Способ определения координат места порыва подводного трубопровода



Способ определения координат места порыва подводного трубопровода
Способ определения координат места порыва подводного трубопровода
Способ определения координат места порыва подводного трубопровода
Способ определения координат места порыва подводного трубопровода
Способ определения координат места порыва подводного трубопровода
Способ определения координат места порыва подводного трубопровода
Способ определения координат места порыва подводного трубопровода
Способ определения координат места порыва подводного трубопровода
Способ определения координат места порыва подводного трубопровода
Способ определения координат места порыва подводного трубопровода
Способ определения координат места порыва подводного трубопровода
Способ определения координат места порыва подводного трубопровода
Способ определения координат места порыва подводного трубопровода
Способ определения координат места порыва подводного трубопровода
Способ определения координат места порыва подводного трубопровода
Способ определения координат места порыва подводного трубопровода
Способ определения координат места порыва подводного трубопровода
Способ определения координат места порыва подводного трубопровода
Способ определения координат места порыва подводного трубопровода
Способ определения координат места порыва подводного трубопровода
Способ определения координат места порыва подводного трубопровода
Способ определения координат места порыва подводного трубопровода
Способ определения координат места порыва подводного трубопровода
Способ определения координат места порыва подводного трубопровода
Способ определения координат места порыва подводного трубопровода
Способ определения координат места порыва подводного трубопровода

 


Владельцы патента RU 2511873:

Открытое акционерное общество "Газпром" (RU)

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.

 

Изобретение относится, преимущественно, к нефтяной и газовой промышленности и, в частности, к области трубопроводного транспорта углеводородов, например нефти и/или газа. Однако изобретение в полной мере может быть использовано и в любой другой области, где имеются подводные трубопроводы для перекачки других видов продукции, в частности воды, химической продукции и пр.

На исправной и нормально работающей трубопроводной системе потери продукта перекачки отсутствуют, так как трубопровод является герметически закрытой системой. Утечки из трубопроводов происходят вследствие аварийных ситуаций. Основными причинами аварии являются разрушение труб от коррозии, дефектов сварки или некачественного изготовления труб, стихийных явлений, ошибок управления и др. Вероятность аварийности на трубопроводном транспорте возрастает с увеличением их протяженности и срока службы. Мировая статистика показывает, что за один год аварии случаются с частотой 0,8-1 авария на каждые 1000 км трубопроводов, а потери при этом составляют 0,0001-0,0009% от объема перекачки.

Появление утечек характеризуется изменением физико-технического состояния самого трубопровода и окружающего пространства. Возникает характерный акустический фон вблизи места повреждения, изменяется скорость потока перекачиваемого продукта и его давление, изменяются потребляемая мощность и температура, магнитное поле и электропроводность грунта и воды в зоне выхода продукта из трубопровода, а также физические свойства атмосферы над аварийным участком. Обнаружение мест порывов и утечек реализуют через различные способы регистрации этих изменений.

Задачами описываемого изобретения является создание способа, удовлетворяющего одновременно следующим основным требованиям:

- минимальное время обнаружения характерных признаков утечки на водной поверхности;

- максимальная точность определения координат места утечки;

- охрана окружающей среды;

- малозатратность реализации способа.

Известны способы, направленные на решение отдельных вопросов рассматриваемой проблемы с различной степенью удовлетворения указанным требованиям. Однако не обнаружен способ, одновременно решающий перечисленные задачи. Для анализа этих способов в процессе разработки настоящей заявки выполнена их классификация по следующим группам:

1. механические (включая гидродинамические, балансовые и прочностные) способы;

2. акустические (включая ультразвуковые) способы;

3. электромагнитные (включая лазерные и спутниковые) способы;

4. комбинированные способы;

5. визуально-инструментальные способы.

К недостатку первой группы способов относится невысокая точность определения места порыва и утечки из подводных трубопроводов вследствие неучтенного в них изменения во времени гидравлических характеристик трубопроводов. В процессе эксплуатации трубопроводов происходит изменение гидравлического радиуса вследствие отложений на их внутренних поверхностях асфальтосмолопарафиновых веществ, изменяются коэффициенты гидравлического трения. Правильный учет всех этих изменений предполагает проведение экспериментов на действующем трубопроводе в реальном масштабе времени.

Кроме того, определенное до места порыва и утечки расчетное расстояние по трубе для случая морского трубопровода не соответствует истинному местоположению аварийного сечения трубы на местности, т.к. морские трубопроводы под действием донных течений и другой обстановки (ледовой, техногенной) смещаются на значительные расстояния.

К недостатку второй группы способов относится необходимость установки датчиков на трубопроводах и системы приемников с суднами сопровождения, что существенно повышает стоимость диагностики.

К недостатку третьей и четвертой групп следует отнести высокую стоимость используемых систем обнаружения, заключающуюся в использовании оборудования, которое включает:

- специальную подводную лодку с автоматическим управлением (например, Scorpio-1000);

- гидроакустическую систему определения положения трубопровода;

- систему проверки состояния защиты и др.

Таким образом, для применения всех перечисленных способов требуется дорогостоящее оборудование вплоть до спутниковых систем, подводных и надводных судов, установка датчиков через определенные промежутки по трубопроводу, возможность запуска в начале трубопровода, прохождения по трубопроводу и приема в конце трубопровода специальных снарядов, оборудованных специальной аппаратурой. В большинстве существующих трубопроводов старой конструкции все перечисленные технические аксессуары отсутствуют. На морских трубопроводах имеются также другие ограничения: переменный диаметр трубопровода, изломные повороты, стояки и др.

