Устройство контроля исправности трубопровода газоконденсата



Устройство контроля исправности трубопровода газоконденсата
Устройство контроля исправности трубопровода газоконденсата
Устройство контроля исправности трубопровода газоконденсата
Устройство контроля исправности трубопровода газоконденсата

 


Владельцы патента RU 2464485:

Российская Федерация, в лице Министерства промышленности и торговли РФ (RU)

Изобретение относится к стационарным системам мониторинга исправности морского трубопровода газоконденсата. Устройство содержит береговую обрабатывающую и регистрирующую аппаратуру с блоком дистанционного питания и подводным кабелем связи, соединяющим морскую и береговую аппаратуру. Вдоль контролируемой трассы, в местах соединения труб друг с другом, закреплены с заданным шагом (до 10 км друг от друга) бугели, каждый из которых состоит из двух полуколец, соединенных между собой шарнирно с одной стороны и с помощью двух болтов с другой стороны. К каждому бугелю приварен герметичный неподвижный стакан, внутри которого расположен подвижный стакан с пружиной, прижимающей к корпусу бугеля подвижный стакан с закрепленным на нем датчиком вибрации и датчиком определения вертикали к поверхности земли и температуры, расположенные на плате с электронной аппаратурой. В неподвижном стакане закреплен герметичный разъем, соединяющий через кабель-вставку датчик вибрации, плату с электронной аппаратурой и датчиками определения вертикали к поверхности земли и температуры с морскими муфтами и подводным кабелем связи, с береговой аппаратурой обработки и регистрации и с блоком дистанционного питания. Техническим результатом является возможность своевременно предупредить о возможном возникновении утечки газоконденсата, предотвратить экологическое загрязнение морской среды, а также определить место и время нахождения утечки газоконденсата на контролируемых участках трубопровода. 4 ил.

 

Устройство относится к стационарным системам мониторинга исправности морских трубопроводов газоконденсата, проложенных по дну морей, и диагностики его технического состояния на прогнозируемый период времени и используется для организации непрерывного наблюдения в автоматизированном режиме за целостностью трубопроводов газоконденсата в процессе его эксплуатации.

В процессе подготовки настоящей заявки на изобретение был проведен патентный поиск и проанализированы следующие материалы.

«Способ определения места расположения потенциально опасного участка глубоководного трубопровода» (патент RU 2193725 C1, Андреасян И.Г. и др. от 27.11.2002 г.) не может работать в условиях нахождения трубопровода в грунте (в прибрежной зоне трубопровод зарывается в траншею на глубину до 2 м) или в процессе эксплуатации может оказаться под слоем ила, где гидроакустические сигналы сильно затухают, что не позволит устройству обнаружить место утечки газоконденсата.

В патенте DE 10060976 A1 (Framatome and gmbh) от 27.06.2002 г. предусматривается возможность обнаружения утечки газа из трубопровода при попадании его в водопроницаемую линию сбора, расположенную параллельно трубопроводу, и далее - фиксация наличия газа с помощью датчиков, расположенных на водопроницаемой линии сбора, и передачи этой информации по проводному кабельному каналу связи.

Этот патент, по мнению авторов, обладает рядом недостатков.

- Так как газ, выходящий из потерявшего герметичность контейнера, попадает в водопроницаемую линию сбора диффузионным методом, то расстояние от трубопровода до водопроницаемой линии сбора, располагающейся параллельно трубопроводу, должно быть небольшим. Какое расстояние рекомендуют авторы изобретения, в описании патента не указано.

- Водопроницаемая линия сбора не имеет отрицательной плавучести и, следовательно, потребует дополнительных грузов, которые необходимо повесить на эту водопроницаемую линию сбора с целью ее удержания на требуемом расстоянии от контролируемого трубопровода.

- Не указан шаг между датчиками, располагающимися на водопроницаемой линии сбора, а отсюда невозможно определить, с какой точностью определяется место повреждения трубопровода.

- При нахождении трубопровода и водопроницаемой линии сбора под слоем грунта (при прокладке трубопровода в прибрежной зоне) или их заливании в процессе эксплуатации нет ясности о работоспособности данного устройства ввиду практического отсутствия диффузии вытекающего из трубопровода газа через слой грунта или ила.

