СТАЦИОНАРНОЕ УСТРОЙСТВО ОБНАРУЖЕНИЯ УТЕЧКИ НЕФТЕПРОДУКТОВ В ТРУБОПРОВОДЕ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ПРОВОДНИКОВ ИЗ РАЗНЫХ МЕТАЛЛОВ И АКУСТИЧЕСКИХ ДАТЧИКОВ Российский патент 2020 года по МПК F17D5/06 G01M3/18 

Изобретение относится к устройствам для диагностирования объектов транспортирования и хранения нефтепродуктов и может быть использовано в нефтехимической и нефтедобывающей отраслях нефтепродуктообеспечения.

Предлагаемое изобретение наиболее применима при транспортировании нефти и нефтепродуктов в подземных технологических трубопроводах.

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

Если пролив нефтепродуктов 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 нефтепродуктов, с вскрытием и выемкой грунта на отдельных участках, с последующим снятием изоляции, с измерением толщины стенки, с контролем сварных соединений.

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 нефтепродуктов от утечек в трубопроводах становится важной экологической и экономической задачей.

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 G1-2(i1-2), С2-3(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.

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.

Также известна заявка на изобретение №95106872 от 20.04.1997 г. «Устройство для обнаружения места утечки нефтепродуктов в трубопроводе» авторов В.П. Добровольскова, В.И. Кабанова и др.

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. Возможность использования устройства только в наземных трубопроводах.

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

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

Также известно стационарное устройство диагностирования и обнаружения места утечки нефти и нефтепродуктов в трубопроводе. Матвеев Ю.А. и др. патент на полезную модель №136527 от 10.01.2014.

Под предлагаемый трубопровод, имеющий сварные швы, расходомер, манометр, задвижку, изоляцию, в слой земельного грунта, на фиксированном расстоянии укладываются 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. Изоляторы представляют собой ПВХ покрытие.

Расходомер, омметр и задвижка расположены в технологическом колодце.

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 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.

При этом сопротивление, измеренное первым омметром равно

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

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

Сопротивление, измеренное вторым омметром равно

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

Расстояние от начального участка проводников до места пролива определяется по формуле

где s - сечение проводников, м²;

ρ - плотность проводника, кг/м³

Расстояние от конечного участка проводников до места пролива определяется по формуле

Общая длина трубопровода складывается из длин участков и .

Недостатками данного устройства являются:

1. Недостаточная точность определения конкретного места утечки из трубопровода.

2. Наличие большого количества сложных расчетов, что значительно повышает время определения места утечки.

Наиболее близким к указанной проблеме является стационарное устройство обнаружения утечки нефти и нефтепродуктов в трубопроводе с использованием проводников из разных металлов. Богданов А.Ю., Матвеев Ю.А. патент на полезную модель №185451 от 5.12.2018.

Под предлагаемый трубопровод, имеющий сварные швы, расходомер (прибор учета горючего), манометр, задвижку, в слой земельного грунта, на фиксированном расстоянии укладываются параллельно в две линии проводники из меди с изоляторами.

Проводники линиями связи соединены с омметрами, которые также линиями связи связаны с персональным компьютером. Омметры устанавливаются на концах линий проводников.

Расходомер, омметр и задвижка расположены в технологическом колодце.

Перпендикулярно одной из линии проводников устанавливаются проводники из другого металла (стали, никеля). Проводники находятся на расстоянии 10-15 см от линии проводника из меди. Проводники из другого металла с помощью линий связи соединены с клеммами электронного коммутатора, который связан с вольтметром. Проводник соединен с вольтметром, который также линиями связи связан с персональным компьютером.

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. Также одновременно производятся замеры напряжения между проводником из меди одной из линий и проводниками из другого металла, которые через электронный коммутатор выводятся на компьютер.

В случае появления утечки нефтепродукта из трубопровода значения измеренных сопротивлений начинают увеличиваться, а значения измеренных напряжений уменьшаться и выходят за пределы установленных интервалов. Недостатками указанного устройства являются:

1. Недостаточная точность определения конкретного места утечки из трубопровода.

2. Длительное время определения незначительных утечек нефтепродуктов из трубопровода.

3. Сложность определения малой утечки нефтепродуктов из верхней части трубопровода.

Предлагаемое изобретение позволяет решить задачу повышения эффективности определения утечек нефтепродуктов из трубопроводов и проведение их своевременного ремонта. При этом, значительно повышается точность определения места утечки, уменьшается время определения, а также производится постоянный контроль за наличием утечек из трубопровода.

Решение указанной задачи достигается тем, что трубопровод дополнительно оборудуется акустическими датчиками, которые располагаются в технологическом колодце рядом с манометрами и расходомерами учета нефтепродуктов, при этом акустические датчики соединены с персональными компьютерами участков трубопровода, а также тем, что манометры, расходомеры, омметры и вольтметры соединены с персональными компьютерами участков трубопровода. При этом значения давления, расхода нефтепродуктов, сопротивлений и напряжений грунта между проводниками, а также акустических сигналов с компьютеров участков трубопровода поступают на диспетчерский пункт.