Известен, в качестве конкретного примера, способ определения места порыва подводного трубопровода, характеризующийся тем, что осуществляют магнитную и акустическую диагностику. По измеренным параметрам выполняют факторный анализ на уровнях естественного геофизического фона и путем построения графика амплитуд градиентов сейсмических, геодеформационных, геохимических, гидрофизических показателей. Производят построение карты амплитудных вариаций микросейсмического сигнала для каждой частоты спектра пространственных вариаций. Привязку каждой полученной карты к соответствующей ей глубине выполняют путем аппроксимации профиля рельефа по разрезу относительно береговой линии и трассы пролегания подводного трубопровода. Определяют нагрузки и место порыва трубопровода путем выполнения операции корреляции сигналов, полученных при диагностике (см., например, RU 2442072, 10.02.2012).

Недостатком известного способа является необходимость дорогостоящей аппаратуры, специальной геофизической службы, оснащенной квалифицированными специалистами смежных областей, квалифицированных интерпретаторов, значительных затрат времени на диагностику и обработку полученных измерений. Более того, эти средства имеют ограниченную зону обслуживания трубопровода. По длине трубопровода их необходимо устанавливать зачастую либо в неисчислимом заранее множестве, либо на основе предварительно полученных - косвенных сведениях о неблагополучных участках трубопроводов.

Известен способ определения места порыва подводного трубопровода, характеризующийся тем, что по способу используют систему (интеллектуальный детектор) со множеством датчиков, например, таких как акустические, температурные флюоресцентные, газовые, подсистему считывания сигналов от множества датчиков, оснащенных предварительно протоколом считывания сигналов с возможностью модификации частоты считывания, банк данных, множество ориентированных оптических камер, сумматор сигналов с электронной подсистемой обработки данных с выходом на определитель места порыва трубопровода (см., например, US 2009078028, 26.03.2009).

Недостатки этого способа - те же, что были отмечены по предшествующему источнику информации и, более того, еще более высокая сложность используемого средства с еще более высокой стоимостью его эксплуатации.

Общим недостатком вышеупомянутых способов является невысокая оперативность получения результата, связанная зачастую с необходимостью получения предварительных данных по неблагополучным участкам трубопровода и достаточно долговременной установкой необходимого средства по способу в необходимом - оптимальном месте на трубопроводе. При этом не исключена необходимость переустановки средства для оптимального обнаружения места порыва трубопровода. Дополнительным недостатком вышеописанных способов является негативное влияние используемых на подводном трубопроводе средств с излучениями, множественным долговременным техническим обслуживанием установленных средств, неизбежно воздействующими на экологическую среду - подводную фауну и флору. Кроме того, известные решения устанавливают факт порыва трубопровода, но не обеспечивают зачастую возможности оперативной оценки степени серьезности аварии.

Задачей изобретения является также уменьшение экологического ущерба окружающей среде при порыве подводного трубопровода и уменьшения потерь энергетически ценного продукта.

Техническим результатом изобретения является повышение точности обнаружения места порыва подводного трубопровода и обеспечение возможности оперативной качественной оценки степени порыва для разработки адекватной технологии ликвидации порыва.

Необходимый технический результат достигается тем, что способ определения координат места порыва подводного трубопровода характеризуют тем, что в поврежденный подводный трубопровод закачивают раствор пенообразующего вещества на пресной или морской воде с образованием устойчивой грубодисперсной газовой эмульсии (ГДГЭ) с размером пузырьков, обеспечивающим постоянную скорость их всплывания с глубины размещения подводного трубопровода на водную поверхность и не подверженных коалесценции, определяют координаты места порыва подводного 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:

где:

xn - координата обнаруженной «метки» - искомое расстояние от «метки» до места утечки по оси «x» по параллели - широте, м;

yn - координата обнаруженной «метки» - искомое расстояние от «метки» до места утечки по оси «y» по меридиану - долготе, м;

H - глубина моря в акватории расположения подводного трубопровода, м;

V0 - скорость придонных течений, м/сек;

α - угол, отсчитываемый от направления на Север до вектора скорости придонных течений по правой системе координат, в градусах от 0 до 360;

Vпов - скорость поверхностных течений, м/сек;

β - угол, отсчитываемый от направления на Север до вектора скорости поверхностных течений по правой системе координат, в градусах от 0 до 360;

W - вертикальная скорость всплывания «метки», м/сек.

Кроме того:

в грубодисперсную газовую эмульсию добавляют маркер;

в качестве маркера используют флюоресцеин;.

в качестве маркера используют пенопластовую крошку размером 5-15 мм не более 1% по объему от общего объема раствора пенообразующего вещества;

грубодисперсную газовую эмульсию обеспечивают с диаметром пузырьков не более 2 мм;

грубодисперсную газовую эмульсию обеспечивают с диаметром пузырьков в пределах 0,01-1 мм при их среднем диаметре 0,05 мм в объеме 80% от общего количества пузырьков;

подводный трубопровод на период поиска места порыва оснащают газожидкостным эжектором для образования грубодисперсной газовой эмульсии, насосом для подачи раствора пенообразующего вещества в газожидкостный эжектор и компрессором для подачи газа или воздуха в газожидкостный эжектор;

подводный трубопровод оснащают байпасом в акваториях стационарных платформ;

выход газожидкостного эжектора сообщают независимо, кроме подводного трубопровода, с водной средой в зоне подводного трубопровода для возможности опытной отработки в получении устойчивой грубодисперсной газовой эмульсии с размером пузырьков, обеспечивающим постоянную их скорость всплывания с глубины размещения трубопровода на водную поверхность, не подверженных коалесценции, и оценки их отклика на придонные и поверхностные течения в конкретных условиях;

для приготовления раствора пенообразующего вещества используют неионогенные поверхностно-активные вещества - ПАВ с критической концентрацией мицеллобразования 0,02-0,3% масс.;

для приготовления раствора пенообразующего вещества используют синергетическую смесь неионогенных и анионактивных ПАВ с концентрацией 0,2-0,5% масс. для пресноводных акваторий и с концентрацией 0,7-1,0% масс. в морских условиях.

