Способ дистанционного обнаружения утечек жидких углеводородов из трубопроводов

 

Использование: контроль трубопроводного транспорта. Сущность изобретения: в способе дистанционного обнаружения утечек, включающем аэросъемку теплового поля трассы, определение пороговых значений яркости, местоположения локальных участков местности с аномальной температурой, фиксирование значений яркости теплового поля локальных участков, дополнительно зондируют трассу трубопровода лазерным излучением, синхронно с аэросъемкой определяют текущие значения полей интенсивности спектров комбинационного рассеяния (СКР) первых n-компонент газовой фазы жидких углеводородов и Q - ветви азота над всем контролируемым участком трассы, определяют пороговые и текущие значения отношений интенсивности СКР Q - ветви азота, второй, третьей, n-й компонент к интенсивности СКР первой компоненты газовой фазы жидких углеводородов над локальными участками, находят средние значения указанных отношений над всем контролируемым участком трассы, а место течи определяют по местоположению локального участка с аномальной температурой, для которого разность между средним значением указанных отношений всего контролируемого участка трассы и значением тех же отношений данного локального участка превышает заданный пороговый уровень. 1 ил.

Изобретение относится к трубопроводному транспорту и может быть использовано при диагностике действующих магистральных трубопроводов, предназначенных для транспортирования жидких углеводородов, например, нефти.

Эксплуатация современных трубопроводов предполагает их периодическое обследование с целью выявления нарушения целостности труб, происходящих, например, из-за коррозии или деформаций, вызываемых перемещениями грунта при замерзании и оттаивании.

Известен способ дистанционного обнаружения утечек тепла из подземных трубопроводов (авт. свид. СССР N 1434212, кл. F 17 D 5/02). Способ включает аэросъемку теплового поля трассы трубопровода, фиксирование местоположения локальных участков местности с повышенной температурой, а также наземную термометрию эталонных участков трассы. Точность определения местоположения утечки при данном способе диагностики достаточно высока, так как повышение температуры земной поверхности происходит непосредственно в месте повреждения трубы. Однако указанный способ применим лишь для поиска дефектов в трубопроводах, служащих для транспортировки сильно нагретой среды, например, теплоносителя в теплопроводах, и не позволяет обнаружить утечки транспортируемых жидких и газообразных углеводородов, если их температура чуть выше или близка к температуре окружающей среды. К тому же данный способ предполагает проведение наземной термометрии.

Указанных недостатков частично лишен выбранный в качестве прототипа известный способ дистанционного обнаружения утечек в трубопроводе (авт.свид. N 1800219, кл. F 17 D 5/02). Данный способ включает аэросъемку теплового поля трассы, определение пороговых значений яркости, местоположения локальных участков местности с пониженной температурой, фиксирование значений яркости теплового поля локальных участков.

Способ хорошо решает задачи обнаружения утечек в трубопроводе при транспортировании по трубе сжиженных газов, когда сжиженный газ находится под давлением в несколько десятков атмосфер, благодаря чему сохраняется в жидкой фазе. При утечке из трубы в окружающую среду (в область низкого давления) происходит процесс перехода сжиженного газа из жидкой фазы в газообразную, сопровождающийся понижением температуры газа и окружающей среды в месте утечки. Поэтому поиск утечки сжиженного газа осуществляется посредством анализа участков местности с пониженной температурой. Так как глубина залегания трубы в грунте на трассе трубопровода не превышает нескольких диаметров трубы, зона охлаждения локализуется на поверхности трассы на участке с размерами, приблизительно равными глубине залегания трубы, что характеризует достаточно высокую точность определения местоположения утечки. Для обнаружения утечки сжиженного газа из трубопровода необходимо, чтобы тепловой контраст локального участка местности, возникший вследствие охлаждения грунта в месте утечки, превосходил тепловые контрасты естественных фоновых образований.

