Система и способ обнаружения течи подводного нефтепровода



Система и способ обнаружения течи подводного нефтепровода
Система и способ обнаружения течи подводного нефтепровода

Владельцы патента RU 2605684:

Данилов-Данильян Виктор Иванович (RU)
Авандеева Ольга Петровна (RU)
Борисов Владимир Михайлович (RU)
Христофоров Олег Борисович (RU)
Баренбойм Григорий Матвеевич (RU)

Задача изобретения - контроль водной среды вдоль трассы подводного нефтепровода или нефтепродуктопровода посредством надежного и относительно недорого стационарного комплекса мониторинга, способного функционировать при высоком уровне фоновых загрязнений. Для решения поставленной задачи система обнаружения течи подводного нефтепровода или нефтепродуктопровода содержит комплекс мониторинга (КМ), предназначенный для обнаружения и контроля нефтяных загрязнений проб воды в установленной на берегу кювете, выборочно заполняемой из областей водного объекта, расположенных либо вверх по течению, либо вниз по течению от подводной части нефтепровода. Предпочтительно КМ выполнен с возможностью определения течи подводной части нефтепровода на основе дифференциальных измерений показателей загрязнения проб воды из областей вверх и вниз по течению от подводной части нефтепровода. Предпочтительно КМ содержит дистанционный детектор нефтяных загрязнений и набор контактирующих с водой датчиков. Технический результат - непрерывное слежение за герметичностью нефтепровода, раннее обнаружение протечек и снижение затрат на мониторинг подводных частей нефтепроводов и нефтепродуктопроводов в местах пересечения ими водных преград. 2 н. и 10 з.п. ф-лы, 1 ил.

 

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ

Изобретение относится к устройствам для мониторинга подводных частей нефтепроводов и нефтепродуктопроводов в местах пересечения ими водных преград: рек, водохранилищ, озер и других водных объектов суши с целью раннего обнаружения и установления местоположения утечек из подводной части нефтепровода; также может применяться для мониторинга морских нефтепроводов вблизи их выхода на сушу с той же целью.

ПРЕДШЕСТВУЮЩИЙ УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ

К методам и устройствам обнаружения аварии подводного нефтепровода или нефтепродуктопровода относятся средства мониторинга водной среды вдоль трассы подводного трубопровода. Из [1], в варианте реализации по п. 7, известна система обнаружения течи подводного морского нефтепровода с установленными вдоль нефтепровода автоматическими комплексами мониторинга (КМ), содержащими набор контактирующих с водой датчиков и находящимися в плавающем или в погружном, в частности, в подледном положении. Однако данная система мониторинга достаточно дорога для эксплуатации в местах пересечения нефтепродуктопроводов с водными преградами, количество которых в России составляет несколько тысяч.

Частично этого недостатка лишены стационарные посты дистанционного мониторинга, устанавливаемые на берегу, мостах, причалах и других сооружениях и использующие для регистрации нефтяных загрязнений отражение видимого или ИК излучения от водной поверхности [2], либо УФ-индуцированную флуоресценцию приповерхностного слоя вод [3]. Дистанционные детекторы нефтяных загрязнений надежны, относительно дешевы, характеризуются компактностью и достаточно низкой стоимостью эксплуатации. Однако расстояние зондирования обычно не превышает 10 м, что ограничивает возможности их применения для обнаружения течи на протяженных объектах, таких как подводные нефтепроводы.

Мониторинг на протяженных акваториях возможен при использовании в качестве носителей плавучей платформы [4]. Размещаемый на ней комплекс экологического мониторинга, включающий помимо дистанционного детектора загрязнений погружной модуль с набором контактирующих с водой датчиков, позволяет автоматически получать и обрабатывать широкий набор данных о качестве поверхностных вод. Однако плавучие платформы с комплексом мониторинга не предназначены для использования в ледовых условиях.

Частично от этого недостатка свободны устройство и способ [5] для определения нефтяных загрязнений воды вблизи подводного нефтепровода посредством измерения оптических и гидрологических характеристик морской среды с помощью флуориметра и акустического доплеровского профилографа течений, размещенных на беспилотном подводном аппарате. В процессе мониторинга измеряют акустические характеристики донных осадков и при их нетипичном для данной акватории характере выполняют маневрирование подводного аппарата и проводят флуориметром контрольные измерения содержания нефтехимических примесей в придонном слое в месте расположения нефтепровода. Техническим результатом является возможность повысить надежность обнаружения слабоинтенсивных утечек из подводного морского нефтепровода.

Однако указанные устройство и способ дороги и малоэффективны для применения в местах пересечения нефте- и продуктопроводов с водными преградами в виде рек, водохранилищ и озер, характеризующихся, в частности, малой прозрачностью и большим, по сравнению с морской водой, содержанием растворенных органических веществ и других фоновых загрязнений особенно в периоды паводков, ливней, «цветения» воды и пр.

РАСКРЫТИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

В основу изобретения положена задача контроля водной среды вдоль трассы подводного нефтепровода или нефтепродуктопровода посредством надежного и относительно недорогого стационарного комплекса мониторинга, способного функционировать при высоком уровне фоновых загрязнений.

Выполнение поставленной задачи реализуется с помощью предлагаемой системы обнаружения течи подводного нефтепровода, включающей в себя комплекс мониторинга (КМ), предназначенный для обнаружения и контроля нефтяных загрязнений проб воды в установленной на берегу кювете, выполненной с возможностью автоматического обновления пробы воды посредством устройства забора воды, имеющего входные порты, расположенные вдоль подводной части нефтепровода, причем первая часть входных портов расположена вверх по течению от подводной части нефтепровода, а вторая часть входных портов размещена вниз по течению от подводной части нефтепровода, при этом устройство забора воды выполнено с возможностью выборочного заполнения кюветы пробой воды из областей водного объекта, расположенных либо вверх по течению, либо вниз по течению от подводной части нефтепровода.

Предпочтительно КМ выполнен с возможностью определения течи подводного нефтепровода на основе дифференциальных измерений показателей загрязнения проб воды, взятых из областей вверх и вниз по течению от подводной части нефтепровода.

Предпочтительно устройство забора воды имеет два или более входных порта, расположенных вдоль подводной части нефтепровода вниз по течению от него.

