СПОСОБ ДИСТАНЦИОННОГО ОБНАРУЖЕНИЯ УТЕЧЕК НЕФТИ ИЗ МАГИСТРАЛЬНОГО ТРУБОПРОВОДА Российский патент 1997 года по МПК F17D5/02 

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 +17^o 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 (λ₁, λ₂, λ₃) поглощения излучения основными компонентами газовой фракции нефти и на опорной длине волны (λ_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 (λ₁) 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).

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 λ₁, λ₂, λ₃, λ_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 λ₁, λ₂, λ₃) и опорную длину волны (λ_o). Сигналы с приемников излучения 13 поступают на блок обработки сигналов 14. Блок обработки сигналов 14 определяет для каждой исследуемой длины волны (λ₁, λ₂, λ₃) 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 λ_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 λ₁, и наличии заданной пропорции (1±0,2): (1,4±0,2): (1,2±0,2) относительных яркостей изображений для трех длин волн λ₁, λ₂, λ₃, 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 +50^o C, 1400 мг/м³ при толщине грунтового покрова 300 мм, диаметре "свища" в трубопроводе 5 мм и температуре окружающей среды ±20^o C, 57 мг/м³ при толщине грунтового покрова 1500 мм, диаметре "свища" 1 мм и температуре окружающего воздуха минус 50^o 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 45^o 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.

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 (1±0,2):(1,4±0,2):(1,2±0,2). 1 ил.

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 λ₁,λ₂, λ₃ поглощения излучения основными компонентами газавой фракции нефти и на опорной длине волны λ_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 λ₁ 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).