанный на регистрации волн давления, возникающих в момент образования утечки и распространяющихся в виде волны разрежения от места утечки к началу и к концу участка трубопровода, при этом место утечки определяют по разности времен прихода фронта волны к началу и концу участка трубопровода (RU 2291345).

Недостатками этого способа, ограничивающим его использование на практике, являются затухание амплитуды волны давления из-за процессов вязкого трения, невозможность идентифицировать утечки с малым расходом истечения, а также ложные срабатывания вследствие нестационарных процессов, не связанных с самой утечкой.

Известен способ обнаружения утечек на основе материального баланса жидкости, заключающийся в измерении и сравнении между собой расходов жидкости в двух контрольных сечениях трубопровода (Алиев Т.М., Карташева Р.И., Тер-Хачатуров А.А., Фукс В.Л. Методы и средства контроля малых утечек на магистральных нефте- и продуктопроводах. М., ВНИИОЭНГ, 1981. - c.8-10).

Недостатком такого способа является его применимость только для стационарных течений, поскольку малейшие изменения давления в трубопроводе, распространяющиеся в виде волн вверх и вниз по потоку, нарушают баланс расходов и, как следствие, вызывают ложные срабатывания сигнализаторов утечки.

Известен способ обнаружения утечек, предусматривающий сопоставление разности масс жидкости, вошедшей на контролируемый участок трубопровода и вышедшей из него за определенный промежуток времени, с изменением массы жидкости на контролируемом участке за тот же промежуток времени, рассчитываемым по давлениям на концах рассматриваемого участка (RU 2368843).

Известный способ пригоден как для стационарных, так и для нестационарных режимов, однако он не позволяет определить точное место локализации утечки, поскольку позволяет определять наличие утечки фактически между измерительными датчиками.

Наиболее близким техническим решением по технической сути и достигаемому результату к заявляемому изобретению является способ обнаружения утечек, основанный на анализе линии гидравлического уклона, построенной по данным о давлениях на концах контролируемого участка и расходу жидкости. При наличии утечки расходы в начале и конце нефтепровода отличны, и, следовательно, линия гидравлического уклона имеет излом в месте сечения с утечкой. Зная расходы, а также давления и высотные отметки нефтепровода, находят точку пересечения двух линий гидравлического уклона, сечение в которой является местом утечки (Ишмухаметов И.Т., Исаев С.Л., Макаров С.П., Лурье М.В. Трубопроводный транспорт нефтепродуктов. - М.: Нефть и газ, 1999, с.212-217).

Недостатком известного способа является низкая достоверность определения утечек в случае протекания нестационарных (переходных) процессов в трубопроводе, в частности, распространения волн давления. Использование этого способа в таких случаях приводит к фиксации ложных сигналов об утечке.

В основу предлагаемого изобретения положена задача создания способа обнаружения утечек жидких углеводородов из магистральных трубопроводов, обеспечивающего повышение достоверности регистрации утечек как при стационарных, так и при нестационарных (переходных) режимах работы трубопровода за счет учета характера неустановившегося течения жидкости в трубопроводе.

Поставленная задача решается тем, что в способе обнаружения утечек жидких углеводородов из магистральных трубопроводов производят измерение давления и расхода жидкости на концах контролируемого участка трубопровода, определяют распределения давления по длине упомянутого участка трубопровода в течение фиксированного промежутка времени, соответствующего времени прохождения волны давления на контролируемом участке, вычисляют значения среднеквадратичной разности между найденными распределениями давления для каждой точки контролируемого участка и по минимальному значению указанной разности фиксируют сечение утечки.

Сущность способа поясняется чертежами, где на фиг.1 представлена структурная схема, иллюстрирующая предлагаемый способ обнаружения утечек, на фиг.2 представлены результаты расчетов распределений давлений р*(х, t0) и р**(х, t0) по длине рассматриваемого участка трубопровода с утечкой в сечении x0, на фиг.3-9 приведены графики, иллюстрирующие пример реализации способа.

Сущность предлагаемого способа заключается в следующем.

Строятся кривые распределения давления по длине контролируемого участка. Каждая из этих линий (одна от левого конца х1 участка, другая - от правого конца х2 участка) строится по давлениям и скоростям жидкости, измеренным в течение заданного промежутка времени на каждом из концов участка, путем решения обратной задачи для системы дифференциальных уравнений с частными производными, описывающими нестационарные процессы в трубопроводе. Если эти линии не совпадают, то точка их пересечения идентифицируется как сечение, в котором имеется утечка.

Построение распределений давления по длине контролируемого участка возможно на основе следующей теоремы:

если на одном из концов участка х1≤х≤x2 трубопровода (для определенности x1) известны давление p(x1, t) и скорость u(x1, t) течения жидкости как функции времени t в симметричном интервале (t0-L/c<t<t0+L/c), где L - длина участка, а с - скорость распространения волн в трубопроводе, то можно рассчитать распределения р(х, t0) давления и скорости u(x, t0) жидкости по длине рассматриваемого участка в момент времени t=t0.

В качестве метода построения используется известный в теории трубопроводов «метод характеристик» (Лурье М.В. Математическое моделирование процессов трубопроводного транспорта нефти, нефтепродуктов и газа, М.: Нефть и газ, 2003, с.198-204).

Распределения р*(х, t0) и р**(х, t0) давления в произвольный момент времени t0 рассчитывают соответственно по p(x1, t), u(x1, t) и p(x2, t), u(x2, t) на левом и правом концах контролируемого участка, соответственно, в течение симметричного промежутка времени t∈(t0-L/c, t0+L/c). Для повышения точности метода распределения р*(х, t0) и p**(х, t0) строятся в течение некоторого периода времени τ и затем вычисляется среднеквадратичное отклонение между этими распределениями:

.

Минимум величины J достигается в сечении утечки.

Для реализации способа на концах I и II контролируемого участка (фиг.1) трубопровода установлены измерители расхода (Q) 1 и 2 и давления (р) 3 и 4, данные с которых непрерывно поступают на вычислительное устройство 5.

По измеренным величинам рассчитываются распределения давлений р*(х, t0) и р**(х, t0) по длине рассматриваемого участка в момент времени t0. После нескольких таких расчетов для каждой точки х вычисляется величина J и находится сечение x0, в котором эта величина минимальна. Сечение x0 идентифицируется как сечение утечки (фиг.2).

Ниже приведен пример конкретного выполнения предлагаемого способа.

В качестве примера рассмотрим трубопровод диаметром 1020 мм, протяженность участка 10 км, по которому перекачивают нефть (плотностью 870 кг/м3, вязкостью 15 сСт). На участке на 3 км имеется утечка (площадь дефекта 30 см2). Кроме того, в конце трубопровода происходит гидроудар.

Данные о давлении и скорости, измеренных в начале участка трубопровода, представлены на фиг.3 и 4. Время измерения составляет 40 сек.

Значения давлений и скоростей, измеренных в конце участка нефтепровода, приведены на фиг.5 и 6.

По результатам измерений находят распределения давлений р*(х) и р**(х) через 0,2 с в течение 20 с.

