СПОСОБ ДИСТАНЦИОННОЙ ДИАГНОСТИКИ МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ Российский патент 2011 года по МПК G01V8/00 

Изобретение относится к области геофизики и предназначено для контроля состояния магистральных трубопроводов нефти и газа, а также может быть использовано для решения геологических (изучение глубинного строения Земли, поиск нефти, газа и подземных вод), техногенных и экологических задач.

Способ дистанционной диагностики магистральных трубопроводов основан на облете исследуемой территории дирижабельным тепловизионным комплексом высокого разрешения и получении снимков в видимом и дальнем инфракрасном (ИК) диапазонах длин волн, их анализе с построением объемных моделей плотности потока теплового излучения зон залегания трубопроводов для решения геологических, техногенных и экологических задач.

Известен способ обнаружения утечек газа из трубопроводов (патент РФ №2200900, МПК F17D 5/02, G01N 21/31, G01V 3/165, опубл. 20.03.2003), предусматривающий мониторинг трассы газопровода на малых высотах с помощью автоматического беспилотного диагностического комплекса, включающего тепловизионную систему, при котором обнаруживают тепловые аномалии, связанные с транспортом нагретого газа и утечками из трубопровода.

Однако данный способ основан на использовании дистанционно пилотируемого летательного аппарата, что является небезопасным в районах расположения газовых объектов стратегического назначения. Комплекс позволяет получить только визуальную информацию о состоянии магистральных газопроводов, проявляющихся на поверхности Земли, что ограничивает его применение в сложных природно-техногенных условиях.

Известен способ аэромониторинга поверхности Земли (свидетельство на полезную модель РФ №50979, МПК B64D 47/00, опубл. 27.01.2006), предусматривающий определение состояния газо- и нефтепроводов путем дистанционного обследования их системой телевизионного и тепловизионного контроля, устанавливаемой на летательный аппарате, представляющем собой самолет, вертолет или дирижабль.

Однако данный способ предусматривает использование летательных аппаратов, имеющих рабочую скорость не ниже 180-190 км/час, при которой за счет «смаза» изображения существенно ухудшается пространственное разрешение приборов, контролирующих земную поверхность.

Известен способ обнаружения утечек газа из магистральных газопроводов бортовыми диагностическими системами (патент РФ №2201584, МПК G01M 3/22, G01N 21/35, G01V 3/16, F17D 5/02, опубл. 27.03.2003), осуществляемый путем измерения ИК-излучения подстилающей поверхности над трубопроводом, после чего формируют поле температурных контрастов, визуализируют поле температурного контраста на борту летающего аппарата, затем в процессе визуализации производят поочередное сравнение изображений полей температурного контраста с эталонными изображениями, полученными предварительно при физическом моделировании реальных процессов разных утечек газа в тех же климатических условиях, после чего делают вывод о наличии течи.

Однако данный способ требует использования специального стенда моделирования утечек газа для формирования эталонных изображений трубопровода. Использование метода сравнения теоретической модели с практическим результатом для идентификации утечек не всегда дает совпадение с эталонными изображениями из-за сложности физических процессов в реальных средах, что, как правило, приводит к невысокой достоверности.

Известен способ определения места утечки жидкости или газа из трубопровода, находящегося в грунте (патент РФ №2040783, МПК G01M 3/00, опубл. 25.07.1995), ближайший по технической сущности к заявляемому способу и принятый за прототип, осуществляемый путем облета на маловысотном летательном аппарате трассы трубопровода, при котором сканируют поверхность тепловизионным и телевизионным датчиками, затем фиксируют прямой физический признак утечки газа в виде локального понижения температуры вследствие проявления дроссельного эффекта при истечении газа из газопровода, после чего определяют место утечки на основе совместного логического анализа (фильтрации) сигналов многоканальной системы.

Однако данный способ основан только на визуальном дешифрировании оператором полученной видеоинформации и термограмм для обнаружения температурных аномалий. Способ не предусматривает пересчет плотности потока теплового излучения зон залегания трубопровода на глубину, из-за чего невозможно реально отразить глубинное изменение температурных аномалий зон залегания трубопровода, геометрию и напряженно-деформированное состояние трубопровода.

Задачей, на решение которой направлено предлагаемое изобретение, является повышение достоверности и информативности диагностики участков трубопровода вне зависимости от условий местности, экологическая чистота исследований.

Техническим результатом изобретения является повышение достоверности выходных данных, обусловленное близостью аппарата к исследуемой площади, низкой скоростью полета и широким диапазоном высот.