Необходимость учета признаков по заявленному способу, характеризующих глубинные и поверхностные течения, их существенность подтверждается имеющимися фактическими сведениями, приведенными в таблице 1. В этой таблице приведены обобщенные (для оценки) сведения об упомянутых течениях в Балтийском, Баренцевом, Белом, Карском, Охотском, Черном и Южно-Китайском морях.

Таблица 1
Характеристики морских течений в акваториях расположения системы трубопроводов
Море Балтийское Баренцево Белое Карское Охотское (Татарский пролив) Черное Южно-Китайское
Поверхностные течения, м/сек 5-80 12-24 До 100 10-20 2-40 10-40 10-180
Придонные течения, м/сек 3-15 12-50 До 100 30-40 До 40 6-20 20-100
Средняя глубина, м 50-70 200 67 110 62 1000 50-125

Выбор перечисленных морей для иллюстрации значительности поверхностных и придонных течений объясняется существующими или проектируемыми в них морскими трубопроводами для добычи и транспортировки газа из отечественных и зарубежных месторождений на шельфе.

Заявленный способ определения координат места порыва подводного трубопровода поясняется приложенными чертежами.

На фиг.1 приведено расчетное время всплытия пузырей газа с глубины 50 м в зависимости от начального радиуса пузырей. Принятые обозначения начального радиуса Ro, м: 1 - 0,0005; 2 - 0,001; 3 - 0,002; 4 - 0,01; 5 - 0,02; 6 - 0,03; 7 - 0,05; 8 - 0,1.

На фиг.2 приведена роза придонных течений Южно-Китайского моря в акватории морских трубопроводов СП «Вьетсовпетро». Принятые обозначения скоростей придонных течений, м/сек: 1 - 0-0,1; 2 - 0,1-0,2; 3 - 0,2-0,3; 4 - 0,3-0,4; 5 - 0,4 и выше.

На фиг.3 показана пенообразующая способность растворов ПАВ, растворитель - пресная вода плотностью 1,00 г/л. Обозначения ПАВ: 1 - Аркополь; 2 - Тержитол; 3 - Превоцелл ЕО; 4 - ОП-10 ДХК; 5 - Превоцелл WOF-100; 6 - Превоцелл WON; 7 - Лиссаполь; 8 - ОП-7; 9 - Превоцелл FO; 10 - ОП-10 СНХК; 11 - Стенол 100.

На фиг.4 показана пенообразующая способность растворов промышленных ПАВ, растворитель - минерализованная вода плотностью 1,09 г/л (модель морской воды). Обозначения ПАВ: 1 - Аркополь; 2 - Тержитол; 3 - Превоцелл ЕО; 4 - ОП-10 ДХК; 5 - Превоцелл WOF-100; 6 - Превоцелл WON; 7 - Лиссаполь; 8 - ОП-7; 9 - Превоцелл FO; 10 - ОП-10 СНХК; 11 - Стенол 100.

На фиг.5 показано, в качестве примера, средство для возможности осуществления предлагаемого способа с обозначениями, где:

1 - поврежденный трубопровод; 2 - емкость с раствором пенообразующих ПАВ; 3 - насосная установка по перекачке раствора - далее насос; 4 - компрессор по нагнетанию газа; 5 - газожидкостный эжектор; 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12 - управляющие задвижки; 13 - линия байпаса; 14 - дезинтегрированные легкие твердые маркеры, например пенопластовые крошки размером 5-15 мм. Выход газожидкостного эжектора может быть сообщен независимо, кроме подводного трубопровода, с водной средой в зоне подводного трубопровода 1 (например, в районе задвижки 6 - условно не показано) для возможности опытной отработки в получении устойчивой грубодисперсной газовой эмульсии (далее - ГДГЭ) с размером пузырьков, обеспечивающим постоянную их скорость всплывания с глубины размещения трубопровода на водную поверхность, не подверженных коалесценции. Это может быть предусмотрено в целях предварительной отработки технологии и оценки отклика упомянутой эмульсии на придонные и поверхностные течения в конкретных условиях.

На фиг.6 показана фотография участка моря, где всплыла «метка» - окрашенная ГДГЭ, с образовавшимся явно выраженным заметным круглым участком на поверхности моря, а также элементами ГДГЭ в виде окаймляющей окружности из пены.

На фиг.7 показана фотография участка моря, где координаты места порыва трубопровода обозначены установкой буя.

Для понимания механизма этого способа было изучено движение центра масс пузырьков газа в потоке окружающей воды под действием силы тяжести, выталкивающей Архимедовой силы и силы сопротивления. При этом учитывалось изменение объема пузырька по мере всплытия. Эта задача приводит к решению нелинейного уравнения, которое решается численно. Результаты расчетов приведены на фиг.1, откуда следует существенная зависимость скорости и времени всплытия от начального радиуса пузырька.