По полученным результатам вычисляется и суммируется в течение 20 с разность распределений давления р*(х)-р**(х).

На фиг.9 представлена сумма квадратов разности давлений для каждой точки участка трубопровода.

Минимум суммы J квадратов разности давлений, найденных по показаниям датчиков в двух точках трубопровода, будет в сечении утечки, в нашем случае в точке 3000 м (3 км).

Предлагаемый способ обладает следующими преимуществами:

- возможностью использования, как при стационарных, так и при нестационарных режимах работы трубопровода;

- высокой чувствительностью и помехоустойчивостью.

Способ может быть реализован в системах магистрального транспорта нефти и нефтепродуктов, а также в трубопроводных коммуникациях промышленных предприятий.

Способ обнаружения утечек жидких углеводородов из магистральных трубопроводов, заключающийся в том, что производят измерение давления и расхода жидкости на концах контролируемого участка трубопровода, определяют распределения давления по длине упомянутого участка трубопровода в течение фиксированного промежутка времени, соответствующего времени прохождения волны давления на контролируемом участке, вычисляют значения среднеквадратичной разности между найденными распределениями давления для каждой точки контролируемого участка и по минимальному значению указанной разности фиксируют сечение утечки.

www.findpatent.ru

Система диагностирования и обнаружения места утечки нефти и нефтепродуктов в трубопроводе

 

Предлагаемая полезная модель наиболее применима при транспортировании нефти и нефтепродуктов в подземных технологических трубопроводах. Решение указанной задачи достигается тем, что под трубопроводом в две линии на фиксированном расстоянии и параллельно друг другу проложены проводники из коррозионностойкого проводящего материала, соединенные с обоих концов линиями связи с омметром и персональным компьютером, причем на данных линиях проводников через одинаковые расстояния напротив друг друга установлены изоляторы.

Полезная модель работает следующим образом. Нефтепродукт перекачивается по трубопроводу. С целью постоянного диагностирования наличия утечек под трубопроводом с помощью линий связи, омметров производятся замеры сопротивлений между проводниками с изоляторами разных линий, которые выводятся на компьютер. При этом в начальный момент измеряется сопротивление линий проводников, проложенных в грунте не смоченного нефтепродуктом, которое при наличии утечек будет уменьшаться, а значение сопротивления при утечке позволит определить место утечки из трубопровода.

В случае появления утечки нефтепродукта из трубопровода значения измеренных сопротивлений начинают уменьшаться и выходят за пределы установленного интервала. При этом определяется сопротивление, измеренное первым омметром. Затем определяется сопротивление, измеренное вторым омметром. После этого рассчитываются расстояния от начального и конечного участков проводников до места пролива.

Оценка значений сопротивлений между проводниками разных линий расположенными в грунте параллельно друг другу с помощью омметров и компьютера позволяет определить не только наличие утечки нефти и нефтепродуктов из трубопровода, но и выявить конкретное место утечки с целью эффективного ремонта трубопровода.

Полезная модель относится к устройствам для диагностирования объектов транспортирования и хранения нефти и нефтепродуктов и может быть использована в нефтехимической и нефтедобывающей отраслях нефтепродуктообеспечения.

Предлагаемая полезная модель наиболее применима при транспортировании нефти и нефтепродуктов в подземных технологических трубопроводах.

Загрязнения литосферы и гидросферы происходят в результате утечек горючего из трубопроводов и резервуаров и другим причинам.

Если пролив горючего из наземного трубопровода можно обнаружить визуально, то утечку нефти и нефтепродуктов из подземного трубопровода определить можно только сложными диагностическими методами.

Данные методы включают: визуальный и измерительный контроль, ультразвуковой и акустико-эмиссионный контроль, магнитометрический и капиллярный контроль и другие виды диагностирования [1]. Также проводятся гидравлические и пневматические испытания на прочность и плотность.

Многие из указанных методов связаны с освобождением трубопроводов от горючего, с вскрытием и выемкой грунта на отдельных участках, с последующим снятием изоляции, с измерением толщины стенки, с контролем сварных соединений.

По срокам проведения установлены следующие виды диагностики: первичная, очередная и внеочередная.

Первичная диагностика проводится не позднее 2 лет после ввода трубопровода в эксплуатацию. Очередная диагностика проводится с периодичностью не более 1 раз в 8 лет. Внеочередная диагностика проводится в случае возникновения инцидента или аварии, при вводе в эксплуатацию объекта, не эксплуатировавшегося более 3 лет, а также через 30 лет с момента ввода в эксплуатацию технологических трубопроводов [1, 2].

В процессе эксплуатации стенки трубопровода подвергаются различным видам коррозии, которые связаны с наличием сернистых и других агрессивных соединений в нефти и нефтепродуктах, а также воды в трубопроводе и в грунте.

Борьба с потерями горючего от утечек в трубопроводах становится важной экологической и экономической задачей.

Известен патент на полезную модель 114674 от 10.04.2012 г. «Наземный вертикальный резервуар с двойным дном, оборудованный установкой улавливания паров нефтепродуктов и устройством для диагностирования днища» авторов Ю.А. Матвеева, С.Г. Новикова, И.О. Золотовского

С целью диагностирования внутреннего днища, оборудованного волоконно-оптическим распределенным датчиком давления, в резервуар с нефтепродуктом с помощью троса опускается источник звука, который линиями связи соединен с усилителем, и персональным компьютером.

Волоконно-оптический распределенный датчик давления соединяется с оптическим рефлектометром и персональным компьютером, которые могут регистрировать механические изменения по длине кабеля. Каждому участку кабеля в зависимости от конфигурации крепления соответствует участок днища резервуара.

Волны, создающиеся в резервуаре с помощью источника звука, распространяются в жидкой среде (горючее) и твердой среде (дно). Интенсивность прошедших звуковых волн будет зависеть от толщины жидкой и твердой сред. При взаимодействии прошедшей звуковой волны с волоконно-оптическим распределенным датчиком давления в последнем возникают механические напряжения, распределенные по длине. Оценка интенсивности напряжений с помощью регистрирующей аппаратуры позволяет наблюдать картину распределения толщины внутреннего днища и оценить по заданным параметрам уровень опасности прорыва и потенциальной утечки горючего.

Недостатком данного метода диагностирования является то, что он применяется только для резервуаров.

Также известен патент на изобретение 2398157 от 27.08.2010 года «Способ обнаружения утечек нефти или нефтепродуктов из трубопровода» авторов Ш.И. Разматуллина, А.Г. Гумерова, Д.П. Ким, Н.П. Захарова, В.Г. Карамышева.

Данный способ гидравлической локации утечек жидкости из линейного участка трубопровода, включает обнаружение утечек жидкости из трубопровода - по изменениям расхода жидкости и линии гидравлического уклона трубопровода путем графического построения или аналитического расчета. В указанном способе 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 G 1-2(i1-2), G2-3(i2-3) и производят периодический контроль значения дебаланса массовых расходов.

Пороговое значение дебаланса 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.

Недостатками данного способа при диагностировании трубопроводов являются:

1. Низкая эффективность способа при малых утечках горючего из трубопровода.

2. Сложность определения и большие временные затраты для расчетов.