На основании изложенного данный патент не может быть взят в качестве прототипа.

Известен способ контроля трубопроводов, которые транспортируют жидкие или газообразные продукты, с использованием в качестве носителя информации электромагнитных волн, инфра- и ультразвука (патент DE 2414204 (А1), 1975-10-02).

Действие способа контроля трубопроводов состоит в следующем: генератор сигналов излучает через излучатель в транспортируемую среду сигналы, которые, проходя вдоль трубопровода, заставляют резонировать резонаторы, расположенные вдоль трубопровода, на согласованных с генератором частотах, отражают эти сигналы в сторону излучателя на приемное устройство, расположенное на трубопроводе. Анализирующая аппаратура принимает сигналы от резонаторов, анализирует и выдает информацию о давлении жидкости или газа на стенки трубопровода, о скорости течения продукта в трубопроводе, температуре продукта и о факте наличия утечки продукта из трубопровода.

Данный патент не может быть взят авторами в качестве прототипа или использован в материалах заявки по следующим причинам.

1. Авторы изобретения подают заявку на «Устройство», а патент DE 2414204 (А1) распространяется на «способ».

2. Дальность действия «способа» по данным, представленным в материалах патента, примерно 100 км в одну сторону. Предлагаемое «устройство» авторами позволяет производить мониторинг исправности морских трубопроводов протяженностью 800 и более километров.

3. По материалам патента DE 2414204 (А1) не ясно, какой интервал между резонаторами, устанавливаемыми на трубопроводе, рекомендуют авторы, и, соответственно, не понятно, с какой точностью можно определить данным «способом» место утечки газообразного или жидкого продукта.

4. Из материалов патента не ясно, как поведет себя данный «способ», если трубопровод будет проложен в грунте или будет находиться, в условиях эксплуатации, под слоем ила.

5. Мощность генератора, обеспечивающая условия контроля трубопровода, выражена в единицах 500×1000Х. Авторы не могут оценить указанную в материалах патента единицу мощности.

Известна гидроакустическая стационарная система аналогичного назначения, которая частично решает поставленную задачу с помощью гидроакустических буев (Подводная технология. Под редакцией И.Б.Иконникова. Л.: Судостроение, 1981 г., с.84).

Недостатками этой системы являются ее невысокая точность и надежность, связанные с наличием морских шумов, низкое пространственное разрешение используемой гидроакустической аппаратуры и невозможность использования радиобуев в замерзающих акваториях морей. Кроме этого недостатком является неполный объем контролируемых параметров, необходимых для корректной оценки остаточного ресурса трубопровода.

За прототип принята гидроакустическая стационарная система контроля технического состояния глубоководного трубопровода (Патент РФ №2193724 С1, 27.11.2002). Существо данного патента состоит в том, что параллельно контролируемому участку трубопровода устанавливают гидроакустическую антенну, а на ней дополнительно - последовательность гидроакустических приемоизлучателей с заданным шагом. На трубопроводе устанавливают с тем же шагом последовательность гидроакустических приемоответчиков с датчиками глубины. Гидроакустическая антенна, формирующая веер диаграмм направленности, позволяет определять параметры вибраций трубопровода, а также координаты возможного места утечки продукта из трубопровода.

Недостатками данного прототипа являются:

- невозможность диагностирования технического состояния трубопроводов, уложенных в грунт в прибрежной зоне на глубину примерно до 2 м или оказавшихся в процессе эксплуатации под слоем ила. В этом случае гидроакустический сигнал сильно затухает в грунте или иле и не может быть обнаружен приемным устройством;

- зависимость результатов акустических измерений от изменения гидрологии по длине трассы трубопровода.

Целью настоящего изобретения является устранение указанных недостатков, а также обеспечение своевременного предупреждения факта возможного возникновения дефекта в трубопроводе, а в случае обнаружения утечки газоконденсата - определение места и времени возникновения данного дефекта.