При транспорте газа по подводному трубопроводу в случае аварии через поврежденный участок будут выходить под большим давлением пузыри большого радиуса, которые начальный участок пути будут подниматься с большой скоростью, а затем, разбиваясь на мелкие пузырьки, будут иметь уменьшенную вертикальную скорость и глубинными и поверхностными течениями будут относиться в сторону от источника. Однако ввиду большого рабочего давления в газопроводе по сравнению с гидростатическим давлением, в первый период пузыри газа с высоким внутренним давлением за короткий промежуток времени достигнут поверхности. Эти пузыри газа только случайно могут быть своевременно обнаружены инспектором с судна (надводного или воздушного) наблюдения. Информативность при этом очень низкая, так как для возможного обнаружения этих пузырей необходимо в течение длительного времени производить закачку газа (воздуха) с большой производительностью для того, чтобы с наблюдательного судна (надводного или воздушного) инспектор смог успеть обнаружить их (аналогичные рассуждения справедливы и для случая порыва нефтепровода с тем отличием, что в этом случае продолжение перекачки недопустимо). Размер пузырей определяется величиной отверстия порыва, скоростью (давлением) истечения газа и поверхностного натяжения на границе газ-окружающая вода. При аварии на газопроводе образования грубодисперсной газовой эмульсии не происходит, а неуправляемо образуется газожидкостная смесь и всплывающие пузыри имеют достаточно большой диаметр. Если диаметр пузырьков уменьшить до величин, не превышающих 2 мм, то, как следует из фиг.1, время их всплытия существенно увеличится. Размер пузырьков, образующихся в различных технологических процессах, приведен в таблице 2. Для рассматриваемого технологического процесса определения места повреждения подводного трубопровода наиболее легко осуществляемыми и технологичными являются 4-6 способы образования пузырьков. Эксперименты с использованием растворов пенообразующих ПАВ в газожидкостных эжекторах показывают результаты, приведенные под номером 7.

Таблица 2
Размеры пузырьков, образовавшихся в различных технологических процессах
N, п/п Способ образования пузырьков газа Предельные размеры пузырьков, мм Средний размер, мм Содержание среднего размера, %
1 Электрохимические процессы, происходящие с образованием газовой фазы 0,8·10-2-1,4 1,1·10-2 60
2 Выделение газов в процессе химической реакции 0,5·10-4-1,4 1,1·10-2 60
3 Выделение газовых пузырьков из пересыщенных растворов 10-5-1,3·10-1 10-4 80
4 Механическое перемешивание и инжектирование в турбулентном потоке 10-2-10 10-1 55
5 Нагнетание через отверстия газлифтных и инжекционных клапанов, сопел и форсунок 0,6-10 1,2 70
6 Использование газожидкостных эжекторов 0,05-2 1,2 78
7 Использование газожидкостных эжекторов и растворов пенообразующих ПАВ 0,01-1 0,05 80

В связи с этим в предлагаемом способе пузырьки образуются не самопроизвольно в морской воде при выходе газа из поврежденной трубы, а в трубопровод закачивают ГДГЭ. При этом следует использовать специальный пенообразующий водный раствор и эжектор, который обеспечит образование высококонцентрированной ГДГЭ. В таблице 2 показано, что применение растворов пенообразующих ПАВ, имеющих на границе с газом (воздухом) низкое значение поверхностного натяжения, приводит к получению устойчивых пузырьков с весьма малыми размерами (строка 7). При уменьшении радиусов пузырьков от R до r количество пузырьков N вместо одного составит:

где:

N - количество образующихся мелких пузырьков;

V(R) - объем пузырька радиуса R;

V(r) - объем пузырька радиуса r.

Например, вместо одного пузырька радиусом 1 см будут образовываться мелкие пузырьки радиусом 0,05 мм в количестве:

,

а общая площадь М, занимаемая мелкими пузырьками на водной поверхности, составит не менее:

M=N·πr2=8π·106·(0,05)2=2π·104 мм2,

т.е. не менее 200 раз больше площади, чем исходный пузырек радиусом 1 см. Коалесценции пузырьков и растворению газа из этих пузырьков в окружающей воде (пресной речной или минерализованной морской) препятствует окружающая пузырек сольватная адсорбционная оболочка из полимолекулярного слоя поверхностно-активных веществ, что обеспечивается использованием растворов с концентрацией выше критической концентрации мицеллообразования (ККМ2), а также применением синергетических композиций ПАВ.

В настоящее время отечественной и зарубежной промышленностью освоен выпуск широкого ассортимента мылоподобных синтетических водорастворимых неионогенных ПАВ различного химического строения, которые являются продуктами оксиэтилирования углеводородов и могут быть классифицированы по признакам химического строения и присвоенных им торговых марок в промышленности (Поверхностно-активные вещества. Справочник. Под редакцией А.А. Абрамзона и Г.М. Гаевого. - Лениград: Химия, 1979, 276 с.):

а) Оксиэтилированные алкилфенолы. Химическая формула соединений этого класса: CnH2n+1C6H4O(C2H4O)mH.

Структурная химическая формула соединений:

где n - количество атомов углерода в алкильном заместителе;

m - количество групп окиси этилена в полиэтиленгликолевом фрагменте.

Представители указанного класса соединений:

1) алкилфениловые эфиры полиэтиленгликоля (продукты: ОП-7, ОП-10, ОП-20, ОП-45 - Россия; продукт Lissapol - ICI Ltd., Англия; продукт Iqepal CA - Hoeshst AG, Германия; продукт Triton марок Х-15, -35, -45, -100, -102, -114, -165, -305, -405, -705 - Rohmand Haas CO., США). Алкильный заместитель в этих продуктах содержит 8 атомов углерода (n=8), количество групп окиси этилена (m) варьируется от 7 до 45 единиц;

2) гидрооксиэтилированные алкилфенолы (продукты: Неонол АФ-12, Неонол АФ-14 - Россия; продукты: Превоцелл WON, Превоцелл WOF-100, Превоцелл ЕО, Превоцелл G-1 - Германия). Количество групп окиси этилена в этих продуктах варьируется от 12 до 14 единиц;

3) оксиэтилированные нонилфенолы (продукт: Неонол марок АФ9-9, АФ9-10, АФ9-12, АФБ-10, АФБ-12 - Россия; продукты: Arcopal, Iqepal CO - Hoeshst AG, Германия; продукт Triton марок № -40, -42, -60, -100, -150 - Rohmand Haas CO., США). Алкильный заместитель в этих продуктах содержит 9 атомов углерода (n=9), количество групп окиси этилена (m) варьируется от 9 до 30 единиц. Неонолы АФБ-10 и АФБ-12 имеют высокую биоразлагаемость в среде сульфатвосстанавливающих бактерий, достигающую величину 90%, благодаря ориентации алкильного радикала в молекулах ПАВ в параположении по отношению к оксиэтилированной группе;

4) полиоксиэтиленонониловые эфиры полиэтиленгликоля (продукт Tergitol - Union Carbide Corp., США). Алкильный заместитель этого продукта содержит 9 атомов углерода (n=9), количество групп окиси этилена (m) может достигать 20 единиц.