Технический результат достигается тем, что в способе дистанционной диагностики магистральных трубопроводов, включающем облет и съемку участка трубопровода в видимом и инфракрасном диапазонах длин волн на маловысотном летательном аппарате с получением фото- и тепловизионных снимков исследуемого участка трубопровода и их последующей обработкой, новым является то, что в качестве маловысотного летательного аппарата используют дирижабль с тепловизионным комплексом высокого разрешения, а обработку тепловизионных снимков проводят путем расчета и построения объемной модели плотности потока теплового излучения зон залегания трубопровода и объемной модели блоково-разломных структур, построения горизонтальных и латеральных срезов, вертикальных разрезов плотности потока теплового излучения зон залегания трубопровода и блоково-разломных структур и их дифференциальных трансформаций с последующей интерпретацией полученных материалов и составлением результативных карт.

Съемку участка трубопровода ведут со сверхмалых высот 50-150 м.

Съемку участка трубопровода в инфракрасном диапазоне длин волн ведут на длинах волн 8-14 мкм с пространственным разрешением по глубине до 3 см и температурной чувствительностью 0,02°С.

Перед обработкой тепловизионных снимков проводят разбиение их на отдельные маршруты с использованием GPS-данных навигационной системы дирижабельного комплекса, анализ диапазона распределения значений плотности потока теплового излучения участка трубопровода в пределах одного маршрута, выделение непрерывных последовательностей файлов со схожими яркостными характеристиками, пакетное конвертирование выделенных блоков тепловизионных снимков из внутреннего формата тепловизионного комплекса в стандартные графические растровые файлы, составление сшивок из тепловизионных снимков.

Дополнительно проводят подавление помех и высококонтрастных объектов, отбраковку фрагментов тепловизионных снимков при превышении количества пикселей со значениями, близкими к границам цифрового диапазона более 10%, выбор фрагментов тепловизионных снимков с более равномерным распределением интенсивности плотности потока теплового излучения участка трубопровода по всему диапазону значений.

Построение объемной модели плотности потока теплового излучения зон залегания трубопровода происходит путем расчета набора слоев проникновения (S) на основе тепловизионного снимка, представленного множеством значений плотности потока теплового излучения размерностью М×К, по формуле

,

где S_n(x, y) - слои проникновения,

G(S₁(х, у), n) - функция, зависящая от исходного слоя тепловизионного снимка S₁(x, y) и требуемой глубины,

x, у - координаты пикселя на тепловизионном снимке,

n - номер слоя проникновения,

а в качестве функции, зависящей от исходного слоя тепловизионного снимка S₁(x, y) и требуемой глубины, применяется функция экспоненциальной фильтрации

,

где М, K - размерность тепловизионного снимка,

и - нормирующие коэффициенты,

z=f(n) - функция, задающая глубину и шаг дискретизации.

Расчет объемной модели блоково-разломных структур включает в себя увеличение амплитуды мало интенсивных положительных аномалий при относительном сохранении общего фона плотности потока теплового излучения зон залегания трубопровода, выделение областей с повышенными значениями плотности потока теплового излучения зон залегания трубопровода на тепловизионном снимке с помощью максимизирующего фильтра, отклик которого по определенной окрестности задается выражением

,

где b_ij ⁿ - элемент n-го слоя модели блоково-разломных структур с координатами (i, j),

S_mk ⁿ - элемент n-го слоя с координатами (m, k),

и выделение линий разрывов зон залегания трубопровода с помощью оператора Лапласа

,

где х и у - аргументы функции.

Построение горизонтальных и латеральных срезов, вертикальных разрезов плотности потока теплового излучения зон залегания трубопровода и блоково-разломных структур и их дифференциальных трансформаций включает в себя расчет первой производной по глубине изменения плотности потока теплового излучения и второй производной по глубине скорости изменения плотности потока теплового излучения,

где - элемент n-го слоя с координатами (i, j), - элемент (n+1)-го слоя с координатами (i, j), - элемент (n+2)-го слоя с координатами (i, j).

Интерпретация полученных материалов включает в себя районирование по интенсивности плотности потока теплового излучения зон залегания трубопровода, изучение флюидодинамических условий зон залегания трубопровода, построение геотермических отражающих границ по глубинам, определение геометрии и пространственного положения аномалий трубопроводов, установление участков напряженно-деформированного состояния трубопровода.

Результативные карты составляют путем наложения полученных материалов на топографическую основу с добавлением необходимой текстовой и графической информации, включая результаты классификации технического состояния трубопровода.

В качестве топографической основы используют векторные и растровые электронные карты высокого разрешения.