Указанная цель достигается тем, что в известном устройстве контроля исправности морского трубопровода газоконденсата, содержащем береговую обрабатывающую и регистрирующую аппаратуру с блоком дистанционного питания и подводным кабелем связи, соединяющим морскую и береговую аппаратуру, вдоль контролируемой трассы трубопровода в местах соединения труб, образующих трубопровод, закреплены с заданным шагом (до 10 км друг от друга) бугели, каждый из которых состоит из двух полуколец, соединенных между собой шарнирно с одной стороны и с помощью двух болтов с другой стороны. К бугелю приварен герметичный неподвижный стакан, внутри которого расположен подвижный стакан с пружиной, прижимающей к корпусу бугеля подвижный стакан с закрепленными на нем датчиком вибрации и датчиками определения вертикали к поверхности земли и температуры, расположенными на плате с электронной аппаратурой. В неподвижном стакане закреплен герметичный разъем, соединяющий через кабель-вставку датчик вибрации и плату с электронной аппаратурой и датчиками определения вертикали к поверхности земли и температуры, в том числе и находящиеся на других бугелях трубопровода, с морскими муфтами и подводным кабелем связи и далее - с береговой аппаратурой обработки и регистрации и блоком дистанционного питания.

Изобретение поясняется рисунками.

На фиг.1 изображен общий вид трубопровода (без железобетонной защиты) с системой мониторинга.

На фиг.2 представлен неподвижный стакан, приваренный к одному из полуколец бугеля.

На фиг.3 изображено крепление бугеля на трубопроводе.

На фиг.4 изображен бугель, размещенный на трубопроводе с железобетонной (бетонной) защитной оболочкой.

Устройство контроля исправности морского трубопровода газоконденсата содержит трубопровод 1, на который вдоль контролируемой трассы трубопровода, в местах соединения труб друг с другом, закреплены с заданным интервалом (шагом) бугели, каждый из которых состоит из двух полуколец 2, соединенных между собой шарнирно 3 с одной стороны и с помощью двух болтов 4 с другой стороны. К одному из полуколец 2 бугеля приварен герметичный неподвижный стакан 5, внутри которого расположен подвижный стакан 6 с пружиной 7, прижимающей к корпусу бугеля подвижный стакан с закрепленными на нем датчиком вибрации 8 и датчиками определения вертикали к поверхности земли и температуры, расположенными на плате 9 с электронной аппаратурой. В неподвижном стакане закреплен герметичный разъем 10, соединяющий через кабель-вставку 11 датчик вибрации 8 и плату 9 с электронной аппаратурой и датчиками определения вертикали к поверхности земли и температуры, в том числе и находящиеся на других бугелях трубопровода, с морскими муфтами 12 и подводным кабелем связи 13 - с береговой аппаратурой обработки и регистрации 14 и с блоком дистанционного питания 15. Трубопровод защищен от внешних воздействий железобетонной (бетонной) оболочкой 16.

Подвижный стакан 6 с пружиной 7 обеспечивает надежный контакт датчика вибрации 8 с корпусом бугеля, чем обеспечивается надежная передача вибрации корпуса трубопровода 1 через одно из полуколец 2 бугеля к датчику вибрации 8.

Выходы датчика вибрации 8 соединены со входом устройства электронной аппаратуры, размещенной на плате 9, а выходы устройств электронной аппаратуры, через герметичный разъем 10 и кабель-вставку 11, соединены с электронной аппаратурой, размещенной в морской муфте 12, и далее по подводному кабелю связи 13 - с береговой аппаратурой обработки и регистрации 14 и с блоком дистанционного питания 15.

Морская часть электронной аппаратуры размещена в двух узлах заявленного изобретения: в бугеле - усилители электрических сигналов, поступающих с датчика вибрации, с датчика определения вертикали к поверхности земли (наклон трубопровода, лежащего на дне, относительно линии горизонта) и с датчика температуры трубопровода, а также аналого-цифровые преобразователи этих сигналов; в морской муфте - преобразователи электрических сигналов датчиков в оптические, передающие и приемные оптические модули, шифраторы сигналов для передачи информации на берег от датчиков, расположенных в бугелях, и дешифратор команд, поступающих с берега на соответствующую морскую муфту. Кроме этого в морской муфте расположен низковольтный источник постоянного напряжения, который преобразует высоковольтное постоянное напряжение, поступающее от дистанционного блока питания, в низковольтное, необходимое для питания электронной аппаратуры морской муфты и бугеля, и устройство измерения температуры окружающей среды.