б) Гидрооксиэтилированные жирные спирты.

Химическая формула соединений этого класса:

CnH2n+1CH2O(C2H4O)mH или CnH2n+1O(C2H4O)mH.

Структурная химическая формула соединений:

CnH2n+1-CH2O(CH2-CH2O)mH или CnH2n+1-O(CH2-CH2O)mH.

Синонимы указанного класса соединений:

1) оксиэтилированные высшие жирные спирты (продукт Iqepal А - Hoeshst AG, Германия);

2) моноалкиловый эфир полиэтиленгликоля на основе первичных жирных спиртов (продукты: Неонол П1214, Неонол П1213 Неонол 2В1315-9, Неонол В1416-12х, Неонол В1020-30, Неонол В1020-40, Синтанол ДС-10, Синтанол ВН-7, препарат ОС-20 - Россия; продукты: Сопаль, Превоцелл FPC, FO, Превоцелл OFP-100 - Германия). Алкильный заместитель в этих продуктах содержит (n) от 10 до 18 атомов углерода, количество групп окиси этилена (m) составляет от 3 до 20 единиц;

3) полиоксиэтиленгликолевые эфиры синтетических первичных жирных спиртов (продукт Синтанол АЛМ-10 - Россия). Алкильный заместитель этого продукта содержит (n) от 12 до 14 атомов углерода, количество групп окиси этилена (m) составляет 10 единиц.

в) Натриевая соль карбоксиметилированных оксиэтилированных изофенолов - синергетическая смесь неионогенных и ионогенных ПАВ (продукт Синтерол АФМ-12 - Россия).

Структурная химическая формула соединения этого класса:

Представленный класс химических реагентов входит в Реестр «Перечень химпродуктов, согласованных и допущенных к применению в нефтяной отрасли» от 16.07.2000 г. (сертификат №Р.245810.043.01.99), а также в Отраслевой реестр «Перечень химпродуктов, согласованных и допущенных к применению в нефтяной отрасли» от 25.08.2008 г. (сертификат №153.39RU.245800.01125.02.06).

Адсорбция молекул ПАВ на границе с газом придает устойчивость газовой эмульсии и повышает срок их жизни. Для повышения срока жизни пузырьков необходимо использовать растворы с концентрацией выше критической концентрации мицеллообразования, которая для приведенных на фиг.4 и 5 поверхностно-активных веществ составляет 0,02-0,3% масс. На практике необходимо использовать растворы с учетом минерализации вод, например по графикам фиг.3 можно выбирать ПАВ при определении места порыва на реках или пресноводных озерах, а по графикам фиг.4 - при выполнении работ на шельфе.

Низкое значение поверхностного натяжения приводит к регенерации ГДГЭ в процессе ее движения по трубопроводу к месту повреждения. Поэтому нет необходимости в предварительном уточнении места порыва подводного трубопровода, как в известных решениях. Способ может быть успешно осуществлен с установкой необходимых средств на трубопроводе на значительном удалении от места порыва без лишних попыток оптимизации.

Эффект от уменьшения размера пузырька состоит не только в том, что время всплывания возрастает, но, выходя из поврежденного подводного трубопровода, пузырьки попадают в придонный поток, который рассеивает их, препятствуя их слиянию (коалесценции). Эффекты от снижения поверхностного натяжения и от увеличения площади, занимаемой пузырями, придают особую заметную форму морской поверхности - уменьшаются капиллярные волны, сглаживается и увеличивается зона всплытия на десятки квадратных метров. Размеры локальной зоны и характер ее проявления на водной поверхности свидетельствуют о степени серьезности порыва подводного трубопровода - серьезности аварии на уровне ее качественной оценки. Учитывая оперативность полученной информации, этого в ряде случаев бывает достаточно для разработки дальнейших мер по ликвидации аварии. Таким образом, информативность способа возрастает многократно, что повышает его эффективность. Дальнейшее усиление эффекта возможно введением в состав пенообразующего раствора экологически чистых специальных маркеров. Специальные маркеры могут быть жидкими и твердыми красителями, хорошо заметными на фоне моря, легко проходимыми через насосы или через специальный байпас после насоса. В качестве жидких маркеров можно предложить любой экологически чистый краситель, например флюоресцеин. В качестве твердых маркеров используют, например, пенопластовые крошки размером от нескольких миллиметров до нескольких сантиметров, которые легко проходят из емкости в напорный трубопровод через байпас. Схема обвязки для реализации такой технологии показана на фиг.5.