Предпочтительно КМ выполнен с возможностью определения местоположения течи нефтепровода на основе дифференциальных измерений показателей загрязнения проб воды, взятых из различных областей, расположенных вдоль подводного нефтепровода.

Предпочтительно КМ содержит дистанционный детектор нефтяных загрязнений.

Предпочтительно КМ содержит дистанционный детектор нефтяных загрязнений в виде флуоресцентного лидара и/или ИК лидара, зондирующего поверхность воды в кювете.

Предпочтительно, что лидар расположен на малом, не превышающем 1,5 метра расстоянии от водной поверхности в кювете.

Предпочтительно КМ содержит датчик радиоактивности, характеризующей, в частности, содержание в пробе воды радионуклидов нефтегенного происхождения.

В вариантах реализации изобретения КМ содержит, по меньшей мере, один контактирующий с водой детектор нефтяных загрязнений.

Предпочтительно КМ выполнен с функциями сбора, обработки, хранения и отображения данных, их передачи на удаленные интерфейсы КМ, а также с функциями определения превышения установленных порогов загрязнения и сигнализации о них.

Предпочтительно КМ, кювета и часть устройства забора воды размещены в обогреваемом контейнере или помещении, оснащенном устройством термоконтроля.

В другом аспекте изобретение относится к способу обнаружения течи подводного нефтепровода, включающему измерения посредством комплекса мониторинга параметров нефтяных загрязнений проб воды в расположенной на берегу кювете, при котором кювету попеременно заполняют пробами воды из областей водного объекта вверх по течению от подводной части нефтепровода, определяя показатели фонового загрязнения вод водного объекта, и пробами воды из областей водного объекта вниз по течению от подводной части нефтепровода, и определяют отсутствие или наличие течи подводной части нефтепровода на основе дифференциальных измерений показателей нефтяного загрязнения проб воды из областей вверх и вниз по течению от подводной части нефтепровода.

В вариантах реализации способа местоположение течи подводной части нефтепровода определяют на основе дифференциальных измерений показателей загрязнения проб воды, которые попеременно берут из различных областей водного объекта, расположенных вдоль подводной части нефтепровода вниз по течению от него.

Техническим результатом изобретения являются непрерывное или с оптимальной периодичностью слежение за герметичностью нефтепровода, раннее обнаружение протечек и снижение затрат на мониторинг подводных частей нефтепроводов и нефтепродуктопроводов в местах пересечения ими водных преград.

Указанный технический результат, обеспечиваемый приведенной совокупностью признаков заявляемого объекта, реализуется за счет следующих факторов:

- проведение мониторинга подводного нефтепровода одним стационарным КМ за счет забора проб воды из нескольких областей вдоль него, в том числе в ледовых условиях,

- раннее обнаружение течи подводного нефтепровода при малой прозрачности вод с большим содержанием фоновых загрязнений за счет дифференциальных измерений, то есть измерений разницы показателей загрязнения проб воды из областей вниз по течению от подводной части нефтепровода и показателей фонового загрязнения проб воды из областей вверх по течению от подводной части нефтепровода,

- возможность достаточно точного определения местоположения течи подводного нефтепровода за счет дифференциальных измерений загрязнения проб воды из различных областей водного объекта, расположенных вдоль подводной части нефтепровода вниз по течению от него,

- обеспечение автономной долгосрочной стабильной работы устройства, практически не требующей обслуживания, в том числе благодаря использованию не подверженных загрязнению дистанционных детекторов в виде компактного лидара и/или датчика, измеряющего радиоактивность, характеризующую содержание в пробе воды радионуклидов нефтегенного происхождения,

- обеспечение при малой мощности излучателя компактного лидара его высокой чувствительности, поскольку излучатель и система регистрации обратного излучения лидара расположены предельно близко к зондируемому объекту-поверхности воды в кювете, а фоновая засветка зоны зондирования и приемного канала дистанционного детектора нефтяных загрязнений сведена к минимуму,

- обеспечение высокой чувствительности датчика, измеряющего радиоактивность, благодаря возможности его расположения оптимально близко к пробе воды при отсутствии преград, ослабляющих радиоактивное излучение,

- надежность комплексного обнаружения и измерения нефтегенных загрязнений комплексом мониторинга, включающим дистанционные детекторы и контактные датчики,

- оповещение в случае превышения установленных порогов загрязнений персонала контролируемых объектов для принятия им оперативных решений, позволяющих минимизировать выброс нефти в окружающую среду на начальной стадии аварийной ситуации.

Вышеупомянутые и другие объекты, особенности и преимущества изобретения станут более очевидными из последующего описания и формулы изобретения.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

Существо изобретения поясняется прилагаемым чертежом, на котором представлено схематичное изображение системы обнаружения течи подводного нефтепровода в соответствии с настоящим изобретением,

Данный чертеж не охватывает и, тем более, не ограничивает весь объем вариантов реализации данного технического решения, а является лишь иллюстрирующим материалом частных случаев его выполнения.

ВАРИАНТЫ ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Данное описание служит для иллюстрации осуществления изобретения и ни в коей мере не характеризует объем настоящего изобретения.

В соответствии с примером осуществления изобретения система обнаружения течи подводного нефтепровода или нефтепродуктопровода включает в себя комплекс мониторинга (КМ) 1, предназначенный для обнаружения нефтяных загрязнений проб воды 2 в установленной на берегу кювете 3, выполненной с возможностью автоматического обновления пробы воды 2 посредством устройства 4 забора воды, имеющего входные порты 5, 6, расположенные вдоль подводной части нефтепровода 7. Первая часть входных портов 5 расположена вниз по течению от подводной части нефтепровода 7. На чертеже направление течения водного объекта 8 обозначено стрелкой 9. Вторая часть входных портов 6 размещена вверх по течению от подводной части нефтепровода 7. Устройство 4 забора воды выполнено с возможностью выборочного заполнения кюветы 3 пробой воды 2 из областей водного объекта, расположенных либо вверх по течению, либо вниз по течению от подводной части нефтепровода 7. При этом КМ 1 выполнен с возможностью определения течи на основе дифференциальных измерений загрязнения проб воды 2, взятых из областей вверх и вниз по течению от подводной части нефтепровода 7. Дифференциальные измерения означают определение разницы показателей загрязнения проб воды из областей вниз по течению от подводной части нефтепровода и показателей фонового, в том числе, не являющегося нефтегенным загрязнения проб воды из областей вверх по течению от подводной части нефтепровода. За счет дифференциальных измерений показателей загрязнения проб воды из областей вверх и вниз по течению от нефтепровода такая система обеспечивает надежное раннее обнаружение течи подводного нефтепровода даже при малой прозрачности вод и больших уровнях фоновой загрязненности, например в условиях «цветения», паводков, ливневых или других стоков в водный объект. При этом использование стационарного КМ снижает затраты на мониторинг.