Береговая аппаратура обработки состоит из приемного оптического модуля, принимающего передаваемую информацию с датчиков сигналов, расположенных в бугелях, преобразователя оптических сигналов в электрические, усилителей электрических сигналов, дешифратора, микропроцессора и устройств согласования с персональным компьютером. Кроме этого береговая обрабатывающая аппаратура включает в себя командное устройство, с помощью которого формируются запросы (команды) получения информации на берег с одного или другого (а можно и от всех по очереди) бугеля, преобразователь электрических сигналов в оптические и передающий оптический модуль. К аппаратуре регистрации относится персональный компьютер и устройство хранения обработанной информации.

Блок дистанционного питания представляет из себя серийно выпускаемый высоковольтный источник постоянного тока с напряжением U=1000 В и электрической мощностью - 500 Вт.

Подводный кабель связи представляет из себя серийно выпускаемый оптоволоконный кабель с медными жилами для передачи постоянного напряжения в морские муфты и бугели.

Одним из основных элементов, с помощью которого определяется напряженное состояние трубопровода, являются датчики вибрации, расположенные на корпусе бугелей. По изменению величины амплитуды вибрации трубопровода, относительно замеренной в начале эксплуатации трубопровода и хранящейся в устройстве хранения обработанной информации, можно определить, на каком участке трубопровода может возникнуть аварийная ситуация, а в случае появления даже незначительной утечки газоконденсата из трубопровода береговой аппаратурой обработки, используя корреляционный метод обработки электрических сигналов, поступающих от двух соседних датчиков вибрации (расстояние между ними до 10 км), определяют с точностью до 20…50 м место утечки газоконденсата.

Датчик отклонения вертикали от поверхности земли, совместно с электронной аппаратурой, используется как дополнительное устройство, с помощью которого определяется расположение трубопровода на морском дне (определяется наклон трубопровода, лежащего на дне, относительно линии горизонта). В случае когда трубопровод проложен через впадину (лощину) или проложен через подводную гору (горку) или когда образовалось провисание в процессе эксплуатации трубопровода, за счет вымывания под ним грунта подводным течением, в нем меняется напряженно-деформированное состояние материала трубопровода, вызванное прогибом трубопровода в одну или другую сторону. Эта информация от датчика отклонения вертикали от поверхности земли передается на береговую аппаратуру обработки, и, в соответствии с алгоритмом обработки и программным обеспечением, определяются наиболее опасные участки трубопровода.

Датчик температуры, с соответствующей электронной аппаратурой, также является дополнительным устройством, с помощью которого береговая обрабатывающая аппаратура определяет изменение величины температуры корпуса трубопровода относительно температуры окружающей среды, измеряемой в морской муфте и передаваемой по кабелю связи на береговую аппаратуру обработки и регистрации. Температура окружающей среды составляет плюс (2…4)°С, в то время как температура корпуса трубопровода, при нарушении его герметичности, может достигать минус 10°С.

Бугели закреплены на трубопроводе, с интервалом между ними до 10 км, в местах соединения труб в трубопровод. Это вызвано тем, что трубы, используемые для прокладки по дну морей, защищены железобетонной (или просто бетонной) оболочкой от внешних воздействующих факторов (тралов, якорей кораблей и судов и др.). Кроме этого железобетонная оболочка создает трубопроводу отрицательную плавучесть, благодаря которой трубопровод ложится на дно морей. Единственным местом для размещения бугелей, без нарушения технологии изготовления труб, является место стыковки труб, которое не покрывается железобетонной оболочкой (порядка 150 мм с каждой стороны трубы).

С помощью данного устройства мониторинг технического состояния морского трубопровода может производиться непрерывно или периодически с наперед заданными циклами.