ГДГЭ, выходя из порыва поврежденного подводного трубопровода, попадает в придонные горизонтальные течения и одновременно всплывает вверх под действием Архимедовой силы и возможных вертикальных потоков. Источник, координаты которого, например, M0 (0;0;0) относительно искомой системы координат, подлежит определению. Для определенности принимают ось x, направленную по параллели на Восток, ось y, направленную по меридиану на Север, ось z - вертикально вверх. Центр масс ГДГЭ после всплытия на поверхность раздела вода-воздух будет иметь искомые инспектором координаты «метки» Mn (xn;yn;zn). Эту «метку» обнаруживают средствами наблюдения и фиксируют на месте средствами навигации по широте (параллели) и долготе (меридиану). В случае подводного перехода на суше определяют азимут и расстояние относительно береговой точки трубопровода. Для правильного определения источника «метки» необходимо определить начало координат по значениям xn; yn; zn, используя, в общем случае, закономерности изменения скоростей Vx(z) и Vy(z) по горизонтальным осям вдоль вертикали и время всплытия по вертикали Твспл по следующим интегральным уравнениям (3)-(5):

где:

xn - обнаруженная координата «метки» - искомое расстояние от места утечки по оси «x» по параллели - широте, м;

yn - обнаруженная координата «метки» - искомое расстояние от места утечки по оси «y» по меридиану - долготе, м;

z(t) - текущая координата центра масс «метки» в толще воды, м;

zn=H - известная вертикальная координата «метки», равная глубине моря в акватории расположения аварийного трубопровода, м;

Vx[z(t)] - скорость сноса «метки» вдоль оси «х», направленной по параллели с Запада на Восток, м/сек;

Vy[z(t)] - скорость сноса «метки» вдоль оси «y», направленной по меридиану с Юга на Север, м/сек;

Vz[t,z,ρвг(z),To(z),g,Rсопр.] - вертикальная скорость всплывания метки в зависимости от силы тяжести, силы Архимеда, силы сопротивления движению (Rсопр.) и изменения температуры [To(z)] по вертикали, м/сек;

t - время всплывания «метки», сек;

ρв - плотность воды, кг/м3;

ρг(z) - плотность газа, как функция глубины, кг/м3;

g - гравитационное ускорение, м/сек2;

Tвспл. - время всплытия «метки» - расчетная величина, определяющая снос «метки» от источника, сек;

Rсопр. - сила сопротивления движению, H, .

Интегрирование уравнений существенно упрощается при использовании предлагаемого в заявке физико-химического способа создания ГДГЭ, обеспечивающего образование микропузырьков, движущихся в вертикальном направлении стационарно. В этой связи пользуются результатами лабораторных и промысловых экспериментов, которые показывают, что предельная скорость микропузырьков в реальных условиях не превышает 0,3-0,4 м/сек. Многочисленные опытные наблюдения за движением ансамбля пузырьков в водохранилищах и морях также подтверждают такой результат. Из опытных данных следует также, что чем меньше радиус пузырька, тем скорость стабильнее и находится в пределах до 0,3-0,4 м/сек. Таким образом, для успешной фиксации места порыва трубопровода необходимо обеспечить, как предложено в заявке, создание мелкодисперсной пузырьковой системы, которая не должна коалесцировать в процессе подъема на поверхность.

Для дальнейшего решения задачи необходимо знать закон изменения горизонтальной переносной скорости вдоль вертикальной оси «z», т.е профиль (распределение) скорости течения воды по глубине потока (реки, моря). Эта задача является весьма сложной и в настоящее время не имеет общего решения вследствие многообразия конкретных условий. В этой связи используют результаты замеров распределения скорости потока по вертикали в исследуемой акватории.

Наиболее эффективным способом определения закона распределения скорости потока по вертикали является физические (лабораторные и натурные) экспериментальные исследования.

Из экспериментальных (лабораторных и натурных) и теоретических исследований следует, что для решения практических задач определения координат места порыва трубопровода предложенным в заявке способом можно воспользоваться законом линейного распределения скорости течения по вертикали. Важнейшим условием является определение скоростей поверхностных и придонных течений в акватории аварийного трубопровода по статистическим данным гидрометеоисследований и опытным данным конкретного участка.

При условии линейного характера изменения профиля скорости течения по глубине потока для текущего уровня z следует:

а) в координатной плоскости x0z

б) в координатной плоскости y0z:

в) вдоль оси 0z:

Тогда решение задачи существенно упрощается и уравнения (6)-(8), определяющие движение центра масс пузырьков, приводятся к виду:

где xм, yм, zм - текущие значения координат центра масс ГДГЭ, м.

Таким образом, поверхностные координаты центра масс всплывшей колонии пузырьков справедливо определяют по нижеприведенным уравнениям:

где:

xn - обнаруженная координата «метки» - искомое расстояние от «метки» до места утечки по оси «x» по параллели - широте, м;

yn - обнаруженная координата «метки» - искомое расстояние от «метки» до места утечки по оси «y» по меридиану - долготе, м;

H=zn - известная вертикальная координата «метки», равная глубине моря в акватории расположения аварийного трубопровода, м;

V0 - скорость придонных течений, м/сек;

α - угол, отсчитываемый от направления на Север до вектора скорости придонных течений по правой системе координат, в градусах от 0 до 360;

Vпов. - скорость поверхностных течений, м/сек;

β - угол, отсчитываемый от направления на Север до вектора скорости поверхностных течений по правой системе координат, в градусах от 0 до 360;

C - вертикальная скорость всплывания высокодисперсной «метки»;

V0sinα - проекция придонной скорости течения на ось 0x, м/сек;

Vпов.sinβ - проекция поверхностной скорости течения на ось 0x, м/сек;

Vоcosα - проекция придонной скорости течения на ось 0y, м/сек;

Vпов.cosβ - проекция поверхностной скорости течения на ось 0y, м/сек.

Знаки проекций скоростей на координатные оси определяются значениями углов.

Таким образом, уравнения (12)-(14) при использовании предлагаемого способа переходят в конечные аналитические зависимости (1).

На фиг.2 приведена в качестве иллюстрации годовая роза придонных течений в акватории расположения морских трубопроводов СП «Вьетсовпетро» в Южно-Китайском море. Средние значения скоростей придонных и поверхностных течений для акваторий некоторых морей, где расположены трубопроводы, приведены в таблице 1.