При составлении результативных карт производят наложение фото- и тепловизионных снимков с последующей привязкой зон залегания трубопровода на местности.

На чертеже представлен разрез блоково-разломных структур в теневом отображении: а) интегрального вида; в дифференциальных характеристиках - б) первой производной по глубине, в) второй производной по глубине.

Проводится съемка участка трубопровода в видимом и дальнем ИК-диапазоне, обработка полученных ИК-снимков, расчет и построение объемных моделей зон залегания трубопровода, разрезов и карт, их интерпретация и составление электронного паспорта объекта с указанием технических характеристик трубопровода и состояния вмещающей геологической среды.

Снимки участка трубопровода в видимом диапазоне длин волн получают путем фото- или видеосъемки и используют их для последующей привязки зон залегания трубопровода на местности.

Дирижабельный тепловизионный комплекс высокого разрешения включает тепловой дирижабль GEFA-FLUG AS-105GD со специально разработанной подвеской, которая оснащена тепловизионной аппаратурой NEC Thermo Tracer TH9260 с разрешающей способностью 0,02°С в спектральном диапазоне 8-14 мкм, цифровой фотокамерой, системой спутниковой навигации, обеспечивающей географическую привязку результатов тепловизионной съемки, бортовым вычислительным комплексом для управления и накопления информации.

Тепловой дирижабль является одним из наиболее перспективных и экономически целесообразных авиационных носителей, применение которого снимает ряд ограничений при проведении диагностики состояния магистрального трубопровода.

Преимущества и эффективность использования дирижабля для локального мониторинга определяется следующим: базирование летательного аппарата в непосредственной близости к исследуемой площади существенно снижает затраты на выполнение полевых работ, обеспечивает повышение достоверности выходных данных и позволяет организовывать синхронную наземную заверку выявленных дефектов; возможность взлета и посадки на любую твердую поверхность обеспечивает выбор оптимальных метеоусловий; низкая скорость и широкий диапазон высот позволяет получать качественно новые снимки по точности и пространственным характеристикам наблюдаемых объектов, исключить «смаз» изображения при выполнении наблюдений на предельно малых высотах.

Экологическая чистота исследований обеспечивается неконтактным способом диагностики трубопровода, проводящимся без вскрытия грунта, и пассивным (без воздействия на зоны залегания трубопровода) способом съемки в дальнем ИК-диапазоне.

Авиационная дирижабельная съемка проводится по специально разработанному регламенту. Он включает в себя требования, предъявляемые к выбору параметров съемки, а также временных и гидрометеорологических условий, при которых обеспечивается получение тепловизионных снимков, позволяющих корректно рассчитать и построить объемную модель плотности потока теплового излучения зон залегания трубопровода.

Параметры съемки включают в себя высоту полета Н, скорость полета V летательного аппарата, интервал времени между соседними снимками t. Ограничения, накладываемые на параметры съемки, определяются техническими характеристиками съемочной аппаратуры и возможностями летательного аппарата. Выбор высоты полета Н проводится в зависимости от глубины расположения и диаметра магистральных трубопроводов.

По масштабности исследований различаются следующие виды съемки:

- диагностика технического состояния магистральных трубопроводов, выявление утечек нефти и природного газа (масштаб 1:50-1:100);

- обнаружение участков обводнения инженерных сооружений, установление мест активизации эрозионных и оползневых процессов, карстовых образований, выявление мест экологического загрязнения геологической среды (масштаб 1:300-1:500);

- картирование геодинамических активных зон разломов, вызывающих напряженно-деформированное состояние трубы (масштаб 1:1000-1:2500).

В таблице приведена оценка проникновения и разрешающая способность тепловизионной съемки при построении объемной модели плотности потока теплового излучения зон залегания трубопровода. Исходя из предполагаемой глубины исследуемого объекта (труба, карст, разлом и т.п.), определяют масштаб авиационной съемки и высоту полета Н.

Пространственные характеристики тепловизионной съемки для оптимальных высот полета имеют следующие параметры

Высота полета, м 50 100 300 500 1000 Масштаб съемки 1:50 1:100 1:300 1:500 1:1000 Разрешение по глубине, м 0.03 0.06 0.18 0.3 0.6 Максимальная глубина проникновения, м 3 6 18 30 60

В зависимости от пространственных характеристик объекта различают линейную, точечную и площадную дирижабельные съемки. Линейную съемку применяют для диагностики магистральных нефтепроводов и газопроводов, точечную и площадную - для газо- и нефтераспределительных станций. При съемке протяженных объектов допускается отклонение фактической линии пути летательного аппарата от заданной трассы маршрута не более Н/20.