По результатам обработки информации, поступающей с датчиков, размещенных по трассе морского трубопровода, изобретение позволяет своевременно предупредить о возможном возникновении утечки газоконденсата из трубопровода, предотвратить экологическое загрязнение морской среды, а также определить время и место возникновения утечки газоконденсата на контролируемых участках трубопровода.

Устройство контроля исправности морского трубопровода газоконденсата, содержащее береговую обрабатывающую и регистрирующую аппаратуры с блоком дистанционного питания и подводным кабелем связи, соединяющим морскую и береговую аппаратуры, отличающееся тем, что вдоль контролируемой трассы трубопровода в местах соединения труб друг с другом закреплены с заданным шагом бугели, каждый из которых состоит из двух полуколец, соединенных между собой шарнирно с одной стороны и с помощью двух болтов - с другой стороны, к бугелю приварен герметичный неподвижный стакан, внутри которого расположен подвижный стакан с пружиной, прижимающей датчики: определения вертикали к поверхности земли, вибрации и температуры, и плату с электронной аппаратурой к корпусу бугеля, герметичный разъем, соединяющий через кабель-вставку датчики и плату, в том числе и находящиеся на других бугелях трубопровода, с подводным кабелем связи, береговой аппаратурой обработки и регистрации, а также с блоком дистанционного питания.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к трубопроводному транспорту и может быть использовано в системах определения места утечки нефтепродуктов в нефтепродуктопроводах, а также определения мест течи и разгерметизации в труднодоступных местах нефтепродуктопроводов.

Изобретение относится к трубопроводному транспорту и может быть использовано для испытаний герметичности шаровых кранов запорно-регулирующей арматуры магистральных газопроводов в трассовых условиях.

Изобретение относится к области трубопроводного транспорта и предназначено для диагностики трубопроводов. .

Изобретение относится к трубопроводному транспорту и может быть использовано при испытании затворов запорных арматур нефтепроводов на герметичность. .

Изобретение относится к области контрольно-измерительной техники и направлено на повышение безопасности эксплуатации морских нефтегазовых терминалов, что обеспечивается за счет того, что достигается за счет того, что внешнюю поверхность трубопровода, уложенного на дно, зондируют гидроакустическими сигналами, концентрацию метана в газовом облаке определяют посредством датчика метана, путем измерения величины изменения активного слоя датчика метана при диффузии молекул углеводородов из морской воды через силиконовую мембрану, определяют закономерности распределения плотности скопления пузырьков газа по глубине, путем распределения диапазона на слои с вычислением плотности скопления пузырьков газа для каждого слоя по глубине, выполняют оценку количественных характеристик разреженных газовых скоплений.

Изобретение относится к трубопроводному транспорту и может быть использовано для контроля наличия опасного состояния перехода магистрального трубопровода (МТ), например, нефтепровода, через железные и автомобильные дороги.

Изобретение относится к трубопроводному транспорту и может быть использовано для диагностики технического состояния подводных участков магистральных трубопроводов (МТ), например проложенных по морскому дну.

Изобретение относится к дистанционному контролю технического состояния теплотрассы и может быть использовано при создании систем автоматизации теплоснабжения

Изобретение относится к области гидравлики и предназначено для контроля технических характеристик магистральных трубопроводов, проложенных как на суше, так и в водной среде

Изобретение относится к области приборостроения и может быть использовано для дистанционного контроля состояния магистральных газопроводов и хранилищ с помощью диагностической аппаратуры, установленной на носитель - дистанционно-пилотируемый летательный аппарат (ДПЛА)

Изобретение относится к магистральным трубопроводным системам транспорта газа, а более конкретно, к непрерывному контролю за обеспечением взрывопожаробезопасности при производстве ремонтных (огневых) работ на отключенном и выведенном в ремонт со стравливанием газа подземном или надземном участке действующего объекта магистрального трубопровода

Изобретение относится к трубопроводному транспорту и может быть использовано при эксплуатации трубопроводов