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

Сущность изобретения 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, расходомер 3, манометр 4, в слой земельного грунта 5, на фиксированном расстоянии укладываются параллельно в две линии проводники из меди 6 с изоляторами 7 (фиг. 1, фиг. 2).

Проводники линиями связи 8 соединены с омметрами 9, которые также линиями связи связаны с персональным компьютером 10 первого и второго участков трубопровода. Омметры устанавливаются на концах линий проводников.

Дополнительно в верхней части трубопровода рядом с расходомерами учета нефтепродуктов и омметрами устанавливаются акустические датчики 11. Акустические датчики линиями связи 8 соединяются с персональными компьютерами 10 первого и второго участков трубопровода 1.

При этом расходомеры 3, манометры 4 и акустические датчики 11 расположены в технологических колодцах 12.

Перпендикулярно одной из линии проводников 6 устанавливаются проводники из другого металла 13 (стали). Проводники 13 находятся на расстоянии 10-15 см от линии проводника из меди 6. Проводники из стали 13 с помощью линий связи 8 соединены с клеммами 14 электронного коммутатора 15. Проводник из меди 6 соединен с вольтметром 16. Проводники из другого металла 13 через электронный коммутатор 15 соединены с вольтметром 16, который также линиями связи 8 связан с персональным компьютером 10. Компьютеры первого и второго участков трубопровода линиями связи 8 соединены с диспетчерским пунктом 17, который также оборудован компьютером 10.

Изобретение работает следующим образом. Нефтепродукт 18 перекачивается по трубопроводу 1.

С целью постоянного диагностирования наличия утечек под трубопроводом 1 с помощью линий связи 8, омметров 9 производятся замеры сопротивлений между проводниками 6 с изоляторами 7 разных линий, которые выводятся на компьютеры 10 первого и второго участков трубопровода. Одновременно производятся замеры напряжения между проводником из меди 6 одной из линий и проводниками из другого металла 13, которые через электронный коммутатор 15 соединяются с вольтметром 16. При этом показания напряжений выводятся на компьютеры 10 участков трубопровода.

Также на компьютеры участков по линиям связи 8 поступают значения:

- с манометров - давление в трубопроводе;

- с расходомеров - расходы нефтепродуктов за установленные периоды времени (минута, час, сутки и т.д.);

- с акустических датчиков - значения акустических сигналов.

В случае появления утечки нефтепродукта из трубопровода 1 значения измеренных сопротивлений начинают увеличиваться, а значения измеренных напряжений уменьшаться, и выходят за пределы установленных интервалов.

Также в случае появления утечки численные показатели давления и расходов начинают уменьшаться, а значения акустических сигналов увеличиваться.

Вся информация с участков трубопровода поступает в диспетчерский пункт. На диспетчерском пункте с помощью компьютера производится оценка значений сопротивлений, напряжений, давлений, расходов нефтепродуктов, акустических сигналов, поступивших с участков трубопровода. Анализ поступивших показателей и сравнение их с установленными значениями позволяет определить не только наличие утечки нефтепродуктов, но и выявить конкретное место утечки с целью эффективного ремонта трубопровода

При этом значения сопротивлений по участкам трубопровода рассчитываются по формулам.

Изобретение относится к устройствам для диагностирования объектов транспортирования и хранения нефтепродуктов и может быть использовано в нефтехимической и нефтедобывающей отраслях нефтепродуктообеспечения. Стационарное устройство включает две линии проводников из меди с изоляторами, проводники из другого металла, линии связи, манометры, расходомеры, омметры, вольтметры, электронный коммутатор, а также акустические датчики и персональный компьютер. Технический результат - повышение точности определения места утечки, уменьшение времени определения, а также осуществление постоянного контроля за наличием утечек из трубопровода. 3 з.п. ф-лы, 2 ил.

1. Стационарное устройство обнаружения утечки нефтепродуктов в трубопроводе с использованием проводников из разных металлов и акустических датчиков, содержащее манометры, расходомеры, две линии проводников из меди с изоляторами, проводники из другого металла, омметры, вольтметры, электронный коммутатор, компьютер, отличающееся тем, что трубопровод дополнительно оборудуется акустическими датчиками, которые располагаются в технологическом колодце рядом с манометрами и расходомерами учета нефтепродуктов.

2. Устройство по п. 1, отличающееся тем, что акустические датчики соединены с персональными компьютерами участков трубопровода.

3. Устройство по п. 1, отличающееся тем, что манометры, расходомеры, омметры и вольтметры соединены с персональными компьютерами участков трубопровода.

4. Устройство по п. 1, отличающееся тем, что значения давления, расхода нефтепродуктов, сопротивлений и напряжений грунта между проводниками, а также акустических сигналов с компьютеров участков трубопровода поступают на диспетчерский пункт.