Тепловизором NEC Thermo Tracer TH9260 осуществляют съемку участков магистрального трубопровода в покадровом режиме. При этом исключается пропуск информации между соседними снимками, даже в случае вынужденных отклонений V и Н от заданных величин. Минимально допустимое продольное перекрытие между соседними снимками - 40%, поперечное перекрытие (между соседними маршрутами) - 30%.

Количество полетных маршрутов при выполнении площадной съемки рассчитывается с учетом ширины полосы обзора и величины поперечного перекрытия. Ширина полосы обзора на местности L_y определяется выбранной высотой полета

L_y=kH,

где k - постоянный коэффициент для NEC TH9260, зависящий от ориентации тепловизора вдоль направления полета и принимающий значение 0,38 или 0,29.

Отношение скорости полета к высоте полета определяется

W=V/H.

Оптимальные значения W и частоты регистрации снимков l/t при авиационной съемке тепловизором NEC TH9260 выбираются исходя из следующих требований:

- условие сохранения четкости изображений

C_min≤С≤C_max,

где С - «смаз» изображения на поверхности Земли за счет движения авиационного носителя;

C_min - минимально допустимая величина «смаза» изображения;

C_max - максимально допустимая величина «смаза» изображения;

- условие обеспечения продольного перекрытия

P_{x min}≤P_x≤P_{x max},

где P_x - продольное перекрытие между соседними снимками;

P_{x min} - минимально допустимая величина продольного перекрытия;

Р_{х max} - максимально допустимая величина продольного перекрытия.

«Смаз» изображения определяется расстоянием, на которое перемещается съемочная система за время формирования снимка, и вычисляется по следующей формуле:

,

где τ - температурная постоянная времени тепловизора,

Δ - размер элементарного пикселя на местности (пространственное разрешение тепловизора).

Пространственное разрешение тепловизора определяется по формуле

Δ=δH,

где δ - мгновенное поле зрения тепловизора.

Величина «смаза» изображения определяется выражением

.

Исходя из практики тепловизионной съемки допустимые значения «смаза» изображения находятся в интервале от 1 до 2.

Для выполнения условия сохранения четкости изображений отношение скорости к высоте полета W выбирается из следующего соотношения:

.

Интервал времени между снимками t выбирается в зависимости от отношения скорости полета V к высоте полета Н при соблюдении условия обеспечения продольного перекрытия.

Интервал времени между снимками t связан с продольным перекрытием P_x следующим равенством:

Vt=(1-P_x)n_xΔ,

где n_x - число элементов стороны матрицы, ориентированной вдоль направления полета.

Продольное перекрытие между соседними снимками определяется из выражения

Как правило, P_x выбирается в диапазоне от 40% до 60%, и интервал времени между снимками при соблюдении условия обеспечения продольного перекрытия вычисляется из следующего соотношения:

Точность дистанционных измерений и результативность выполнения диагностики магистральных трубопроводов обеспечивается правильным выбором внешних условий аэросъемочных работ (сезон, время суток и гидрометеорологические условия).

Основным требованием к выбору времени тепловизионной съемки является минимизация помех со стороны природных факторов, влияющих на эффективное выявление эндогенного теплового излучения от геологической среды и трубопровода. К этим помехам относятся повышенный солнечный нагрев земной поверхности, наличие растительного покрова, увлажненность почв.

Наилучшие результаты при тепловизионном обследовании подземных нефте- и газопроводов достигаются в ночное время, когда величина тепловых неоднородностей земной поверхности минимальная (наиболее благоприятная фоновая обстановка). В случае сложности обеспечения ночных полетов рекомендуется проводить съемку ранним утром, когда температурные помехи за счет солнечного нагрева невелики, и сохраняется значительный тепловой контраст между холодной почвой и трубопроводом.

Самый оптимальный период аэросъемочных работ - поздняя осень перед выпадением снега, начало заморозков. В этот период отсутствует экранирующее влияние растительного покрова, и тепловые контрасты объекта и фона зависят от Солнца незначительно. При выборе времени съемок дополнительно учитывают местные географические и природно-климатические особенности территории исследования.