3. Применение способа для участков трубопровода небольшой длины.

Известен патент на полезную модель 57915 от 27.10.2006 г. «Устройство для нахождения места утечек газо- и нефтепродуктов из трубопровода по непрерывному определению содержания углеводородов в почвенном воздухе, воде и снеге» авторов Е.М. Кутузова, В.В. Горина.

Устройство содержит транспортное средство, механизм для вскрытия пласта почвы, механизм для забора пробы газа из под пласта почвы, выполненный в виде газозаборника, насос с фильтром, прибор для регистрации наличия газа, вход которого подсоединен к выходу насоса с фильтром, а выход к приемному устройству с индикатором, блок для определения координат местоположения транспортного средства, трассопоисковое оборудование и буровую установку. При этом механизм для вскрытия пласта почвы дополнительно снабжен ножом, и канатом с регулировочным винтом, а прибор для регистрации наличия газа выполнен из универсального течеискателя-хроматографа, снабженного встроенной в него микро-ЭВМ, с памятью свыше 100 хроматограмм и с возможностью определения компонентного и процентного содержания углеводородного газа.

Устройство для нахождения места утечек газо- и нефтепродуктов из трубопровода по непрерывному определению содержания углеводородов в почвенном воздухе, воде и снеге, снабжено водяным насосом малой производительности и ультразвуковым дегазатором непрерывного действия, соединенными последовательно, а выход ультразвукового дегазатора подсоединен к входу хроматографа.

Недостатками данного устройства при диагностировании трубопроводов являются:

1. Низкая эффективность определения утечек горючего из трубопроводов.

2. Большое время определения утечек нефтепродукта из трубопровода, а также места их нахождения.

3. Высокая стоимость устройства, связанная с содержанием транспортного средства, людей и сложных дорогостоящих механизмов.

4. Низкая скорость передвижения транспортного средства в условиях бездорожья.

Также известен патент на изобретение 2453760 от 20.06.2012 г. «Способ диагностики технического состояния подземных трубопроводов (варианты)» авторов В.В. Аверкиева, И.К. Антонова, А.А Елисеева, В.В. Нестерова, В.В. Семенова, О.В. Филлипова, А.Д. Фогеля.

Данный способ включает измерение индукции постоянного магнитного поля над трубопроводом при перемещении трехкомпонентных датчиков поля вдоль трубопровода и составление матрицы разностей величин индукции постоянного магнитного поля. При этом, измеряют индукцию постоянного магнитного поля не менее, чем в шести точках пространства над трубопроводом и составляют не менее девяти разностей величин индукции постоянного магнитного поля в этих же точках. Дополнительно в зоне трубопровода возбуждают переменное магнитное и переменное электрическое поля, и одновременно с индукцией постоянного магнитного поля измеряют не менее двух компонент вектора индукции переменного магнитного поля в каждой из трех точек пространства над трубопроводом, расположенных вдоль горизонтальной или вертикальной оси и совпадающих с точками измерения постоянного магнитного поля, и не менее двух компонент вектора напряженности переменного электрического поля, причем датчики постоянного магнитного поля, переменного магнитного поля и переменного электрического поля совмещены в одном конструктиве. Далее проводят предварительную статистическую обработку результатов измерений, по совокупности признаков выделяют участки трубопровода для последующей обработки, определяют расположение и магнитные моменты источников аномалий постоянного и переменного магнитных полей и параметры нарушений изоляции трубопровода и по полученным данным производят идентификацию и ранжирование особенностей технического состояния трубопровода.

Также при перемещении датчиков поля вдоль трубопровода дополнительно измеряют расстояние от датчиков до проекции оси трубопровода на дневную поверхность, индицируют величину и направление удаления датчиков от проекции оси трубопровода, на основании чего оператор корректирует путь перемещения вдоль трубопровода, а при диагностировании, идентификации и ранжировании аномалий определяют расстояние от датчиков до оси трубопровода и вносят поправки в величины компонент поля и их разностей.

Дополнительно определяют углы поворота датчиков поля вокруг горизонтальных и вертикальной оси, получают матрицу поправок и вносят их в матрицы компонент поля и их разностей.

Недостатками данного способа при диагностировании трубопроводов являются:

1. Низкая эффективность определения утечек горючего из трубопроводов.

2. Необходимость перемещения датчиков над трубопроводом, что вызовет большие временные и человеческие затраты. Невозможность определения утечек горючего в постоянном режиме за короткий промежуток времени.

3. Сложность определения и высокая стоимость способа.

4. Предназначение способа в основном для обнаружения нарушения изоляции трубопровода и для использования при работе с наземными трубопроводами.

Наиболее близкой к указанной проблеме является заявка на изобретение 95106872 от 20.04.1997 г. «Устройство для обнаружения места утечки нефтепродуктов в трубопроводе» авторов В.П. Добровольскова, В.И. Кабанова, В.Д. Кострикина, А.П. Белкина, В.Н. Ларичева, Е.И. Алаторцева, О.В. Молчанова.

Устройство предназначено для обнаружения места повреждения, сопровождающегося утечкой нефтепродуктов. При этом решается задача упрощения конструкции, повышения надежности и взрывопожаробезопасности устройства при обнаружении места утечки нефтепродуктов из трубопровода. Сущность изобретения заключается в следующем. Кабель и проводник выполнены из волоконных световодов, проложенных снаружи трубопровода в две линии одинаковой длины на расчетном расстоянии друг от друга. Кабель и проводник соединены в конце трубопровода с измерительным блоком места утечки. На обеих линиях волоконных световодов через определенные расстояния удалена полимерная оболочка, а сами участки с удаленной оболочкой установлены напротив друг друга в корпусе с отверстиями, при этом на одной из линий, начало которой оптически сопряжено с источником излучения, электрически связанным через делитель с выходом блока запуска, участки волоконного световода с удаленной оболочкой покрыты полимерной пленкой, а начало другой линии оптически сопряжено с фотоприемным устройством, электрически связанным с измерительным блоком, второй вход которого соединен с одним из выходов делителя.

Недостатками указанного устройства являются:

1. Наличие в конструкции большого количества дополнительных корпусов с отверстиями, расположенных через малые расстояния, что значительно повышает стоимость и металлоемкость устройства.

2. Недостаточная точность определения места утечки из трубопровода. Разрешающая способность определяется частотой расположения сенсоров.

3. Техническая сложность определения места утечки. Устройство состоит из сложных и дорогостоящих элементов.

Предлагаемая полезная модель позволяет решить задачу повышения эффективности определения утечек нефти и нефтепродуктов из трубопроводов и проведение их своевременного ремонта. При этом, значительно повышается точность определения места утечки, упрощается и удешевляется конструкция, а также производится постоянный контроль за наличием утечек из трубопровода.

Решение указанной задачи достигается тем, что под трубопроводом в две линии на фиксированном расстоянии и параллельно друг другу проложены проводники из коррозионностойкого проводящего материала, соединенные с обоих концов линиями связи с омметром и персональным компьютером, причем на данных линиях проводников через одинаковые расстояния напротив друг друга установлены изоляторы.