Однако указанный 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, бензин, дизтопливо и т.д. тем более, например, температура нефти, транспортируемой по трубе, близка к температуре окружающей среды и составляет по технологии перекачки всего +17^oC. Поэтому тепловые контрасты (аномалии) будут иметь небольшие значения и их будет трудно отличить на фоне естественных фоновых неоднородностей, величина и характер распределения которых зависит от состояния почвенного покрова на трассе, погодных, сезонных, географических и других условий.

Задачей настоящего изобретения является дистанционное обнаружение мест утечки жидких углеводородов, например, нефти из трубопроводов.

Необходимый технический результат достигается тем, что в известном способе дистанционного обнаружения утечки в трубопроводе, включающем аэросъемку теплового поля трассы, определение пороговых значений яркости, местоположения локальных участков местности с аномальной температурой, фиксирование значений яркости теплового поля локальных участков, дополнительно зондируют трассу трубопровода синхронно с аэросъемкой лазерным излучением, определяют текущие значения полей интенсивности спектров комбинационного расстояния (СКР) первых n компонент газовой фазы жидких углеводородов и Q - ветви азота над всем контролируемым участком трассы, определяют пороговые и текущие значения отношений интенсивностей спектров комбинационного рассеяния (СКР) Q ветви азота, второй, третьей, n-й компонент к интенсивности СКР первой компоненты газовой фазы жидких углеводородов локальных участков, находят средние значения указанных отношений над всем контролируемым участком трассы, а место течи определяют по местоположению локального участка с аномальной температурой, для которого разность между средним значением указанных отношений всего контролируемого участка трассы и значением тех же отношений данного локального участка превышает заданный пороговый уровень.

Необходимость выполнения указанных операций обусловлена следующими факторами.

В магистральных нефтепроводах в соответствии с технологией транспортируемая нефть внутри трубы находится под давлением в несколько десятков атмосфер и при температуре +17^oC (45 атмосфер после нефтеперекачивающей станции и 10-12 атмосфер перед следующей нефтеперекачивающей станцией. Расстояние между НПС порядка 80-100 км).

В результате проведенного комплекса исследований установлены физические закономерности выхода из трубы и распространения нефти в поверхности грунта. В зависимости от специфики дефектов трубопровода и условий его функционирования, время выхода нефти на поверхность может колебаться от нескольких минут до нескольких месяцев. В последнем случае ранняя диагностика утечек может быть проведена на основе оптического детектирования газовой фазы, присутствующей в нефти, которая в сравнении с жидкой фазой (собственно нефтью) быстро диффундирует на поверхность земли через слой грунта. Выявлен состав газовой фазы и оценена его концентрация в зависимости от величия давления в трубе, диаметра свища, температурных (сезонных) условий, вида и толщины грунта, закрывающего трубопровод.

В результате НИЭР определены компоненты газовой фазы в жидкой нефти вплоть до уровня сотых долей процента, установлены в относительных единицах (в процентах) основные компоненты газовой фазы жидкой нефти, имеющих относительное содержание более 10% и служащих индикаторами утечки нефти.

В некоторых случаях крупные (длинные) магистральные трубопроводы для транспортирования нефти, природного газа, сжиженного газа (широкой фракцией легких углеводородов) проходят в одном коридоре, что позволяет снизить финансовые и земельные ресурсы. В этом случае усложняется задача по идентификации трубы, из которой произошла утечка, т.е. способ должен обладать хорошей помехоустойчивостью, и решение задачи по обнаружению утечки жидких углеводородов, в частности, нефти по тепловому контрасту будет непомехоустойчивым.

На чертеже изображено схематическое 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, датчика угла поворота призмы 2, входной объектив 3, спектроделитель 4, приемник теплового канала 5, подключаемый к блоку селекции сигналов 6, приемник видимого канала 7, сигнал от которого через смеситель 8 поступает на видеоконтрольное устройство 9, на экране которого формируется телевизионное изображение контролируемого участка трассы трубопровода, плоского зеркала 10, которое направляет рассеянное лазерное излучение на входную щель полихроматора 11, лазера 12, излучение которого через сканирующую призму 1 направляется на контролируемый участок трассы, приемников излучения 13, установленных за выходными щелями полихроматора, блока обработки сигналов 14.