Метеорологические условия проведения тепловизионных съемок определяются температурой воздуха, наличием осадков, ветра и облачности. При низких температурах окружающего воздуха контрастность изображения трубопровода относительно грунта будет максимальная. Не следует выполнять исследования во время выпадения осадков в виде дождя и снега, при которых резко ослабляется эффективный контраст наземных объектов. Для исключения избыточной влажности почвы рекомендуется дождаться наступления сухой погоды (2-3 дня после дождя). Ветер значительно увеличивает теплоотдачу земной поверхности и приводит к существенному выравниванию температур на местности. Поэтому нецелесообразно проводить аэросъемочные работы при сильном ветре (более 3-5 м/с). В пасмурную погоду за счет отсутствия тепловых теней от деревьев и кустарников уменьшаются тепловые неоднородности фона. Кроме того, отсутствуют аномальные температурные контрасты, вызванные прямым солнечным излучением, что отвечает требованиям при построении объемных моделей плотности потока теплового излучения зон залегания трубопровода. Таким образом, наиболее благоприятные метеоусловия - прохладная сухая погода, сплошная облачность и минимальная скорость ветра.

Предварительная обработка тепловизионных снимков включает в себя последовательность следующих операций:

- разбиение тепловизионных снимков на отдельные маршруты с использованием GPS-данных навигационной системы;

- анализ диапазона распределения значений плотности потока теплового излучения для тепловизионных снимков в пределах одного маршрута, выделение непрерывных последовательностей файлов со схожими яркостными характеристиками для оптимального конвертирования в графические изображения;

- пакетное конвертирование выделенных блоков тепловизионных снимков из внутреннего формата тепловизора в стандартные графические растровые файлы;

- составление сшивок из тепловизионных снимков в специализированных программах, предназначенных для построения мозаик из стандартных растровых файлов.

Построение объемных моделей плотности потока теплового излучения зон залегания трубопровода предусматривает ряд требований к тепловизионным снимкам:

- тепловизионный снимок не должен содержать высококонтрастных объектов;

- области тепловизионного снимка, имеющие значения плотности потока теплового излучения, близкие к границам цифрового диапазона, не должны совпадать по расположению с исследуемым объектом, располагаться вблизи него и занимать более 10% от площади тепловизионного снимка;

- тепловизионный снимок не должен содержать сильных шумовых помех;

- тепловизионный снимок должен содержать максимально возможное число градаций цифрового диапазона;

- тепловизионная информация должна заполнять всю площадь обрабатываемого тепловизионного снимка; в случае невозможности выполнения данного требования незаполненные области должны быть минимизированы.

Построение объемной модели плотности потока теплового излучения зон залегания трубопровода происходит путем расчета набора слоев проникновения (S) на основе тепловизионного снимка, представленного множеством значений плотности потока теплового излучения размерностью М×K, по формуле

S_n(x,y)=G(S₁(x,y), n),

где S_n(x, y) - слой проникновения,

G(S₁(x,y), n) - функция, зависящая от исходного слоя S₁(x,y) тепловизионного снимка и требуемой глубины,

x, у - координаты пикселя на тепловизионном снимке,

n - номер слоя проникновения.

В качестве функции G(S₁(х,у), n) применяется функция экспоненциальной фильтрации

,

где М, K - размерность тепловизионного снимка,

и - нормирующие коэффициенты,

z=f(n) - функция, задающая глубину и шаг дискретизации.

Варьируя функцией z=f(n), возможно реализовать проникновение вглубь Земли с любым шагом между слоями.

Изображение, обработанное методом экспоненциальной фильтрации, обладает следующими свойствами. При z→0 получаем исходное изображение

S_n(x,y)=S₁(x,y).

При z→∞ получаем однородное, усредненное по всем пикселам изображение

.

Основным достоинством такого подхода является возможность построения объемной модели плотности потока теплового излучения зон залегания трубопровода на любой заданной глубине с любым шагом между слоями. Это достигается путем задания функции z=f(n).

Еще одним важным достоинством является использование при моделировании всех пикселей тепловизионного снимка, что позволяет построить наиболее полную и непротиворечивую картину (объемную модель) плотности потока теплового излучения зон залегания трубопровода.

Расчет объемной модели блоково-разломных структур включает в себя увеличение амплитуды мало интенсивных положительных аномалий при относительном сохранении общего фона плотности потока теплового излучения зон залегания трубопровода, выделение областей с повышенными значениями плотности потока теплового излучения на тепловизионном снимке с помощью максимизирующего фильтра, отклик которого по определенной окрестности задается выражением

,

где - элемент n-го слоя модели блоково-разломных структур с координатами (i, j);

- элемент n-го слоя с координатами (m, k).

Выделение линий разрывов в зоне залегания трубопровода проводится с помощью оператора Лапласа

,

где x и у - аргументы функции.

Построение зон залегания трубопровода в виде объемных моделей блоково-разломных структур позволяет обеспечить систематизацию геодинамических активных зон разломов, районировать участки по характеру их пространственного распределения и степени влияния на трубопровод (см. чертеж).