Данные признаки являются существенными для решения задачи полезной модели, так как своевременно определяются и предотвращаются утечки горючего из трубопровода, увеличивается точность определения места утечки, а также повышается надежность эксплуатации трубопровода.

Стационарное устройство включает: две линии проводников из коррозионностойкого проводящего материала с изоляторами, линии связи, два омметра и персональный компьютер. Проводники изготовлены из меди, покрытой никелем. Изоляторы представляют собой ПВХ покрытие. Линии проводников с изоляторами прокладываются в слое земельного грунта параллельно на расстоянии 10-15 сантиметров друг от друга. Изоляторы на линиях проводников, устанавливаются через одинаковые расстояния напротив друг друга. Омметры устанавливаются на концах линий проводников и соединяются с персональным компьютером.

При работе устройства постоянно производятся измерения сопротивлений между проводниками разных линий, по изменению значений которых определяется как наличие утечки нефти и нефтепродуктов из трубопровода, так и ее точное место.

При этом в начальный момент измеряется сопротивление «сухих» линий, которое при наличии утечек будет уменьшаться, а значение сопротивления при утечке позволит определить место утечки из трубопровода. Под «сухими» линиями понимаются две линии проводников с изоляторами, которые проложены в слой земельного грунта, не смоченного нефтью или нефтепродуктом.

Технический результат достигается измерением сопротивления между линиями проводников с изоляторами с помощью линий связи, омметров и персонального компьютера. Изменение значение сопротивлений по сравнению со значениями сопротивлений между линиями проводников с изоляторами в грунте, не смоченным нефтью или нефтепродуктом свидетельствует о наличие утечки в трубопроводе. Необходимо учесть, что грунт может смачиваться не только нефтью и нефтепродуктом, но и водой. Значения сопротивлений линий проводников в грунте, смоченным водой или нефтепродуктом (нефтью) значительно отличаются друг от друга. Поэтому оператор будет только реагировать на уменьшение значений сопротивления, связанного с утечкой горючего.

Конкретное место утечки рассчитывается по формулам приведенным ниже.

Сущность полезной модели пояснена чертежами (фиг.1, фиг.2), на которых изображены: функциональная схема устройства определения утечек и фронтальный разрез трубопровода с проводниками.

Под предлагаемый трубопровод 1 (фиг.1), имеющий сварные швы 2, прибор учета горючего 3, манометр 4, задвижку 5, изоляцию 6, в слой земельного грунта 7, на фиксированном расстоянии укладываются параллельно в две линии проводники 8 с изоляторами 9 (фиг.2). Проводники линиями связи 10 соединены с омметрами 11, которые также линиями связи 10 связаны с персональным компьютером 12. Прибор учета горючего, омметр и задвижка расположены в технологическом колодце 13.

Полезная модель работает следующим образом. Нефтепродукт 14 перекачивается по трубопроводу 1.

С целью постоянного диагностирования наличия утечек под трубопроводом 1 с помощью линий связи 10, омметров 11 производятся замеры сопротивлений между проводниками 8 с изоляторами 9 разных линий, которые выводятся на компьютер 12.

В случае появления утечки нефтепродукта из трубопровода 1 значения измеренных сопротивлений начинают уменьшаться и выходят за пределы установленного интервала.

При этом сопротивление, измеренное первым омметром равно

где Rl1 - сопротивление проводника от начального участка проводников до места пролива из трубопровода, Ом;

Rnp - фиксированное сопротивление места пролива для данного вида топлива и положения проводников, Ом.

Сопротивление, измеренное вторым омметром равно

где Rl2 - сопротивление проводника от конечного участка проводников до места пролива из трубопровода, Ом;

Расстояние от начального участка проводников до места утечки нефти или нефтепродукта определяется по формуле

где s - сечение проводников, м 2;

- плотность проводника, кг/м3

Расстояние от конечного участка проводников до места утечки нефти или нефтепродукта определяется по формуле

Общая длина трубопровода складывается из длин участков l1 и l2.

Оценка значений сопротивлений между проводниками разных линий расположенными в грунте параллельно друг другу с помощью омметров и компьютера позволяет определить не только наличие утечки нефти и нефтепродуктов из трубопровода, но и выявить конкретное место утечки с целью эффективного ремонта трубопровода.

Литература

1. ПБ 03-585-03. Правила устройства и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов.

2. РД-23.040.00-КТН-387-07. Методика диагностики технологических нефтепроводов НПС.

Стационарное устройство диагностирования и обнаружения места утечки нефти и нефтепродуктов в трубопроводе, отличающееся тем, что под трубопроводом в две линии на фиксированном расстоянии и параллельно друг другу проложены проводники из коррозионно-стойкого проводящего материала, соединенные с обоих концов линиями связи с омметром и персональным компьютером, причем на данных линиях проводников через одинаковые расстояния напротив друг друга установлены изоляторы.

poleznayamodel.ru

способ обнаружения утечек нефтепродуктов, воды и иных жидкостей при нарушении целостности трубопроводов - патент РФ 2487293

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.

Рисунки к патенту РФ 2487293

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= ·g·V, где

- 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.

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

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.freepatent.ru

Стационарное устройство определения места утечки нефти и нефтепродуктов на отдельных участках трубопровода

 

Стационарное устройство диагностирования и обнаружения места утечки нефти и нефтепродуктов на отдельных участках трубопровода относится к нефтяной промышленности. С целью постоянного определения утечек нефти и нефтепродуктов под трубопроводом с помощью омметра производятся замеры сопротивлений грунта между линией проводника и алюминиевыми зондами. Зонды через электронный коммутатор поочередно подключаются к омметру и значения сопротивлений грунта выводятся на компьютер. В начальный момент измеряется сопротивление грунта, не смоченного нефтью и нефтепродуктами. При наличии утечек сопротивление грунта между линией проводника и алюминиевым зондом будет значительно увеличиваться, что позволит определить место утечки из трубопровода. Технический результат достигается измерением сопротивления грунта между проводником с изоляторами и алюминиевыми зондами, оценка значений которых позволяет определить не только наличие утечки нефти и нефтепродуктов из трубопровода, но и выявить конкретное место.

Полезная модель относится к устройствам для диагностирования объектов транспортирования и хранения нефти и нефтепродуктов и может быть использована в нефтехимической и нефтедобывающей отраслях нефтепродуктообеспечения.

Предлагаемая полезная модель наиболее применима при транспортировании нефти и нефтепродуктов в подземных технологических трубопроводах.

Загрязнения литосферы и гидросферы происходят в результате утечек горючего из трубопроводов и резервуаров и другим причинам.

Если пролив горючего из наземного трубопровода можно обнаружить визуально, то утечку нефти и нефтепродуктов из подземного трубопровода определить можно только сложными диагностическими методами.

Данные методы включают: визуальный и измерительный контроль, ультразвуковой и акустико-эмиссионный контроль, магнитометрический и капиллярный контроль и другие виды диагностирования [ПБ 03-585-03. Правила устройства и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов]. Также проводятся гидравлические и пневматические испытания на прочность и плотность.