В предпочтительных вариантах изобретения устройство забора воды 4 имеет два или более входных порта 5, расположенных вдоль подводной части нефтепровода 7 вниз по течению от него, что повышает надежность обнаружения течи нефтепровода. При этом КМ 1 может быть выполнен с возможностью определения местоположения течи на основе дифференциальных измерений показателей загрязнения проб воды, взятых из различных областей, расположенных вдоль подводной части нефтепровода 7. В этих вариантах реализации изобретения устройство 4 забора воды предпочтительно выполнено с возможностью заполнения кюветы 3 из любого входного порта 5, 6, либо из любого количества входных портов 5, либо 6, для чего каждый входной порт 5, 6 снабжен управляемым электромагнитным клапаном. Все это дает возможность определения местоположения течи подводного нефтепровода.

В варианте изобретения устройство 4 забора проб воды содержит трубки 10, 11 соответственно с входными портами 5, 6 и не показанные на чертеже для упрощения насос или насосную станцию, систему клапанов и автоматический блок управления. Клапаны предназначены для отключения подачи воды при наполнении кюветы 3 до заданного уровня и для ее автоматического слива перед напуском очередной пробы воды 2. Подводные части трубок 10, 11 с входными портами 5, 6 могут крепиться ко дну рядом с подводной частью нефтепровода 7 или на прижимной плите подводной части нефтепровода, если таковая имеется, либо на стойках крепления подводной части нефтепровода. При этом входные порты 5, 6 на трубках 10, И могут быть разного диаметра, увеличивающегося с удалением от кюветы 3 для равномерного забора проб воды из различных входных портов.

КМ 1 предпочтительно содержит дистанционный оптический детектор 12 нефтяных загрязнений в виде флуоресцентного лидара и/или ИК лидара, зондирующего поверхность воды 2 в кювете 3 лучом 13 и регистрирующего сигнал обратного излучения 14. Благодаря использованию не подверженного загрязнению дистанционного оптического датчика обеспечивается автономная долгосрочная стабильная работа КМ, практически не требующая обслуживания.

В предпочтительных вариантах реализации изобретения КМ 1 выполнен сводящим к минимуму фоновую засветку зоны зондирования и приемного канала дистанционного оптического детектора 12 нефтяных загрязнений, например, за счет размещения в светонепроницаемом кожухе 15 с окном для вывода зондирующего луча 13 и приема обратного излучения 14. Также предпочтительно, чтобы дистанционный оптический детектор 12 нефтяных загрязнений был расположен на малом, желательно не превышающем 1,5 метра расстоянии от поверхности пробы воды 2 в кювете 3. Все это обеспечивает возможность применения дистанционного оптического детектора простой и дешевой конструкции.

Для повышения достоверности обнаружения нефтяных загрязнений дистанционными средствами КМ предпочтительно содержит датчик 16 радиоактивности, характеризующей, в частности, содержание в пробе воды радионуклидов нефтегенного происхождения. Датчик 16, измеряющий радиоактивность, может быть расположен снаружи кюветы 3 вблизи поверхности пробы воды 2 при отсутствии преград, которые могут ослаблять радиоактивное излучение. С этой целью датчик 16, измеряющий радиоактивность, может сообщаться с поверхностью пробы воды 2 через отверстие в корпусе 15 КМ 1. В предпочтительных вариантах реализации изобретения датчик 16 радиоактивности выполнен с возможностью измерения интенсивности гамма излучения в энергетических диапазонах, характерных для естественных радионуклидов нефти.

В вариантах реализации изобретения КМ содержит, по меньшей мере, один контактирующий с водой детектор 17 нефтяных загрязнений, например флуоресцентный погружной датчик и/или флуориметр. Кроме этого, КМ 1 может быть оснащен датчиками для измерения других параметров воды, таких как рН, Eh, O2, t°C, мутность и др. При этом за счет комплексных измерений как дистанционными детекторами, так и контактными датчиками обеспечивается надежность обнаружения нефтегенных загрязнений в пробах воды.

Для работы в автоматическом режиме и минимизации последствий аварийной ситуации КМ 1 выполнен с функциями сбора, обработки, хранения и отображения данных, а также с функциями определения превышения установленных порогов загрязнения и сигнализации о них с помощью беспроводной передачи данных. С этой целью КМ 1 оснащен программируемым контроллером 18, который также обеспечивает синхронизацию работы КМ 1 с устройством 4 забора воды.

Предпочтительно, чтобы КМ 1 и часть устройства 4 забора воды были размещены в отапливаемом контейнере 19 либо помещении, оснащенном устройством термоконтроля для обеспечения температуры в заданном диапазоне, например не ниже 0°C.

В вариантах реализации изобретения кювета 3 может быть выполнена с непрерывным протоком пробы воды 2. В частности, кювета 3 может быть выполнена герметичной, имеющей, по меньшей мере, часть стенки, прозрачную для зондирующего излучения дистанционного детектора нефтяных загрязнений и регистрируемого им обратного излучения.

В вариантах реализации изобретения предусматривается замена или чистка кюветы, а также замена или выполнение устройства забора воды с возможностью прогона в обратном направлении промывочной жидкости для его чистки после принятии мер по ликвидации разлива нефти на его ранней стадии, о которых сигнализировал КМ.