Построение горизонтальных и латеральных срезов, вертикальных разрезов плотности потока теплового излучения зон залегания трубопровода и блоково-разломных структур и их дифференциальных трансформаций включает в себя расчет изменения плотности потока теплового излучения зон залегания трубопровода по первой производной по глубине и скорости изменения плотности потока теплового излучения зон залегания трубопровода по второй производной по глубине , где - элемент n-го слоя с координатами (i, j), - элемент (n+1)-го слоя с координатами (i, j), - элемент (n+2)-го слоя с координатами (i, j).

Путем интерпретации полученных материалов можно с большой достоверностью и точностью установить местоположение и глубину залегания магистральных трубопроводов (нефтепроводов, газопроводов), участки нарушения изоляции и герметичности труб, места утечек нефти и газа, воссоздать картину трехмерного строения зон залегания трубопровода и оценить степень экологической опасности эксплуатации трубопровода в результате тектонических деформаций. Обследование проводится с целью устранения или предотвращения процессов, оказывающих вредное влияние на несущую способность и долговечность труб.

На практике трубопроводы хорошо проявляются в плотности потока теплового излучения как в глубине, так и на поверхности Земли. Но при этом в основе принципов интерпретации полученных материалов дирижабельной съемки положен расчет объемной модели плотности потока теплового излучения зон залегания трубопровода и объемной модели блоково-разломных структур с выявлением локальных аномалий плотности потока теплового излучения, возникающих от зон залегания трубопровода. По разрезам и схемам устанавливают геодинамические активные зоны блоково-разломной тектоники, аномальные участки напряженно-деформированного состояния трубопровода. Проводят обнаружение мест просадки, всплытия (вспучивания) трубопровода с учетом геофизических факторов (степени активизации эрозионных, оползневых, карстовых и обводняющих процессов). Выполняют паспортизацию объекта, рассчитывая пространственные и геометрические параметры трубопровода.

Проявление металлической трубы действующего магистрального трубопровода на поверхности Земли отмечается теплым объектом различной интенсивности, а в геологической среде, как правило, высокотемпературной аномалией с величиной контраста до 8°С. При расположении в геологической среде трубопровод хорошо проявляется в модели второй производной интегральной плотности потока теплового излучения и представляет собой в разрезе однородное по форме сферическое тело, внутри которого величина плотности потока теплового излучения зон залегания трубопровода не изменяется.

Уменьшение глубины залегания магистральных трубопроводов (эффекты всплытия, выпучивания трубы за счет природных факторов) проявляется на тепловизионном снимке тепловой аномалией положительного контраста в виде вытянутого в плане пятна протяженностью на десятки, а иногда и сотни метров. Величина контраста трубопровода и геологической среды достигает нескольких градусов. Тепловая аномалия локализована вдоль трубопровода с привязкой к легко различимым ориентирам (вантузам, просекам, дорогам и т.д.). В многочисленных дифференциальных разрезах, построенных в крест простирания объекта, трубопровод имеет постоянное значение скорости изменения плотности потока теплового излучения по отношению к вмещающей геологической среде и проявляется на чертеже в форме сферического тела. Изменение графика глубины залегания до центра объекта показывает отклонение трубопровода от проектного расположения на момент съемки.

Увеличение глубины залегания магистральных трубопроводов (эффект заглубления) возникает в местах крупного обводнения верхней части геологического разреза, разломов и зон растяжения блоков земной коры.

При изучении региональных геодинамических активных зон разломов, влияющих на деформационное состояние магистральных трубопроводов и имеющих потенциальную опасность для эксплуатации магистральных трубопроводов, выполняется разновысотная дирижабельная съемка, основанная на эффекте зондирования Земли с разным пространственным разрешением от 1,2 м до 0,03 м, которая направлена на установление природных особенностей структуры сжатия и растяжения блоково-разломной тектоники осадочного чехла. Совмещение разрезов и карт-срезов блоково-разломных структур с контрастной аномалией теплового излучения от магистрального трубопровода позволяет установить участки и направления смещения трубопровода в пространстве.

Область обводнения верхней части осадочного чехла в пределах магистрального трубопровода проявляется в распределении плотности потока теплового излучения зон залегания трубопровода холодными участками, приобретая различную форму в плане в зависимости от геодинамики ее развития. Вытянутая линейная зона указывает на направление миграции флюидов, а сферическая - на область концентрации обводнения в зонах залегания трубопровода.

Области остаточного поверхностного накопления (разливы) нефти отражаются теплыми аномальными участками. Они приобретают неправильные формы, охватывая значительную площадь. При пересчете плотности потока теплового излучения зон залегания трубопровода на глубину имеет место резкое затухание тепловой аномалии, что указывает на приповерхностный разлив нефти.