Реализацию предлагаемого способа производят следующим образом.

Пенообразующие ПАВ выбирают по разработанным по способу графикам 2 для пресноводных акваторий и по графикам 3 для шельфовых трубопроводов. Приготавливают 0,5% масс. водный раствор выбранного пенообразующего вещества на пресной воде для пресноводных акваторий или 1% масс. водный раствор выбранного пенообразующего ПАВ на морской воде в случае шельфовых трубопроводов в необходимом объеме. Объем раствора составляет до 10-15% объема трубы от ближайшей точки, где измеряют давление и имеется возможность подключения импульсных или гибких трубопроводов диаметром до 20-30 мм, до расчетного места порыва. Ориентировочное расчетное расстояние, при необходимости, определяют по параметрам перекачки, зафиксированным в момент установления факта порыва трубопровода.

На фиг.5 приведена схема расположения оборудования для реализации предложенного способа. Раствор заливают в емкость 2, которую обвязывают с насосом 3 с помощью трубопроводов. Насосом 3 раствор подают в газожидкостный эжектор 5, а газ (или воздух) подают в газожидкостный эжектор 5 с помощью компрессора 4. Из газожидкостного эжектора образованную ГДГЭ с размером пузырьков 3-4 мм вначале, как возможный вариант, подают в водную среду в зоне подводного трубопровода через отдельную задвижку, установленную в районе задвижки 6 (условно не показано). Варьируют размерами пузырьков до установления факта из всплывания на водную поверхность с равномерной скоростью и отсутствия явления коалесценции. Устанавливают степень отклика пузырьков на придонные и поверхностные течения. Вносят соответствующие поправки в технологическую схему и режим закачки. После отработки технологии под конкретные условия ГДГЭ с необходимым размером пузырьков, например не более 2 мм, подают в поврежденный подводный трубопровод под давлением. Если приготовленного объема раствора окажется недостаточно для определения места порыва, то когда закончится раствор, насос выключают и продолжают закачку газа компрессором. Реологические свойства ГДГЭ обеспечивают движение образовавшейся эмульсии в виде протяженной пробки. Эта пробка разрушается спереди и восстанавливается сзади за счет перемешивания с газом. Для придания контрастности ГДГЭ в емкость добавляют экологически чистый краситель, например флуоресцеин в количестве 1% по объему от объема используемого раствора. Другим способом повышения контрастности ГДГЭ на фоне поверхности моря является использование в качестве маркера пенопластовых крошек 14 с размерами 5-15 мм. Этот маркер 14 предварительно помещают в байпас 13 следующим образом. На системе обвязки поврежденного трубопровода закрывают задвижки 6, 7, 8, 9, 10. Открывают задвижки 11 и 12 и через байпас 13 помещают пенопластовые крошки в количестве 1% по объему от объема раствора в емкости 2. После этого закрывают задвижки 11 и 12 и открывают задвижки 9, 10 и 6. После включения насоса 3 и компрессора 4 ГДГЭ проходит через байпас и захватывает пенопластовые крошки, которые вместе с ГДГЭ движутся по трубопроводу и выходят из нее в месте порыва в море. Под действием Архимедовой силы они вместе с пузырьками газа (или воздуха) поднимаются на поверхность и контрастно обозначают место порыва подводного трубопровода. С поискового судна (наводного или вертолета) обнаруживают проявившуюся на водной поверхности «метку» - аномальный сглаженный участок морской поверхности в виде круга, окаймленного пенистой окружностью, и по навигационным приборам определяют ее географические координаты - эта процедура занимает несколько минут. Определяют расчетное время всплытия по формуле (14), в которой при использовании предлагаемого способа используют предварительно полученную при отработке технологии в конкретных условиях постоянную скорость всплывания на водную поверхность или используют данные из факта опытно-промышленных испытаний в подобных условиях. Из факта полученных данных при опытно-промышленных испытаниях принимают, в качестве примера, величину этой скорости 0,3 м/сек. Тогда с достаточной точностью формулы (3)-(5) переходят в формулы (1). Рассчитанные по формулам (1) значения xn и yn откладывают на карте местности в параллельном (широтном) и меридиональном (долготном) направлениях в зависимости от их знака. Если xn<0, то xn откладывают на Восток, если xn>0, то - на Запад. Аналогично, если yn<0, то yn откладывают на Север, если yn>0, то - на Юг. Состояние трубопровода на найденном месте порыва обследуют с водолазной станции поискового судна водолазами или видеокамерами и устанавливают буй.

В качестве иллюстрации в таблице 3 приведены расчетные значения координат места порыва относительно «метки» в зависимости от глубины расположения аварийного подводного трубопровода, величин и направлений придонных и поверхностных течений морской воды.

Опытно-промышленные испытания способа показали его надежность с практической достоверностью, иллюстрируется на фигурах 6 и 7.

1. Способ определения координат места порыва подводного трубопровода, характеризующийся тем, что в поврежденный подводный 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 подводного 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:
;
,
где:
xn - координата обнаруженной «метки» - искомое расстояние от «метки» до места утечки по оси «x» по параллели - широте, м;
yn - координата обнаруженной «метки» - искомое расстояние от «метки» до места утечки по оси «y» по меридиану - долготе, м;
H - глубина моря в акватории расположения подводного трубопровода, м;
V0 - скорость придонных течений, м/сек;
α - угол, отсчитываемый от направления на Север до вектора скорости придонных течений по правой системе координат, в градусах от 0 до 360;
Vпов - скорость поверхностных течений, м/сек;
β - угол, отсчитываемый от направления на Север до вектора скорости поверхностных течений по правой системе координат, в градусах от 0 до 360;
W - вертикальная скорость всплывания «метки», м/сек.