Многие из указанных методов связаны с освобождением трубопроводов от горючего, с вскрытием и выемкой грунта на отдельных участках, с последующим снятием изоляции, с измерением толщины стенки, с контролем сварных соединений.

По срокам проведения установлены следующие виды диагностики: первичная, очередная и внеочередная.

Первичная диагностика проводится не позднее 2 лет после ввода трубопровода в эксплуатацию. Очередная диагностика проводится с периодичностью не более 1 раз в 8 лет. Внеочередная диагностика проводится в случае возникновения инцидента или аварии, при вводе в эксплуатацию объекта, не эксплуатировавшегося более 3 лет, а также через 30 лет с момента ввода в эксплуатацию технологических трубопроводов [ПБ 03-585-03. Правила устройства и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов, РД-23.040.00-КТН-387-07. Методика диагностики технологических нефтепроводов НПС].

В процессе эксплуатации стенки трубопровода подвергаются различным видам коррозии, которые связаны с наличием сернистых и других агрессивных соединений в нефти и нефтепродуктах, а также воды в трубопроводе и в грунте.

Борьба с потерями горючего от утечек в трубопроводах становится важной экологической и экономической задачей.

Известен способ обнаружения утечек нефти или нефтепродуктов из трубопровода [Ш.И. Разматуллин и др. Патент на изобретение 2008113927 от 20.10.2009 г. Способ обнаружения утечек нефти и нефтепродуктов из трубопровода].

Данный способ гидравлической локации утечек жидкости из линейного участка трубопровода, включает обнаружение утечек жидкости из трубопровода - по изменениям расхода жидкости и линии гидравлического уклона трубопровода путем графического построения или аналитического расчета. В указанном способе 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)G 2-3(i2-3) и производят периодический контроль значения дебаланса массовых расходов.

Пороговое значение дебаланса 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.

Недостатками данного способа при диагностировании трубопроводов являются:

1. Низкая эффективность способа при малых утечках горючего из трубопровода.

2. Сложность определения и большие временные затраты для расчетов.

3. Применение способа для участков трубопровода небольшой длины.

Известно устройство для нахождения места утечек газо- и нефтепродуктов из трубопровода по непрерывному определению содержания углеводородов в почвенном воздухе, воде и снеге [Е.М. Кутузов, В.В. Горин. Патент на полезную модель 57915 от 27.10.2006 г. Устройство для нахождения места утечек газо- и нефтепродуктов из трубопровода по непрерывному определению содержания углеводородов в почвенном воздухе, воде и снеге].

Устройство содержит транспортное средство, механизм для вскрытия пласта почвы, механизм для забора пробы газа из под пласта почвы, выполненный в виде газозаборника, насос с фильтром, прибор для регистрации наличия газа, вход которого подсоединен к выходу насоса с фильтром, а выход к приемному устройству с индикатором, блок для определения координат местоположения транспортного средства, трассо-поисковое оборудование и буровую установку. При этом механизм для вскрытия пласта почвы дополнительно снабжен ножом, и канатом с регулировочным винтом, а прибор для регистрации наличия газа выполнен из универсального течеискателя-хроматографа, снабженного встроенной в него микро-ЭВМ, с памятью свыше 100 хроматограмм и с возможностью определения компонентного и процентного содержания углеводородного газа.

Устройство для нахождения места утечек газо- и нефтепродуктов из трубопровода по непрерывному определению содержания углеводородов в почвенном воздухе, воде и снеге, снабжено водяным насосом малой производительности и ультразвуковым дегазатором непрерывного действия, соединенными последовательно, а выход ультразвукового дегазатора подсоединен к входу хроматографа.

Недостатками данного устройства при обнаружении утечки нефти и нефтепродуктов из трубопроводов являются:

1. Низкая эффективность определения утечек горючего из трубопроводов.

2. Большое время определения утечек нефтепродукта из трубопровода, а также места их нахождения.

3. Высокая стоимость устройства, связанная с содержанием транспортного средства, людей и сложных дорогостоящих механизмов.

4. Низкая скорость передвижения транспортного средства в условиях бездорожья.

Известно устройство для обнаружения места утечки нефтепродуктов в трубопроводе [В.П. Добровольсков и др. Заявка на изобретение 95106872 от 20.00.1997 г. Устройство для обнаружения места утечки нефтепродуктов в трубопроводе].

Устройство предназначено для обнаружения места повреждения, сопровождающегося утечкой нефтепродуктов. Изобретение решает задачу упрощения конструкции, повышения надежности и взрывопожаробезопасности устройства при обнаружении места утечки нефтепродуктов из трубопровода. Сущность изобретения заключается в следующем. Кабель и проводник выполнены из волоконных световодов, проложенных снаружи трубопровода в две линии одинаковой длины на расчетном расстоянии друг от друга. Кабель и проводник соединены в конце трубопровода с измерительным блоком места утечки. На обеих линиях волоконных световодов через определенные расстояния удалена полимерная оболочка, а сами участки с удаленной оболочкой установлены напротив друг друга в корпусе с отверстиями, при этом на одной из линий, начало которой оптически сопряжено с источником излучения, электрически связанным через делитель с выходом блока запуска, участки волоконного световода с удаленной оболочкой покрыты полимерной пленкой, а начало другой линии оптически сопряжено с фотоприемным устройством, электрически связанным с измерительным блоком, второй вход которого соединен с одним из выходов делителя.

Недостатками указанного устройства являются:

1. Наличие в конструкции большого количества дополнительных корпусов с отверстиями, расположенных через малые расстояния, что значительно повышает стоимость и металлоемкость устройства.

2. Недостаточная точность определения места утечки из трубопровода. Разрешающая способность определяется частотой расположения участков с удаленной оболочкой, находящихся в корпусах с отверстиями.

3. Техническая сложность определения места утечки. Устройство состоит из сложных и дорогостоящих элементов.

Наиболее близкой к указанной проблеме является стационарное устройство диагностирования и обнаружения места утечки нефти и нефтепродуктов в трубопроводе [Матвеев Ю.А. и др. Патент на полезную модель 57915 от 27.10.2006 г. Стационарное устройство диагностирования и обнаружения места утечки нефти и нефтепродуктов в трубопроводе].

Под предлагаемый трубопровод, имеющий сварные швы, прибор учета горючего, манометр, задвижку, изоляцию, в слой земельного грунта, укладывается параллельно в две линии проводники с изоляторами. Проводники линиями связи соединены с омметрами, которые также линиями связи связаны с персональным компьютером. Проводники изготовлены из меди, покрытой никелем. Изоляторы представляют собой ПВХ покрытие.

Прибор учета горючего, омметр и задвижка расположены в технологическом колодце.

Полезная модель работает следующим образом. Нефтепродукт перекачивается по трубопроводу.

С целью постоянного диагностирования утечек нефти и нефтепродуктов под трубопроводом с помощью линий связи, омметров производятся замеры сопротивлений между проводниками с изоляторами различных линий, которые выводятся на компьютер. При этом в начальный момент измеряется сопротивление «сухой» линии, которое при наличии утечек будет уменьшаться, а значение сопротивления при утечке позволит определить место утечки из трубопровода.