Способ обнаружения течи подводного нефтепровода реализуют следующим образом. Посредством комплекса мониторинга (КМ) 1 измеряют показатели нефтяных загрязнений проб воды 2 в расположенной на берегу кювете 3, попеременно заполняя ее пробами воды 2 из областей водного объекта 8 вверх по течению от подводной части нефтепровода 7, определяя показатели фонового загрязнения вод водного объекта, и пробами воды из областей вниз по течению от него. С помощью КМ 1 определяют отсутствие или наличие течи подводной части нефтепровода 7 на основе дифференциальных измерений показателей нефтяного загрязнения проб воды 2 из областей вверх и вниз по течению от подводной части нефтепровода 7. При таких дифференциальных измерениях определяют разницу показателей загрязнения проб воды из областей вниз по течению от подводной части нефтепровода и показателей фонового, преимущественно не являющегося нефтегенным, загрязнения проб воды из областей вверх по течению от подводной части нефтепровода. В процессе функционирования системы попеременное заполнение кюветы 3 пробами воды 2 из входных портов 5 либо входных портов 6 автоматически осуществляют в программируемом режиме посредством устройства 4 забора воды, содержащего насос или насосную станцию, входные порты 5, 6 и систему клапанов.

Пробы воды 2 из областей водного объекта 8 вверх по течению от подводной части нефтепровода 7 подают через входные порты 6, расположенные, в частности, на подводной части трубки 11, определяя фоновые показатели загрязнения вод водного объекта. Затем определяют показатели загрязнения пробы воды 2, взятой через входные порты 5 на трубке 10 из областей, расположенных вдоль подводной части нефтепровода 7 вниз по течению от него. Отсутствие или наличие нефтяных загрязнений вблизи подводной части нефтепровода 7 определяют, в том числе, на основе дифференциальных измерений, то есть на основе разницы измеренных показателей загрязнения проб воды из областей вниз и вверх по течению от подводной части нефтепровода или нефтепродуктопровода 7. Это обеспечивает возможность раннего обнаружения течи подводного нефтепровода при малой прозрачности вод и больших уровнях загрязненности.

В вариантах реализации изобретения кювету 3 в программируемом режиме заполняют из любого входного порта 5 или из любого количества входных портов 5, количество которых два или более. В этом варианте каждый входной порт 5, 6 снабжен управляемым электромагнитным клапаном. При этом каждый входной порт 5, 6 может быть снабжен отдельной трубкой для забора воды с управляемым электромагнитным клапаном.

В этих вариантах изобретения при наличии течи подводной части нефтепровода ее местоположение определяют на основе дифференциальных измерений показателей загрязнения проб воды 2, которые попеременно берут из различных областей водного объекта, расположенных вдоль подводной части нефтепровода 7 вниз по течению от него.

Удаленность от нефтепровода 7 входных портов 5, расположенных, в частности, на общей трубке 10, их количество и частота расположения и выбираются оптимально малыми для определения утечки нефти или нефтепродукта из любого места подводной части нефтепровода 7. В предпочтительных вариантах изобретения количество n входных портов 5, расположенных вдоль подводной части нефтепровода 7 длиной L на расстоянии d от него, удовлетворяет соотношению: n≤L/d. Входные порты 5, 6 на трубках 10, 11 могут быть разного диаметра, увеличивающегося с удалением от кюветы 3, для равномерного забора проб воды из различных портов, расположенных вдоль нефтепровода.

С помощью КМ 1, оснащенного программируемым контроллером 18, в автоматическом режиме производят измерения качества пробы воды 2, осуществляют сбор, обработку и хранение полученных данных, периодически передаваемых на удаленные интерфейсы КМ 1. Повторяют циклы работы системы. В случае превышения установленных порогов нефтяного загрязнения в пробе воды сигнализирует о них, предоставляя информацию для принятия управленческих решений, направленных на минимизацию экологических рисков.

Обнаружение нефтяных загрязнений в пробах воды 2 предпочтительно осуществляют с помощью не подверженного загрязнению дистанционного оптического детектора 12 нефтяных загрязнений, выполненного, например, в виде компактного флуоресцентного лидара и/или ИК лидара, что обеспечивает автономную долгосрочную стабильную работу КМ 1. В качестве излучателя, предпочтительно УФ диапазона, генерирующего импульсное излучение для зондирования поверхности пробы воды 2 в кювете 3, может использоваться компактный твердотельный лазер с генерацией высшей гармоники, или лазерный диод, светодиод, или импульсная, в частности ксеноновая, лампа с оптическим УФ фильтром. Направленный в воду пучок 13 УФ излучения вызывает обратное излучение (ОИ) 14. В зависимости от типа устройства регистрации ОИ, количество приемных каналов дистанционного оптического детектора 12 нефтяных загрязнений может быть от двух до нескольких сотен.

При зондировании УФ излучением для большей точности измерений непосредственно перед зондированием или сразу после него производится измерение сигнала фонового излучения (при отсутствии зондирующего импульса). Сигнал фонового излучения вычитается из сигнала обратного излучения, вызванного зондирующим импульсом. Предпочтительно производится нормировка измеряемого сигнала реперным сигналом, предпочтительно сигналом ОИ на длине волны комбинационного рассеяния воды. При этом нормированный спектр ОИ не зависит от вариации мощности зондирующего излучения. Для зондирования предпочтительно используют поляризованное излучение, что облегчает выделение реперного сигнала при очень больших фоновых загрязнениях воды растворенными органическими веществами, не относящимися к нефтегенным, Регистрацию обратного излучения предпочтительно производят для двух различных поляризаций, что позволяет, в частности, избирательно, по сравнению с другими флуоресцирующими веществами, обнаруживать тяжелые нефтяные фракции, индуцированное флуоресцентное излучение которых также поляризовано, благодаря высокой вязкости. Все это обеспечивает регистрацию нефтяных загрязнений, например эмульгированной нефти и/или ее растворенной фракции или пленочной фракции по спектру флуоресценции.

Наряду с УФ излучением или вместо него может использоваться видимое или ИК зондирующее излучение. При этом сигнал ОИ на длине волны зондирующего излучения сильно зависит от наличия на воде пленки нефтепродуктов из-за резкого различия коэффициентов отражения света для нефтепродуктов и воды. Это позволяет регистрировать нефтяные загрязнения в виде пленки на поверхности пробы воды простым недорогим дистанционным оптическим детектором с одним приемным каналом.

Выполнение КМ 1, сводящим к минимуму фоновую засветку зоны зондирования и приемного канала дистанционного оптического детектора 12 нефтяных загрязнений, например, за счет размещения в светонепроницаемом кожухе 15, увеличивает отношение сигнал/шум, повышает точность измерений, позволяет упростить дистанционный оптический детектор 12 нефтяных загрязнений.