Области нарушения герметичности и утечки в трубопроводе сопровождаются локальным понижением температуры зон залегания трубопровода в области выхода газа при его дросселировании к поверхности Земли. При адиабатном понижении давления газ охлаждает почву над утечкой. На поверхности Земли образуется аномалия округлой формы, имеющая отрицательный температурный контраст относительно фона. Место утечки может располагаться только на оси трубопровода. Поэтому высокая точность обнаружения места утечки достигается при сопоставлении тепловизионного снимка с дифференциальными характеристиками по вертикальным разрезам плотности потока теплового излучения зон залегания трубопровода. Миграция природного газа в геологической среде проявляется зоной пониженных значений плотности потока теплового излучения зон залегания трубопровода.

Несанкционированная врезка в трубопровод проявляется на фотоснимке в виде повреждения грунта различной интенсивности, на тепловизионном снимке - в виде геометрически правильных аномалий в районе трубопровода. Как правило, имеет место концентрическая локальная аномалия над трубопроводом, свидетельствующая о постороннем вмешательстве в геологическую среду, и линейная аномалия, располагающаяся под углом к трубопроводу. В зависимости от времени вмешательства изменяется интенсивность тепловой аномалии: чем раньше оно было произведено, тем меньшей является ее амплитуда. Поэтому в ряде случаев линейная по форме аномалия на снимках не прослеживается из-за слабого нарушения почвы. В то же время построение объемной модели плотности потока теплового излучения зон залегания трубопровода позволяет выделить локальные аномалии вне зависимости от времени врезки.

Признаками проявления врезок в трубопроводе являются:

- сильные или слабые повреждения грунта на снимке в видимом диапазоне;

- концентрическая тепловая аномалия над трубопроводом;

- линейная тепловая аномалия, проходящая под углом к трубопроводу;

- изменение в объемной модели плотности потока теплового излучения зон залегания трубопровода на глубинах порядка 0,5-1,5 м;

- проявление аномальных разрывов зон залегания трубопровода на схеме объемной модели блоково-разломных структур на глубинах 0,5-1,5 м.

После интерпретации полученных материалов для наглядного представления полученных материалов составляют результативные карты. Они являются продуктом наложения полученных материалов и их интерпретации на топографическую основу, с добавлением необходимой текстовой и графической информации, включая результаты классификации технического состояния трубопровода. В качестве топографической основы используются векторные и растровые электронные карты высокого разрешения.

Проведена оперативная оценка технического состояния отдельных участков магистрального нефтепровода «Грозный - Баку» и экологический мониторинг зон залегания трубопровода на территории Республики Дагестан. Результаты работ подтверждены инструментальной заверкой на местности технического состояния нефтепровода (выявленных аварийных дефектов) ОАО «Черномортранснефть». Разработанная и апробированная на практике инновационная технология тепловизионной съемки дирижабельным комплексом показала возможность получения новой геоинформационной продукции в природно-техногенной сфере.

Преимущества предлагаемого способа определяются сочетанием информативности материала при покрытии больших территорий и детальностью изучения зон залегания трубопровода, обследования техногенных объектов (нефтепроводов и газопроводов).

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано для контроля состояния магистральных трубопроводов нефти и газа. Сущность: во время облета участка трубопровода на дирижабле проводят фото- и тепловизионную съемку в видимом и инфракрасном диапазонах длин волн. Полученные тепловизионные снимки обрабатывают, выполняя расчет и построение объемной модели плотности потока теплового излучения и объемной модели блоково-разломных структур, построение горизонтальных и латеральных срезов, вертикальных разрезов плотности потока теплового излучения, а также блоково-разломных структур и их дифференциальных трансформаций. Полученные материалы интерпретируют и составляют карты. Технический результат: повышение достоверности выходных данных. 11 з.п. ф-лы, 1 ил.

1. Способ дистанционной диагностики магистральных трубопроводов, включающий облет и съемку участка трубопровода в видимом и инфракрасном диапазонах длин волн на маловысотном летательном аппарате с получением фото- и тепловизионных снимков исследуемого участка трубопровода и их последующей обработкой, отличающийся тем, что в качестве маловысотного летательного аппарата используют дирижабль с тепловизионным комплексом высокого разрешения, а обработку тепловизионных снимков проводят путем расчета и построения объемной модели плотности потока теплового излучения зон залегания трубопровода и объемной модели блоково-разломных структур, построения горизонтальных и латеральных срезов, вертикальных разрезов плотности потока теплового излучения зон залегания трубопровода и блоково-разломных структур и их дифференциальных трансформаций с последующей интерпретацией полученных материалов и составлением результативных карт.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что съемку участка трубопровода ведут со сверхмалых высот 50-150 м.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что съемку участка трубопровода в инфракрасном диапазоне длин волн ведут на длинах волн 8-14 мкм с пространственным разрешением по глубине до 3 см и температурной чувствительностью 0,02°С.