В случае появления утечки нефтепродукта из трубопровода значения измеренных сопротивлений начинают уменьшаться и выходят за пределы установленного интервала.

Оценка значений сопротивлений между проводниками расположенными в грунте параллельно друг другу с помощью омметров и компьютера позволяет определить не только наличие утечки нефти и нефтепродуктов из трубопровода, но и выявить конкретное место утечки с целью эффективного ремонта трубопровода.

Недостатками указанного устройства являются:

1. Наличие в конструкции двух линий проводников, что повышает стоимость и металлоемкость устройства.

2. Недостаточная точность определения места утечки из трубопровода, так как линии проводников имеют большую длину и проходят через грунты различных почв и пород, имеющих разное сопротивление.

3. Техническая сложность определения места утечки. Решение указанной задачи достигается тем, что с целью определения сопротивлений грунта между проводником и алюминиевыми зондами под трубопроводом в одну линию укладывается проводник с изоляторами, а алюминиевые зонды устанавливаются на расстоянии 5-10 см выше линии проводника, при этом проводник с изоляторами с одного конца линией связи соединен с омметром, а алюминиевые зонды связаны с клеммами электронного коммутатора, через который зонды поочередно подключаются к омметру, при этом омметр, подключенный к проводнику с изоляторами и алюминиевым зондам, соединен с персональным компьютером.

Данные признаки являются существенными для решения задачи полезной модели, так как своевременно определяются и предотвращаются утечки горючего из трубопровода, увеличивается точность определения места утечки, а также повышается надежность эксплуатации трубопровода.

Сущность полезной модели пояснена чертежами (фиг. 1, фиг. 2), на которых изображены: функциональная схема устройства определения утечек и фронтальный разрез трубопровода с проводниками.

Под предлагаемый трубопровод 1 (фиг. 1), имеющий сварные швы 2, прибор учета горючего 3, манометр 4, задвижку 5, изоляцию 6 (фиг. 2), в слой земельного грунта 7, укладывается в одну линию проводник 8 с изоляторами 9 (фиг. 1). Проводник 8 линией связи 10 соединен с омметром 11. Проводник изготовлен из алюминия. Изоляторы представляют собой ПВХ покрытие.

Прибор учета горючего, омметр и задвижка расположены в технологическом колодце 13.

Алюминиевые зонды 14 устанавливаются на расстоянии 5-10 см выше проводника 8. Алюминиевые зонды 14 линиями связи 10 соединены с клеммами 15 электронного коммутатора 16 и омметром 11.

Омметр 11 линией связи 10 связан с персональным компьютером 12.

Полезная модель работает следующим образом. Нефтепродукт 17 перекачивается по трубопроводу 1.

С целью постоянного определения утечек под трубопроводом 1 с помощью линий связи 10, омметра 11 производятся замеры сопротивлений грунта между линией проводника 8 и алюминиевыми зондами 14. Зонды через электронный коммутатор 16 поочередно подключаются к омметру 11 и значения сопротивлений грунта выводятся на компьютер 12. При этом в начальный момент измеряется сопротивление грунта, не смоченного нефтью и нефтепродуктами. При наличии утечек нефти и нефтепродуктов 18 сопротивление грунта между линией проводника 8 и алюминиевым зондом 14 будет значительно увеличиваться, что позволит определить место утечки из трубопровода.

В случае появления утечки нефтепродукта 18 из трубопровода 1 значения измеренных сопротивлений начинают увеличиваться и выходят за пределы установленного интервала по участкам трубопровода.

Оценка значений сопротивлений грунта между линией проводника и алюминиевыми зондами, расположенными в грунте с помощью электронного коммутатора, омметра и компьютера позволяет определить не только наличие утечки нефти и нефтепродуктов из трубопровода, но и выявить конкретное место утечки на наиболее опасных участках трубопровода с целью эффективного ремонта.

Стационарное устройство диагностирования и обнаружения места утечки нефти и нефтепродуктов на отдельных участках трубопровода, отличающееся тем, что под трубопроводом в одну линию уложен проводник с изоляторами, а алюминиевые зонды установлены на расстоянии 5-10 см от линии проводника, при этом проводник с изоляторами с одного конца линией связи соединен с омметром, а алюминиевые зонды связаны с клеммами электронного коммутатора, через который зонды поочередно подключены к омметру, при этом омметр, подключенный к проводнику с изоляторами и алюминиевым зондам, соединен с персональным компьютером.

poleznayamodel.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.

bankpatentov.ru

ОБНАРУЖЕНИЯ УТЕЧЕК НЕФТИ В МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДАХ

Лекция 7 ТРАНСПОРТ НЕФТИ

Лекция 7 ТРАНСПОРТ НЕФТИ Проблемы моделирования транспортных сетей 05.12.2016 1 Виды транспорта нефти и нефтепродуктов водный (морской и речной): сырая нефть и многие нефтепродукты (бензин, керосин, дизельное

Подробнее

зарубежных магистральных трубопроводах

IV Всероссийская научно-техническая конференция с международным участием «Безопасность критичных инфраструктур и территорий» Аварийность на отечественных и зарубежных магистральных трубопроводах Савина

Подробнее

Общие сведения о программе 3

Содержание 1 Содержание Общие сведения о программе 3 Исходные данные для проведения расчетов.. 5 Работа с файлами данных программы 11 Редактирования профиля МН и положения задвижек 12 Редактирование данных

Подробнее

ШКОЛА ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ МГИМО

ШКОЛА ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ МГИМО ГУЛИЕВ ИГБАЛ АДИЛЕВИЧ кандидат экономических наук, Руководитель Центра стратегических исследований и геополитики в области энергетики ЛИТВИНЮК ИГОРЬ ИГОРЕВИЧ ведущий

Подробнее

ПРОФЕССИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ

УТВЕРЖДЕН приказом Министерства труда и социальной защиты Российской Федерации от 2016 г. ПРОФЕССИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ Оператор нефтепродуктоперекачивающей станции магистрального трубопровода нефти и нефтепродуктов

Подробнее

1.1. Область применения программы

АННОТАЦИЯ К РАБОЧЕЙ ПРОГРАММЕ ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО МОДУЛЯ СООРУЖЕНИЕ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ ОБЪЕКТОВ ТРАНСПОРТА, ХРАНЕНИЯ, РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ГАЗА, НЕФТИ, НЕФТЕПРОДУКТОВ 1.1. Область применения программы Программа профессионального

Подробнее

Организация ликвидации аварий

Организация ликвидации аварий План 1. Нормативное обеспечение в области борьбы с разливами нефти 2. Организация мероприятий по предупреждению и ликвидации разливов нефти 3. Планы ликвидации разливов нефти

Подробнее

ПРОФЕССИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ

УТВЕРЖДЕН приказом Министерства труда и социальной защиты Российской Федерации от 2016 г. ПРОФЕССИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ Оператор нефтепродуктоперекачивающей станции магистрального трубопровода нефти и нефтепродуктов