Зондирование проб воды 2 осуществляют дистанционным оптическим детектором 12 нефтяных загрязнений, расположенным на малом, предпочтительно не превышающем 1,5 метра, расстоянии от поверхности воды 2 в кювете 3. Это упрощает дистанционный детектор и удешевляет его.

Для повышения надежности обнаружения течи нефтепровода в составе КМ 1 применяют датчик, регистрирующий радиоактивность, присущую нефти или нефтепродуктам. Расположение датчика вблизи поверхности пробы воды 2 при отсутствии преград, ослабляющих радиоактивное излучение, обеспечивает высокую чувствительность датчика 16, измеряющего радиоактивность естественных радионуклидов нефти. Предпочтительно датчиком радиоактивности 16 измеряют интенсивность гамма излучения естественных радионуклидов нефти в характерных для них энергетических диапазонах.

К естественным радионуклидам нефти (ЕРН) относятся 238U и 232Th, и их дочерние продукты распада, например изотопы 226Ra, которые сосредоточены преимущественно в тяжелых фракциях нефти. Существуют некоторые закономерности в распределении ЕРН в различных типах нефти. Ее радиоактивность связана как с разработкой месторождения, в результате которой в процессе миграции часть радионуклидов переходит в нефть, так и с наличием некоторого количества ЕРН, изначально присутствующих в нефти. Концентрация ЕРН в последнем случае зависит от конкретного месторождения и типа нефти. ЕРН могут создавать также повышенный радиационный фон в донных отложениях в зонах потенциального нефтегенного загрязнения. Так, например, в работе по изучению экологического состояния водных объектов Чувашии на одном из этапов работ проводился анализ содержания радионуклидов в донных отложениях на участке р. Сура до и после прохождения ветви магистральных нефтепроводов. Было показано, что концентрация и удельная радиоактивность таких ЕРН, как 238U и 232Th в донных отложениях возрастает от 2 до 3,5 раз на участках реки ниже прохождения нефтепроводов, что свидетельствует о диффузных протечках нефти и может служить индикатором нефтегенного загрязнения [6].

Это определяет эффективность предложенного применения в составе КМ 1 датчика 16 для дистанционного измерения радиоактивности, характеризующей содержание в пробе воды радионуклидов нефтегенного происхождения.

В предпочтительных вариантах изобретения одновременно с дистанционной регистрацией качества проб воды с помощью программируемого контроллера 18, регистрируются показания набора контактирующих с водой датчиков 17, предназначенных для измерения нефтяных загрязнений, а также физико-химических и гидрологических параметров воды, таких как рН, Eh, O2, t°C, мутность и др. В результате комплексных измерений дистанционными и контактными датчиками обеспечивается надежность обнаружения нефтегенных загрязнений в пробах воды.

В автономном режиме электропитание системы обнаружения течи подводного нефтепровода осуществляется от сети и/или аккумуляторов. Управление работой системы в целом осуществляется с помощью программируемого контроллера 18.

Предпочтительно, что КМ 1 и часть устройства 4 забора воды размещают в контейнере или помещении 19, отапливаемом в ледовых условиях, что позволяет осуществлять круглогодичный мониторинг, в том числе в арктической зоне.

Таким образом, предложенное изобретение обеспечивает непрерывное или с оптимальной периодичностью слежение за герметичностью нефтепровода, раннее обнаружение протечек и снижение затрат на мониторинг подводных частей нефтепроводов и нефтепродуктопроводов в местах пересечения ими водных преград.

ПРОМЫШЛЕННАЯ ПРИМЕНИМОСТЬ

Предложенное изобретение предназначено для использования в области транспортировки нефти и касается вопросов контроля состояния подводных нефтепроводов, а более конкретно раннего обнаружения утечек при их разгерметизации.

ИСТОЧНИКИ ИНФОРМАЦИИ

1. Патент РФ 2522821. «Система обнаружения и мониторинга загрязнений морского нефтегазового промысла». Опубл. 14.05.2014.

2. Анучин Е.Н., Зурабян А.З., Грачев И.А., Попов А.П. «Оптический регистратор нефтяных пленок на взволнованной водной поверхности». «Оптический журнал». Том 72, 2005, №3, с. 11-13.

3. LDI Remote Oil Watcher (ROW. http://www.ldi.ee/index.php?main=400).

4. Патент РФ 2499248 «Комплекс экологического мониторинга водных объектов». Опубл. 20.11.2013.

5. Патент РФ 2499951. «Способ обнаружения слабоинтенсивных утечек из подводных нефтепроводов мобильным подводным измерительным комплексом». Опубл. 27.11.2013.

6. Barenboim G., Borisov V., Avandeeva О., Khristoforov О. et al. Development of a system for early detection of oil spills on water bodies with a glance to its use in the Arctic zone. Proceedings of the 36th Arctic and Marine Oil spill Program (AMOP) Technical Seminar on Enviromental Contamination and Response, 2013, Canada, pp. 565-590.

1. Система обнаружения течи подводного нефтепровода, включающая в себя комплекс мониторинга, предназначенный для обнаружения и контроля нефтяных загрязнений проб воды в установленной на берегу кювете, выполненной с возможностью автоматического обновления пробы воды посредством устройства забора воды, имеющего входные порты, расположенные вдоль подводной части нефтепровода, причем первая часть входных портов расположена вверх по течению от подводной части нефтепровода, а вторая часть входных портов размещена вниз по течению от подводной части нефтепровода, при этом устройство забора воды выполнено с возможностью выборочного заполнения кюветы пробой воды из областей водного объекта, расположенных либо вверх по течению, либо вниз по течению от подводной части нефтепровода.

2. Система по п. 1, в котором комплекс мониторинга выполнен с возможностью определения течи подводной части нефтепровода на основе дифференциальных измерений показателей загрязнения проб воды, взятых из областей вверх и вниз по течению от подводной части нефтепровода.

3. Система по п. 1, в котором устройство забора воды имеет два или более входных порта, расположенных вдоль подводной части нефтепровода вниз по течению от него.

4. Система по п. 3, в котором комплекс мониторинга выполнен с возможностью определения местоположения течи нефтепровода на основе дифференциальных измерений показателей загрязнения проб воды, взятых из различных областей, расположенных вдоль подводного нефтепровода.