2. Способ по п.1, характеризующийся тем, что в грубодисперсную газовую эмульсию добавляют маркер.

3. Способ по п.2, характеризующийся тем, что в качестве маркера используют флюоресцеин.

4. Способ по п.2, характеризующийся тем, что в качестве маркера используют пенопластовую крошку размером 5-15 мм не более 1% по объему от общего объема раствора пенообразующего вещества.

5. Способ по п.1, характеризующийся тем, что грубодисперсную газовую эмульсию обеспечивают с диаметром пузырьков не более 2 мм.

6. Способ по п.1, характеризующийся тем, что грубодисперсную газовую эмульсию обеспечивают с диаметром пузырьков в пределах 0,01-1 мм при их среднем диаметре 0,05 мм в объеме 80% от общего количества пузырьков.

7. Способ по п.1, характеризующийся тем, что подводный трубопровод на период поиска места порыва оснащают газожидкостным эжектором для образования грубодисперсной газовой эмульсии, насосом для подачи раствора пенообразующего вещества в газожидкостный эжектор и компрессором для подачи газа или воздуха в газожидкостный эжектор.

8. Способ по п.7, характеризующийся тем, что подводный трубопровод оснащают байпасом в акваториях стационарных платформ.

9. Способ по п.7, характеризующийся тем, что выход газожидкостного эжектора сообщают независимо, кроме подводного трубопровода, с водной средой в зоне подводного трубопровода для возможности опытной отработки в получении устойчивой грубодисперсной газовой эмульсии с размером пузырьков, обеспечивающим постоянную их скорость всплывания с глубины размещения трубопровода на водную поверхность, не подверженных коалесценции, и оценки их отклика на придонные и поверхностные течения в конкретных условиях.

10. Способ по п.1, характеризующийся тем, что для приготовления раствора пенообразующего вещества используют неионогенные поверхностно-активные вещества - ПАВ с критической концентрацией мицеллобразования 0,02-0,3% масс.

11. Способ по п.1, характеризующийся тем, что для приготовления раствора пенообразующего вещества используют синергетическую смесь неионогенных и анионактивных ПАВ с концентрацией 0,2-0,5% масс. для пресноводных акваторий и с концентрацией 0,7-1,0% масс. в морских условиях.



 

Похожие патенты:
Изобретение относится к магнитной внутритрубной диагностике и может использоваться в нефтегазовой промышленности при определении координат дефектов металла труб подземных трубопроводов.

Изобретение относится к области контроля технологических процессов функционирования трубопроводов, а именно к контролю технического состояния трубопроводов, предназначенных для транспортировки вязких жидкостей.

Изобретение относится к трубопроводному транспорту и может быть использовано при испытании на герметичность затворов запорных арматур, установленных на линейной части эксплуатируемого магистрального нефтепровода.

Изобретение относится к трубопроводному транспорту и может быть использовано для автоматического контроля технологического процесса транспортировки жидкости и газа.

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

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

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

Изобретение относится к стационарным системам мониторинга исправности морского трубопровода газоконденсата. .

Система для текучей среды, содержащая основной подающий трубопровод и, по меньшей мере, один вторичный трубопровод, ответвляющийся от него и ведущий к потребителям, характеризуется тем, что основной подающий трубопровод имеет введенный в него, по меньшей мере, один соединительный блок, который содержит основной подающий проточный канал, образующий секцию основного подающего трубопровода, и что проточный блок введен сбоку, предпочтительно под прямым углом относительно основного подающего проточного канала в отверстие соединительного блока, который содержит, по меньшей мере, один вторичный проточный канал, с которым предусмотрена возможность соединения вторичного трубопровода, и элемент сопротивления потоку, которое выступает в основной подающий проточный канал.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может использоваться при защите от внутренней коррозии трубопроводов системы сбора нефти с высокой обводненностью на поздней стадии разработки нефтяного месторождения.

Изобретение относится к трубопроводному транспорту жидкости и может быть использовано при испытаниях противотурбулентных присадок, используемых при перекачке углеводородных жидкостей по трубопроводам.

Изобретение относится к технике дозирования, касается дозировочных насосных агрегатов. .

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к устройствам для ввода химического реагента в текущий поток в трубопроводе. .

Изобретение относится к области дозирования реагента в трубопроводы в теплотехнических и гидравлических системах (паровые и водогрейные котлы, бойлеры, тепловые сети и системы горячего водоснабжения).

Изобретение относится к области насосо- и компрессоростроения, а именно к установкам для дозированного ввода химреагентов в транспортируемый природный газ, и может быть использовано в газовой промышленности на газораспределительных станциях для подачи одоранта в поток газа с целью придания ему запаха.

Изобретение относится к трубопроводному транспорту, а именно к способам и установкам для дозированного ввода химреагентов в транспортируемый природный газ, и может быть использовано в газовой промышленности на газораспределительных станциях для подачи одоранта в поток газа с целью придания ему запаха.
Изобретение относится к теплоэнергетике и может быть использовано для очистки и защиты от накипи и коррозии внутренних поверхностей нагрева или теплообмена водогрейных и паровых котлов и теплообменников, бойлерных установок, испарителей, теплотрасс, систем отопления жилых домов и промышленных объектов, систем охлаждения двигателей внутреннего сгорания в процессе текущей эксплуатации.

Изобретение относится к области добычи газа и газоконденсата и касается вопроса повышения производительности добычных скважин. .
Изобретение относится к области транспортировки углеводородов по трубопроводам и может быть использовано как на магистральных трубопроводах, так и на трубопроводах малой протяженности. Для подачи ингибитора парафиноотложения в трубопровод для транспортировки углеводородов его соединяют с низшим спиртом и, по меньшей мере, через одну форсунку впрыскивают в трубопровод. 2 н. и 9 з.п. ф-лы.
Наверх