При вращении призмы 1 проекции полей зрения приемников 5 и 7, а также входной щели полихроматора 11 перемещаются по подстилающей поверхности в направлении, перпендикулярном направлению полета носителя, за счет чего осуществляется последовательный обзор элементов подстилающей поверхности по строке и кадру. Сигналы от приемника теплового канала поступают в блок селекции 6, где происходит их отбор по амплитуде и далее через смеситель 8 - на видеоконтрольное устройство. На смеситель поступают также сигналы от приемника телевизионного канала.

Зондирующие импульсы лазерного излучения направляются сканирующим элементом 1 построчно на подстилающую поверхность. Расстояние от анализируемых участков излучение лазера этим же сканирующим элементом и выходным объективом фокусируется на входную щель полихроматора, в котором выделяются характерные линии спектров комбинационного рассеяния (СКР) компонентов газовой фракции и атмосферного азота. Каждый из приемников 13 регистрирует линию СКР одного из компонентов.

Сигналы с приемников излучения 13 поступают в блок обработки сигналов, в котором определяются отношения сигнала от приемника излучения, настроенного на первый компонент газовой фракции к сигналам от 2-й, 3-й, n-й и Q-ветви СКР азота для всего контролируемого участка трассы, определяется среднее значение отношения сигналов СКР от 1-го компонента к сигналам от Q-ветви азота для этого же участка трассы. В случае превышения этого отношения над пороговым значением и соответствии отношений сигналов между 1-м и остальными компонентами газовой фракции заданному ряду, в смеситель 8 поступает сигнал обнаружения утечки, который замешивается с телевизионным и тепловизионным и отображается в виде метки на видеоконтрольном устройстве 9. Отсутствие сигнала утечки от лазерного канала блокирует поступление сигнала-метки от теплового канала, тем самым исключая ложные тревоги по обнаружению псевдоутечек.

Использование предлагаемого способа дистанционного обнаружения утечек в нефтепроводе обеспечивает по сравнению с прототипом следующие преимущества: возможность более раннего обнаружения утечек по газовой фракции, сопутствующей утечке; повышение надежности и эффективности обнаружения за счет исключения псевдоутечек, зарегистрированных по тепловому каналу; повышение селективности и помехоустойчивости за счет исключения из алгоритма обнаружения других пропорций газовых компонентов, которые могут иметь иное происхождение, не связанное с утечками нефти из трубопровода; расширение информативности способа, позволяющего, в принципе, измерять абсолютные концентрации компонентов газовой фракции нефти.

Формула изобретения

Способ дистанционного обнаружения утечек жидких углеводородов, включающий аэросъемку теплового поля трассы, определение пороговых значений яркости, местоположения локальных участков местности с аномальной температурой, фиксирование значений яркости теплового поля локальных участков, отличающийся тем, что дополнительно зондируют трассу трубопровода синхронно с аэросъемкой лазерным излучением, определяют текущие значения полей интенсивности спектров комбинационного рассеяния первых n компонент газовой фазы жидких углеводородов и Q-ветви азота, над всем контролируемом участком трассы, определяют пороговые и текущие значения отношений интенсивности спектров комбинационного рассеяния Q-ветви азота, второй, третьей, n-й компонент к интенсивности спектра комбинационного рассеяния первой компоненты газовой фазы жидких углеводородов над локальными участками, находят средние значения указанных отношений над всем контролируемым участком трассы, а место течи определяют по местоположению локального участка с аномальной температурой, для которого разность между средним значением указанных отношений всего контролируемого участка трассы и значением тех же отношений данного локального участка превышают заданный пороговый уровень.

РИСУНКИ

Рисунок 1