5. Система по п. 1, в котором комплекс мониторинга содержит дистанционный оптический детектор нефтяных загрязнений в виде флуоресцентного лидара и/или ИК лидара, зондирующего поверхность воды в кювете.

6. Система по п. 5, в котором лидар расположен на малом, предпочтительно не превышающем 1,5 метра, расстоянии от водной поверхности в кювете.

7. Система по п. 1, в котором комплекс мониторинга содержит датчик радиоактивности, характеризующей, в частности, содержание в пробе воды радионуклидов нефтегенного происхождения.

8. Система по п. 1, в котором комплекс мониторинга содержит, по меньшей мере, один контактирующий с водой детектор нефтяных загрязнений.

9. Система по п. 1, в котором комплекс мониторинга выполнен с возможностью сбора, обработки, хранения и отображения данных, их передачи на удаленные интерфейсы комплекс мониторинга, а также с функциями определения превышения установленных порогов загрязнения и сигнализации о них.

10. Система по п. 1, в котором комплекс мониторинга, кювета и часть устройства забора воды размещены в обогреваемом контейнере или помещении, оснащенном устройством термоконтроля.

11. Способ обнаружения течи подводного нефтепровода, включающий измерения посредством комплекса мониторинга параметров нефтяных загрязнений проб воды в расположенной на берегу кювете, при котором
кювету попеременно заполняют пробами воды из областей водного объекта вверх по течению от подводной части нефтепровода, определяя показатели фонового загрязнения вод водного объекта, и пробами воды из областей водного объекта вниз по течению от подводной части нефтепровода, и
определяют отсутствие или наличие течи подводной части нефтепровода на основе дифференциальных измерений показателей нефтяного загрязнения проб воды из областей вверх и вниз по течению от подводной части нефтепровода.

12. Способ по п. 11, при котором местоположение течи подводной части нефтепровода определяют на основе дифференциальных измерений показателей загрязнения проб воды, которые попеременно берут из различных областей водного объекта, расположенных вдоль подводной части нефтепровода вниз по течению от него.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтегазовой технике, обеспечивающей защиту от загрязнения среды вблизи трассы трубопровода. Способ выявления аварийных протечек транспортного трубопровода жидких или газообразных углеводородов, или их смесей, включает сооружение «труба в трубе», состоящее из трубопровода и наружной рубашки, выполненной из герметизированных секций, снабженных газоотводными устройствами - в верхних точках трубопроводной трассы и штуцерами с запорной арматурой для удаления жидкости в дренажные отводы - в нижних точках трубопроводной трассы.

Способ относится к области эксплуатации технологического оборудования, используемого при добыче и переработке нефти и газа. Способ включает корректирование технического состояния его элементов - ремонт, замена с учетом риска причинения вреда от их отказов - и заключается в проведении периодического диагностирования с определением значений расчетной величины остаточного ресурса элементов оборудования до перехода их в предельное состояние, а по значениям остаточного ресурса проводят оценку уровней вероятности и риска отказа при эксплуатации этих элементов, затем проводят соответствующие уровням риска отказа работы по корректированию их технического состояния, причем уровень вероятности отказа при эксплуатации элемента оборудования определяют на основании установленного уровня качества - объема работ и количества контролей при диагностировании, рассчитанного значения остаточного ресурса и нормативного периода эксплуатации этого оборудования между диагностированиями, а уровень риска отказа при эксплуатации элементов оборудования определяют на основании установленных уровней вероятности и тяжести последствий их отказа.

Изобретение относится к области измерительной техники и может быть использовано для выявления несанкционированных утечек тепловой энергии. Предложен способ калибровки и поверки измерительной системы узла учета тепловой энергии и теплоносителя с возмущениями, основанный на переключении потока теплоносителя с подающего трубопровода через образцовый узел калибровки на возвратный трубопровод и отключении измерительной системы от объекта потребления.

Способ предназначен для оперативного обнаружения поврежденного сетевого трубопровода многомагистральной тепловой сети, отходящей от теплоисточника. Способ состоит в том, что в коллекторах прямой и обратной сетевой воды, а также во всех прямых и обратных трубопроводах тепловой сети в режиме реального времени отслеживают давление воды с помощью датчиков давления, анализируют изменение давлений во времени с помощью контроллера и персональной электронно-вычислительной машины и результаты анализа выдают на автоматизированное рабочее место оператора теплоисточника.

Изобретение относится к области трубопроводного транспорта. Технический результат - повышение помехозащищенности и достоверности.

Способ предназначен для обнаружения утечек на трубопроводах с насосной подачей транспортируемой среды и относится к средствам для наблюдения за оборудованием. Способ включает в себя измерение внутриканального давления на последовательно расположенных участках трубопровода и корреляционную обработку полученных данных для выявления и локализации утечки.

Изобретение относится к области обслуживания магистральных трубопроводов и может быть использовано для диагностики состояния трубопроводов в процессе их эксплуатации.

Изобретение относится к магнитной внутритрубной диагностике и может найти применение в нефтегазовой промышленности при определении координат дефектов металла труб подземных трубопроводов.

Предлагаемое техническое решение предназначено для бесконтактной внетрубной диагностики технического состояния ферромагнитных газовых и нефтяных труб. Техническим результатом изобретения является повышение точности и чувствительности способа и устройства диагностики технического состояния стальных газонефтепроводов.

Изобретение относится к трубопроводному транспорту, в частности к системе контроля состояния трубопровода. Система содержит основной трубопровод, устройство для создания перепада давления с приводом, гидравлическую турбину, обводную линию, представляющую собой участок трубопровода диаметром, меньшим, чем диаметр основного трубопровода, расположенную в зоне размещения устройства для создания перепада давления на линейной части основного трубопровода.