Подробнее

ПРИКАЗ от 14 июля 2015 г. N 272

ФЕДЕРАЛЬНАЯ СЛУЖБА ПО ЭКОЛОГИЧЕСКОМУ, ТЕХНОЛОГИЧЕСКОМУ И АТОМНОМУ НАДЗОРУ ПРИКАЗ от 14 июля 2015 г. N 272 О ВНЕСЕНИИ ИЗМЕНЕНИЙ В ПРИКАЗ ФЕДЕРАЛЬНОЙ СЛУЖБЫ ПО ЭКОЛОГИЧЕСКОМУ, ТЕХНОЛОГИЧЕСКОМУ И АТОМНОМУ

Подробнее

ГУМИРОВ И.Р., МУСИН А.Р., ШИТОВ А.О., ГЛОТОВ Е.А., КОЛИНИЧЕНКО О.И., СТАРКОВ И.В. ЭКСПЕРТИЗА СОСУДОВ, РАБОТАЮЩИХ ПОД ДАВЛЕНИЕМ

УДК 340 ГУМИРОВ И.Р., МУСИН А.Р., ШИТОВ А.О., ГЛОТОВ Е.А., КОЛИНИЧЕНКО О.И., СТАРКОВ И.В. ЭКСПЕРТИЗА СОСУДОВ, РАБОТАЮЩИХ ПОД ДАВЛЕНИЕМ Гумиров Ильдар Рашитович начальник отдела технического диагностирования

Подробнее

НАЛОГИ В ЭКОЛОГИЧЕСКОМ РАЗВИТИИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ Огородникова Е.П., к.э.н., доцент,

УДК 336 НАЛОГИ В ЭКОЛОГИЧЕСКОМ РАЗВИТИИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ Огородникова Е.П., к.э.н., доцент, Российский экономический университет им. Г.В. Плеханова, Оренбург, Россия Константинова Я.Е., Студентка,

Подробнее

«2.(ру> года U - ст. Наурская

АДМ ИНИСТРАЦИЯ НАУРСКОГО М УНИЦИПАЛЬНОГО РАЙОНА ЧЕЧЕНСКОЙ РЕСПУБЛИКИ МУНИЦИПАЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ «НАУРСКОЕ РАЙОННОЕ УПРАВЛЕНИЕ ОБРАЗОВАНИЯ» 366128, ЧР, Наурский район, ст. Наурская, ул. А. Кадырова, 24 а

Подробнее

УДК 336.6

УДК 336.6 Сидельников Д. А., магистрант 1 курса «Волгоградский государственный университет», г. Волгоград, РФ Научный руководитель: Кузьмина Э.В., к.э.н., доцент кафедры «Корпоративных финансов и банковской

Подробнее

docplayer.ru

Устройство для дистанционного обнаружения утечек нефти из магистрального трубопровода

 

Устройство для дистанционного обнаружения утечек нефти из магистрального трубопровода относится к области трубопроводного транспорта. Устройство содержит оптически связанные и последовательно установленные сканирующий элемент с четным количеством граней, установленный с возможностью вращения вокруг оси, проходящей через его центр, входной объектив, спектроделитель, приемники видимого и теплового каналов, выходы которых через смеситель сигналов соединены с видеоконтрольным устройством, канал лазерного зондирования, включающий в себя лазерные излучатели, плоское зеркало, полихроматор, приемники излучения, блок обработки сигналов, выход которого через смеситель сигналов соединен с видеоконтрольным устройством. Новым в устройстве является то, что часть граней сканирующего элемента шириной, равной сечению пучков лазерных излучателей, выполнены неотражающими через одну грань и дополнительно между выходами каждого приемника лазерного излучения и блоком обработки сигналов последовательно установлены коммутатор аналоговых сигналов, аналого-цифровой преобразователь, оперативное запоминающее устройство, цифроаналоговый преобразователь и дифференциальный усилитель, при этом второй выход коммутатора аналоговых сигналов соединен со вторым входом дифференциального усилителя. Устройство позволяет повысить чувствительность лазерного канала. 2 ил.

Изобретение относится к технике дистанционного контроля герметичности действующих магистральных трубопроводов, предназначенных для транспортирования нефти.

