RU136527U1 - Стационарное устройство диагностирования и обнаружения места утечки нефти и нефтепродуктов в трубопроводе - Google Patents

Abstract

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.

Description

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(i_1-2), G_2-3(i_2-3) 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 R_l1 - сопротивление проводника от начального участка проводников до места пролива из трубопровода, Ом;

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

Сопротивление, измеренное вторым омметром равно

где R_l2 - 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, м²;

ρ - 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.

Claims (1)

1. 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.

   

Images