Группа изобретений относится к области водоснабжения. Способ заключается в контроле движения воды в участке гидравлической сети внутреннего противопожарного водопровода и контроле использования пожарных кранов, расположенных на этом участке, а также в логическом преобразовании поступающей информации о наличии движения воды по участку сети и об использовании пожарных кранов на этом участке. Факт утечки воды из сети внутреннего водопровода подтверждают наличием движения жидкости в контролируемом участке гидравлической сети и закрытым состоянием всех запорных пожарных клапанов пожарных кранов, расположенных на участке сети. Устройство содержит питающий или транзитный трубопровод, стояки или опуски с размещенными на них пожарными кранами, запорные пожарные клапаны которых снабжены сигнализаторами положения их затвора «Закрыто-Открыто», а также блок адресной логической обработки информации. На вход каждого контролируемого гидравлического участка дополнительно введены гидравлически последовательно сигнализатор потока жидкости и управляемый клапан. Контакты сигнализатора соединены с первым конъюнкционным входом блока адресной логической обработки информации. Электромагнит управляемого клапана соединен с выходом блока адресной логической обработки информации. Контакты каждого сигнализатора положения затвора пожарных запорных клапанов пожарных кранов соединены со вторым конъюнкционным входом блока адресной логической обработки информации. Обеспечивается защита помещений от затопления благодаря аварийному отключению подачи воды независимо от места возникновения аварийной ситуации, обеспечивается работоспособность внутреннего противопожарного водопровода при нарушении герметичности запорных пожарных клапанов отдельных пожарных кранов под воздействием высокой температуры пожара, идентификация пожарного крана, идентификация участка гидравлической сети. 2 н.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к области метрологии, в частности к средствам неразрушающего контроля. Внутритрубный снаряд-дефектоскоп содержит цилиндрический гермоконтейнер, опорные элементы в виде эластичных манжет, датчики, расположенные снаружи по периметру гермоконтейнера и соединенные с размещенным внутри гермоконтейнера электронным блоком. Устройство содержит блок питания, приборы ориентации, навигации, блок регистратора, систему измерения пройденного пути в виде трех подпружиненных колес, расположенных под углом 120° друг к другу. Каждое колесо снабжено акустическим преобразователем, закрепленным на оси каждого подпружиненного колеса под углом 30°-60° к центральной оси снаряда-дефектоскопа. В гермоконтейнере установлены три измерителя пройденного пути и сумматор, при этом каждый преобразователь соединен кабелем с входом соответствующего измерителя пройденного пути, а выход каждого измерителя пройденного пути соединен с соответствующим входом сумматора, выход которого соединен с блоком регистратора. Измеритель содержит генератор гармонического сигнала, цифровой измеритель доплеровского сдвига частоты, вычислитель скорости движения, вычислитель пройденного пути. Выход генератора гармонического сигнала соединен с преобразователем и входом цифрового измерителя доплеровского сдвига частоты. Технический результат - повышение точности измерения пройденного пути. 6 ил.

Изобретение относится к области неразрушающего контроля, а именно к инфракрасной диагностике и тепловизионным методам контроля. При проведении тепловизионного контроля теплоизоляции трубопровода движение тепловизионной камеры выполняют по винтовой линии вокруг трубопровода с частотой ее обращения, зависящей от изменения максимума температурного поля на наружной поверхности теплоизоляции трубопроводов в соответствии с законом движения максимума температуры газа наддува по длине трубопровода. При этом шаг винтовой линии при перемещении тепловизионной камеры вокруг трубопровода должен обеспечивать получение перекрывающихся термограмм с учетом технических характеристик тепловизионной камеры. Технический результат – повышение достоверности и информативности получаемых данных за счет обеспечения получения термограммы всей поверхности теплоизоляции трубопровода при однократном испытании. 2 ил.

Способ предназначен для выявления и количественной оценки нарушений минимальных расстояний в районе размещения опасных производственных объектов магистральных трубопроводов. Способ заключается в том, что по технически обработанным материалам аэрокосмической съемки, приведенным к виду, пригодному для анализа и интерпретации в видимом диапазоне спектра объектов, состоящих из линейной части и площадочных объектов, включающих компрессорные станции, станции охлаждения газа, газораспределительные станции, перекачивающие станции, насосные станции, подземные хранилища газа, нефти и продуктов их переработки, с учетом анализа исходных данных в виде технической документации этих объектов создают геопространственную основу с формированием отображения на материалах съемки объектов. Определяют буферные зоны по значениям минимальных расстояний согласно нормативным документам вокруг опасных объектов. Проводят дешифрирование материалов съемки в пределах этих буферных зон, при этом выявляют и ранжируют объекты окружения, а именно населенные пункты, отдельные промышленные и сельскохозяйственные предприятия, здания, сооружения, техногенные и природные объекты по группам и категориям согласно нормативным документам. Если объект k-ой группы объектов окружения находится снаружи буферной зоны с соответствующим значением минимального расстояния , то нахождение данного объекта устанавливает отсутствие нарушения, если объект k-ой группы объектов окружения находится внутри буферной зоны с соответствующим минимальным расстоянием , то его нахождение является нарушением, после чего измеряют кратчайшее расстояние до оси трубопроводов для линейной части или до границы ограждения территории площадочного объекта трубопроводов и составляют перечень объектов окружения опасных объектов, нахождение которых нарушает пределы минимальных расстояний, установленных соответствующими нормативным документам от опасных объектов до объектов окружения со значениями нормативных и реальных расстояний. Для каждого объекта окружения опасных объектов, находящегося внутри буферной зоны минимальных расстояний, вокруг его территории строят буфер со значением минимального расстояния, определенного для данного класса объектов окружения, определяют точки пересечения буфера с осью трубопроводов, измеряют длину участка трубопроводов, находящегося в области построенного вокруг объекта окружения буфера, и производят количественную оценку нарушений минимальных расстояний с указанием локальных линейных координат участков трубопроводов, которые потенциально опасны для выявленных в зоне минимальных расстояний объектов окружения опасных объектов. В результате достигается возможность определять и количественно оценивать потенциально опасные участки опасных объектов.

Группа изобретений относится к диагностике состояния линейной части магистральных трубопроводов (ЛЧ МТ), в частности к обнаружению и наблюдению за изменением технического состояния объектов магистральных трубопроводов. Заявленное устройство включает, размещенные в корпусе блок приема-передачи глобальной навигационной системы, цифровую видеокамеру, тепловизионную камеру, лазерный дальномер, модуль управления процессом съемки, блок передачи записанных данных, блок приема управляющих команд от блока сбора и обработки информации, исполнительный блок. Устройство выполнено с возможностью перемещения вдоль токопроводящих направляющих, установленных на опорах выше уровня ЛЧ МТ. Заявленный способ заключается в том, что заявленное устройство перемещают по токопроводящим направляющим вдоль участка ЛЧ МТ, производят прием, запись и передачу данных блоку сбора и обработки информации, размещенному на удаленном диспетчерском пункте, определяют местоположение участков ЛЧ МТ с выявленными нарушениями. Группа изобретений позволяет обеспечить непрерывность комплексного мониторинга за состоянием линейной части магистральных нефтепроводов. 2 н. и 5 з.п. ф-лы, 3 ил.