Известно устройство [1] для обнаружения утечек из трубопроводов низкокипящих углеводородов, содержащее оптически связанные и последовательно установленные зеркальный сканирующий элемент, установленный с возможностью вращения, приемный объектив, плоское зеркало, приемники инфракрасного и видимого излучения. Недостатком этого сканирующего устройства является большая вероятность ложных тревог, вызываемых наличием на трассе трубопровода большого количества тепловых неоднородностей естественного и искусственного происхождения. К тому же это устройство предназначено для обнаружения утечек сжиженных газов, которые при выходе в окружающую среду охлаждают прилегающие к трубопроводу слои грунта. Создаваемый отрицательный контраст участка, имеющего определенные размеры, и является признаком наличия утечки. Известное устройство не позволяет с достаточной достоверностью идентифицировать утечки нефти по тепловому признаку, т.к. зачастую даже выход нефти из трубопровода на открытый грунт не создает необходимых температурных контрастов для обнаружения утечки (нефть транспортируется по трубопроводу при температуре около +17oC). Наиболее близким к предлагаемому является устройство [2] для обнаружения утечек нефти из магистральных трубопроводов по трем признакам: видимое и тепловое изображение, наличие газовой фракции нефти над местом утечки. Устройство содержит оптически связанные и последовательно установленные сканирующий элемент, выполненный, например, в виде зеркальной призмы, установленный с возможностью вращения вокруг оси, проходящей через его центр, входной объектив, спектроделитель, приемники видимого и теплового каналов, лазеры, полихроматор, плоское зеркало, приемники лазерного канала, выходы которых соединены с блоком обработки сигналов, датчик угла поворота призмы. Выходы приемников видимого и теплового каналов, а также выход блока обработки сигналов лазерного канала через смеситель соединены со входом видеоконтрольного устройства. Устройство устанавливается на вертолет или легкий самолет. Анализ визуального, теплового и лазерного изображений, проводимых оператором, дает возможность определить место и интенсивность утечки нефти из трубопровода. Недостатком этого сканирующего устройства является низкая чувствительность по обнаружению аномалий, вызванных наличием паров нефти над контролируемым участком местности в полосе обзора, из-за большого влияния фонового излучения подстилающей поверхности естественного происхождения (тепловое излучение, отраженное излучение от природных и искусственных источников). Неконтролируемые изменения сигналов на выходе приемников лазерного канала, вызванные фоновым излучением, сравнимы по величине с полезной составляющей сигнала. Эти низкочастотные флуктуации сигнала могут значительно превышать шумы приемников излучения, мешая реализации потенциального порога чувствительности, задаваемой отношением сигнал/шум приемно-регистрирующего тракта и, соответственно, снижают контрастность изображения в лазерном канале аппаратуры. Целью изобретения является повышение чувствительности лазерного канала аппаратуры за счет исключения фоновой составляющей сигналов. Цель достигается тем, что в известном устройстве, содержащем оптически связанные и последовательно установленные зеркальный сканирующий элемент с четным количеством граней, установленный с возможностью вращения вокруг оси, проходящей через его центр, входной объектив, спектроделитель, приемники видимого и теплового каналов, выходы которых через смеситель сигналов соединены с видеоконтрольным устройством, канал лазерного зондирования, включающий в себя лазерные излучатели, плоское зеркало, полихроматор, приемники излучения, блок обработки сигналов, выход которого через смеситель сигналов соединен с видеоконтрольным устройством, часть граней сканирующего элемента шириной, равной сечению пучков лазерных излучателей, выполнены неотражающими через одну грань и дополнительно между выходами каждого приемника лазерного излучения и блоком обработки сигналов последовательно установлены коммутатор аналоговых сигналов, аналого-цифровой преобразователь, оперативное запоминающее устройство, цифроаналоговый преобразователь и дифференциальный усилитель. На фиг. 1 показана структурная схема предлагаемого устройства; на фиг. 2 - проекция сканирующего элемента на плоскость, параллельную его оси вращения. Устройство содержит последовательно установленные и оптически связанные сканирующий зеркальный элемент 1, выполненный, например, в виде четырехгранной зеркальной призмы, установленной с возможностью вращения вокруг оси, проходящей через ее центр, входной объектив 2, спектроделитель 4, приемники видимого 3 и инфракрасного 5 излучения, лазеры 6 рабочей и опорной длины, плоское зеркало 17, полихроматор 8, приемники лазерного канала 9. Выходы приемников 3 и 5 через смеситель сигналов 7 соединены с видеоконтрольным устройством 16. При вращении сканирующего элемента 1 поля зрения приемников 3 и 5 и входной щели полихроматора 8 перемещаются в плоскости сканирования, за счет чего осуществляется последовательный обзор элементов местности по строке. За счет движения носителя производится последовательный, строка к строке (для видимого и теплового каналов) обзор местности с шириной полосы, определяемой углом обзора устройства. Излучение от элементов подстилающей поверхности, отраженное зеркальной гранью сканирующего элемента 1, фокусируется объективом 2 на чувствительных элементах приемников 3 и 5, а плоским зеркалом 17 направляется на входную диафрагму полихроматора 8. На выходах приемников излучения 3 и 5 формируются видеосигналы, амплитуды которых пропорциональны яркости (видимый канал) и разности температур двух смежных элементов (тепловой канал) подстилающей поверхности, соответственно. Эти сигналы через смеситель 7 поступают на видеоконтрольное устройство 16, на экране которого формируется телевизионное изображение участка трассы, над которым пролетает носитель с предлагаемым устройством. Зондирующее лазерное излучение от лазеров 6 с длинами волн p и 0 направляется сканирующим элементом 1 на те же участки подстилающей поверхности, которые в данный момент просматриваются в видимом и тепловом каналах. Оба лазерных пучка совмещены во времени и пространстве. Угловая расходимость лазерных пучков и элементарное поле зрения лазерного канала в 5-6 раз превышают элементарное поле зрения видимого и теплового каналов. Поэтому при скорости носителя, позволяющей проводить обзор элементов местности строка к строке в видимом и тепловом канале, лазерные строки переналагаются на 85%, что используется для вычитания фонового сигнала. Лазерное излучение, отраженное от подстилающей поверхности, через сканирующий элемент 1 и входной объектив 2 направляется в полихроматор 8 , где оно разделяется на два пучка с длинами волн излучения p и 0, находящимися в полосе поглощения паров нефти и вне ее, соответственно. На выходе полихроматора 8 установлены приемники лазерного излучения 9, для каждой длины волны p и 0 имеющие аналогичные тракты вычитания фонового сигнала. При вращении сканирующего элемента 1 в лазерном канале формируются, поочередно, "активная" (зеркальная грань) и "слепая" (неотражающая часть грани) строки. При помощи коммутатора 10 аналоговых сигналов происходит разделение сигналов "слепой" и "активной" строки, которые чередуются во времени, синхронно с вращением сканирующего элемента. Сигналы "слепой" строки при помощи цифровой линии задержки смещаются во времени ровно на такой период, что при прохождении "активной" строки ее сигналы подаются на дифференциальный усилитель 14 одновременно с сигналами "слепой" строки (фоновая составляющая), где происходит их вычитание и усиление разностных сигналов. Цифровая линия задержки состоит из аналого-цифрового преобразователя 11, который преобразует сигналы "слепой" строки в двоичный параллельный цифровой код с последующей записью в оперативное запоминающее устройство 12. С приходом "активной" строки запускается тот же таймер, который отсчитывал интервалы между отсчетами аналого-цифрового преобразователя и по его команде из оперативного запоминающего устройства считывается цифровой код отсчетов "слепой" строки. В цифроаналоговом преобразователе 13 цифровой код "слепой" строки преобразуется в аналоговый сигнал и поступает на дифференциальный усилитель 14 одновременно с аналоговым сигналом "активной" строки. На вход блока обработки сигналов 15 поступают "чистые" сигналы, вызванные отраженным от подстилающей поверхности лазерным излучением на рабочей p и опорной 0 длине волны. В блоке 15 обработки формируются отношения сигналов рабочей p и опорной 0 длины волны, которые через смеситель 7 поступают на видеоконтрольное устройство 16. При наличии на поверхности или в подповерхностном слое подстилающей местности в полосе обзора утечек нефти в тепловом канале аппаратуры на видеоконтрольном устройстве 16 будут появляться тепловые аномалии, которые сопровождаются выходом паров нефти. Лазерный пучок зондирующего излучения с рабочей длиной волны p (находящейся в полосе поглощения) в местах скопления паров нефти будет ослабляться в результате поглощения. Таким образом, относительная яркость подстилающей поверхности в этих местах будет меньше, и на экране видеоконтрольного устройства 16 появятся темные образования, контрастность которых тем больше, чем выше концентрация паров нефти. Дополнительно введенные в известное устройство схемы вычитания фонового сигнала и прерывание зондирующего лазерного излучения с помощью специального сканирующего устройства позволяют повысить контрастность изображения в лазерном канале и тем самым улучшить порог чувствительности аппаратуры к утечкам нефти.

Формула изобретения

Устройство для дистанционного обнаружения утечек нефти из магистрального трубопровода, содержащее оптически связанные и последовательно установленные сканирующий элемент с четным количеством граней, установленный с возможностью вращения вокруг оси, проходящей через его центр, входной объектив, спектроделитель, приемники видимого и теплового каналов, выходы которых через смеситель сигналов соединены с видеоконтрольным устройством, канал лазерного зондирования, включающий в себя лазерные излучатели, плоское зеркало, полихроматор, приемники излучения, блок обработки сигналов, выход которого через смеситель сигналов соединен с видеоконтрольным устройством, отличающееся тем, что часть граней сканирующего элемента шириной, равной сечению пучков лазерных излучателей, выполнены неотражающими через одну грань и дополнительно между выходами каждого приемника лазерного излучения и блоком обработки сигналов последовательно установлены коммутатор аналоговых сигналов, аналого-цифровой преобразователь, оперативное запоминающее устройство, цифроаналоговый преобразователь и дифференциальный усилитель, при этом второй выход коммутатора аналоговых сигналов соединен с вторым входом дифференциального усилителя.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2

www.findpatent.ru