4. Способ по п.1, отличающийся тем, что перед обработкой тепловизионных снимков проводят разбиение их на отдельные маршруты с использованием GPS-данных навигационной системы дирижабельного комплекса, анализ диапазона распределения значений плотности потока теплового излучения участка трубопровода в пределах одного маршрута, выделение непрерывных последовательностей файлов со схожими яркостными характеристиками, пакетное конвертирование выделенных блоков тепловизионных снимков из внутреннего формата тепловизионного комплекса в стандартные графические растровые файлы, составление сшивок из тепловизионных снимков.

5. Способ по п.4, отличающийся тем, что дополнительно проводят подавление помех и высококонтрастных объектов, отбраковку фрагментов тепловизионных снимков при превышении количества пикселей со значениями близкими к границам цифрового диапазона более 10%, выбор фрагментов тепловизионных снимков с более равномерным распределением интенсивности плотности потока теплового излучения участка трубопровода по всему диапазону значений.

6. Способ по п.1, отличающийся тем, что построение объемной модели плотности потока теплового излучения зон залегания трубопровода происходит путем расчета набора слоев проникновения (S) на основе тепловизионного снимка, представленного множеством значений плотности потока теплового излучения размерностью М×K, по формуле
S_n(x,y)=G(S₁(x,y),n),
где S_n(x,y) - слой проникновения,
G(S₁(x,y),n) - функция, зависящая от исходного слоя тепловизионного снимка
S₁(x,y) и требуемой глубины,
х, у - координаты пикселя на тепловизионном снимке,
n - номер слоя проникновения,
а в качестве функции, зависящей от исходного слоя тепловизионного снимка S₁(x,y) и требуемой глубины, применяется функция экспоненциальной фильтрации:
,
где М, K - размерность тепловизионного снимка,
и - нормирующие коэффициенты,
z=f(n) - функция, задающая глубину и шаг дискретизации.

7. Способ по п.1, отличающийся тем, что расчет объемной модели блоково-разломных структур включает в себя увеличение амплитуды малоинтенсивных положительных аномалий при относительном сохранении общего фона плотности потока теплового излучения зон залегания трубопровода, выделение областей с повышенными значениями плотности потока теплового излучения зон залегания трубопровода на тепловизионном снимке с помощью максимизирующего фильтра, отклик которого по определенной окрестности задается выражением
,
где - элемент n-го слоя модели блоково-разломных структур с координатами (i, j),
- элемент n-го слоя с координатами (m, k),
и выделение линий разрывов зон залегания трубопровода с помощью оператора Лапласа: ∇²f=f(x+1,y)+f(x-1,y)+f(x,y+1)+f(x,y-1)-4f(x,y),
где x и у - аргументы функции.

8. Способ по п.1, отличающийся тем, что построение горизонтальных и латеральных срезов, вертикальных разрезов плотности потока теплового излучения зон залегания трубопровода и блоково-разломных структур и их дифференциальных трансформаций включает в себя расчет первой производной по глубине изменения плотности потока теплового излучения и второй производной по глубине скорости изменения плотности потока теплового излучения, где - элемент n-го слоя с координатами (i, j), - элемент (n+1)-го слоя с координатами (i, j), - элемент (n+2)-го слоя с координатами (i, j).

9. Способ по п.1, отличающийся тем, что интерпретация полученных материалов включает в себя районирование по интенсивности плотности потока теплового излучения зон залегания трубопровода, изучение флюидодинамических условий зон залегания трубопровода, построение геотермических отражающих границ по глубинам, определение геометрии и пространственного положения аномалий трубопроводов, установление участков напряженно-деформированного состояния трубопровода.

10. Способ по п.1, отличающийся тем, что результативные карты составляют путем наложения полученных материалов на топографическую основу с добавлением необходимой текстовой и графической информации, включая результаты классификации технического состояния трубопровода.

11. Способ по п.10, отличающийся тем, что в качестве топографической основы используют векторные и растровые электронные карты высокого разрешения.

12. Способ по п.10, отличающийся тем, что при составлении результативных карт производят наложение фото- и тепловизионных снимков с последующей привязкой зон залегания трубопровода на местности.