Изобретение относится к трубопроводному транспорту и может быть использовано для автоматического контроля технологического процесса транспортировки жидкости и газа. Система содержит основной трубопровод, электроприводную задвижку, средства измерений технологических процессов, центральный диспетчерский пункт с приемно-передающей аппаратурой и записывающим устройством, аккумуляторные батареи, силовой шкаф, микропроцессорный контроллер, обводную линию. При этом обводная линия герметично соединена с основным трубопроводом до электроприводной задвижки и после электроприводной задвижки. Также система содержит инверторы, гидротурбину, муфту отбора мощности, электрогенератор с зарядным устройством, двигатель внутреннего сгорания. Способ включает в себя сбор информации о параметрах системы, обработку ее, запись данных, передачу, прием, выработку сигнала на исполнительные механизмы, осуществление на центральном диспетчерском пункте контроля за обработанной информацией о параметрах системы и ее обработку с выделением аварийных отклонений параметров системы в результате их сравнения в микропроцессорном контроллере. Техническим результатом является возможность повысить эксплуатационную надежность системы и осуществить способ без стационарных источников энергоснабжения. 2 н. и 8 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к трубопроводному транспорту и может быть использовано при испытании на герметичность затворов запорных арматур, установленных на линейной части эксплуатируемого магистрального нефтепровода. Изобретение направлено на повышение точности испытания, что обеспечивается за счет того, что при испытании на герметичность запорных арматур линейной части магистрального нефтепровода, при котором создают в нефтепроводе давление по ступенчатой диаграмме, наибольшее давление устанавливают в левой, затем в правой крайних секциях, перепады давления между соседними секциями устанавливают равными статическому, обусловленному продольным профилем нефтепровода, а в качестве рабочего агента создания давления испытания используют перекачиваемый продукт. 6 ил.

Изобретение относится к области контроля технологических процессов функционирования трубопроводов, а именно к контролю технического состояния трубопроводов, предназначенных для транспортировки вязких жидкостей. Способ включает измерение уровня жидкости в контролируемом отсеке тоннеля, выполненном в его нижней части, посредством вибрационных датчиков предельного уровня жидкости, установленных на вертикально ориентированной опоре, располагаемой в непосредственной близости от торцевых участков защитных кожухов трубопроводов. Вибрационные датчики размещают на опоре с помощью крепежных элементов один над другим, а напротив опоры изготавливают лоток для аварийного сброса утечек. Техническим результатом является своевременное и надежное предотвращение возможной аварии, позволяющее избежать загрязнения окружающей среды нефтепродуктами в случае протечки трубы. 2 ил.
Изобретение относится к магнитной внутритрубной диагностике и может использоваться в нефтегазовой промышленности при определении координат дефектов металла труб подземных трубопроводов. Маркер состоит из двух маркерных накладок, выполненных из ферромагнитного материала, а именно из предварительно намагниченного композиционного материала с высокими пластическими свойствами, установленных на верх трубопровода с определенным расстоянием между ними. Маркер также содержит вехи с информационным указателем. Накладки фиксируют за счет силы магнитного взаимодействия между накладкой и стальной трубой, а веху с информационным указателем устанавливают в грунт при засыпке трубопровода. Техническим результатом является снижение массы маркера и трудоемкости его установки, а также повышение качества монтажа и надежности его работы.

Изобретение относится, преимущественно, к нефтяной и газовой промышленности и, в частности, к области трубопроводного транспорта углеводородов. В поврежденный трубопровод закачивают раствор пенообразующего вещества на пресной или морской воде с образованием устойчивой грубодисперсной газовой эмульсии с размером пузырьков, обеспечивающим постоянную скорость их всплывания с глубины размещения подводного трубопровода на водную поверхность и не подверженных коалесценции. Определяют координаты места порыва трубопровода по координатам появившейся на водной поверхности локальной зоны - «метки» с явно выраженными характеристиками водной поверхности, отличными от окружающей водной поверхности, с учетом придонных и поверхностных течений в зоне появления «метки» по аналитическим зависимостям. Техническим результатом является повышение точности обнаружения места порыва подводного трубопровода. 10 з.п. ф-лы, 3 табл., 7 ил.
Наверх