Группа изобретений относится к области дистанционного контроля герметичности газонефтесодержащего оборудования и может быть использована для определения места утечки жидкости или газа из магистрального трубопровода, находящегося в траншее под грунтом. Сущность: устройство, реализующее способ, содержит синхронизатор (1), четыре канала передачи сигналов, переключатель (7) сектора обзора, генератор (8) строб-импульса, четырехцветный индикатор (9), тепловизионный датчик (10), телевизионный датчик (11), блок (12) приема, n-отводную линию (13.1-13.n) задержки, сумматор (14), процессор (15) с программным обеспечением, монитор (16). Каждый из каналов передачи и приема сигналов состоит из передатчика (2.1-2.4), антенного переключателя (3.1-3.4), приемопередающей антенны (4.1-4.4), приемника (5.1-5.4), блока (6.1-6.4) обработки. Технический результат: повышение точности определения места утечки посредством формирования узкой диаграммы направленности приемных антенн за счет синтезирования их апертуры. 2 н.п. ф-лы, 5 ил.

Предложено устройство для обнаружения протечки регулирующего устройства для текучей среды. Устройство для обнаружения протечки регулирующего устройства для текучей среды содержит: множество каналов, причем один из каналов выполнен с возможностью приема нагнетающего давления, другой канал выполнен с возможностью приведения в действие исполнительного механизма, и еще один канал соединен с продувочным отверстием крышки регулирующего устройства для текучей среды с обеспечением возможности сообщения; сильфон, расположенный между проходным отверстием регулирующего устройства для текучей среды и продувочным отверстием, с возможностью по существу препятствовать протеканию технологической текучей среды в продувочное отверстие; датчик для измерения значения давления в продувочном отверстии; и процессор для сравнивания указанного значения давления с заданным значением давления или предварительно измеренным значением давления для идентификации факта выхода значения давления за пределы заданного порога. Технический результат – возможность обеспечения улучшения безопасности отслеживания протечки сильфона путем идентификации изменений давления в продувочном отверстии. 9 з.п. ф-лы, 3 ил.

Изобретение относится к контрольно-измерительной технике и может быть использовано для текущего контроля герметичности технологического оборудования с диэлектрическими или агрессивными жидкостями.Техническим результатом изобретения является обеспечение возможности обнаружения утечек диэлектрических жидкостей, а также повышение оперативности обнаружения утечек, который достигается за счет того, что способ обнаружения утечек технологических жидкостей, характеризующийся тем, что при утечке технологическую жидкость собирают в накопительном лотке, затем срабатывает сигнальное реле, отличается тем, что первоначально задают значение порога срабатывания сигнального реле, устанавливают накопительный лоток под технологическим оборудованием в месте возможного образования утечек, после чего непрерывно измеряют массу накопительного лотка и передают электрический сигнал, эквивалентный массе лотка, в сигнальное реле, при протечке технологическая жидкость накапливается в лотке, при этом увеличиваются масса лотка и значение электрического сигнала до заданного в сигнальном реле порога, после превышения которого срабатывает сигнальное реле, которое включает элементы световой и звуковой сигнализации. 2 ил.

Изобретение относится к контрольно-измерительной технике и может быть использовано для текущего контроля герметичности технологического оборудования с диэлектрическими или агрессивными жидкостями. Техническим результатом изобретения является обеспечение возможности обнаружения утечек диэлектрических жидкостей, предотвращение разлива протекшей жидкости, а также повышение оперативности обнаружения утечек, который достигается за счет того, что способ обнаружения утечек технологических жидкостей, характеризующийся тем, что при утечке технологическую жидкость собирают в накопительном лотке, затем срабатывает сигнальное реле, отличается тем, что первоначально задают два значения срабатывания сигнального двухпорогового реле, устанавливают накопительный лоток под технологическим оборудованием в месте возможного образования утечек, размещают в лотке входной патрубок насоса, после чего непрерывно измеряют массу накопительного лотка и передают электрический сигнал, эквивалентный массе лотка, в сигнальное двухпороговое реле, при протечке технологическая жидкость накапливается в лотке, при этом увеличивается масса лотка и значение электрического сигнала до заданного в сигнальном реле первого порога, после превышения которого срабатывает сигнальное реле, которое включает элементы световой и звуковой сигнализации, после превышения второго порога повторно срабатывает сигнальное реле и включает насос, который откачивает жидкость из лотка через входной и выходной патрубки в накопительную емкость, при снижении уровня жидкости ниже второго порога сигнальное реле отключает насос. 2 ил.

Изобретение относится к контрольно-измерительной технике и может быть использовано для текущего контроля герметичности технологического оборудования с диэлектрическими или агрессивными жидкостями. Техническим результатом изобретения является обеспечение возможности обнаружения утечек диэлектрических жидкостей, предотвращение разлива протекшей жидкости, а также повышение оперативности обнаружения утечек, который достигается за счет того, что установка для обнаружения утечек технологических жидкостей, содержащая лоток и реле, отличается тем, что содержит рамную конструкцию, состоящую из двух шарнирно соединенных П-образных элементов, под шарнирным механизмом установлен блок сигнализации, в котором расположены электрические весы, таким образом, что к ним подвешен лоток с возможностью непрерывного измерения массы лотка, сигнальный выход весов подключен к двухпороговому реле, к первому выходу которого подключены элементы звуковой и световой сигнализации, расположенные на поверхности блока сигнализации, ко второму выходу реле подключен насос, который закреплен на рамной конструкции, при этом вводной патрубок насоса расположен в накопительном лотке, а выводной патрубок сообщается с емкостью для сбора жидкости. 3 з.п. ф-лы, 2 ил.
© Патентный поиск, поиск патентов на изобретения - FindPatent.RU 2012-2024
Политика конфиденциальности 2016-12-27 2016-12-27T11:49:11
Наверх