Система контроля состояния трубопровода

Изобретение относится к защите трубопроводного транспорта, предназначено для наблюдения, обнаружения и локализации утечек, в т.ч. от несанкционированных врезок, а также гидратных или парафиновых пробок, и может быть использовано в различных отраслях народного хозяйства. Технический результат заключается в повышении точности и оперативности локации несанкционированных импульсов давления, сокращении времени обнаружения и точности определения места утечки, а также гидратной или парафиновой пробки, в автоматическом отсечении вышедшего из строя участка трубопровода, не дожидаясь команды диспетчера. Система контроля состояния трубопровода включает аналого-цифровой преобразователь, к которому подключены персональный компьютер, генератор гидравлических импульсов в качестве источника возбуждения импульса, размещенный в начале контролируемого участка трубопровода, и интеллектуальные преобразователи давления в виде тензометрических преобразователей давления с встроенным преобразователем температуры, в которых данные с датчиков в аналого-цифровом преобразователе преобразуются в цифровую форму с разрешением до 0,001 МПа и частотой опроса до 1024 Гц. 3 з.п. ф-лы, 2 ил.

 

Изобретение относится к защите трубопроводного транспорта и предназначено для наблюдения, обнаружения и локализации утечек, в т.ч. от несанкционированных врезок, а также гидратных или парафиновых пробок, и может быть использовано в различных отраслях народного хозяйства.

Известны гидроакустическая система обнаружения утечек нефтепродуктопровода (RU 2462656), различные средства обнаружения повреждения трубопроводов, основанные на методе диагностики акустических волн (SU 1308850, 1395966, 1710930, RU 2181881, 2206817, 2249803, 2328020, полезные модели RU 108551, 33223, 46579, 49253, 60721, 97534, US 6530363, 6595038, 6925881).

Общим недостатком указанных систем, использующих акустический метод, является недостаточная точность из-за влияния на показатели помех звукового диапазона в районе работы промышленных объектов, звуковых частот от работающего насосного оборудования и др.

Наиболее близкой к заявляемой системе по технической сущности и достигаемому результату является система контроля, реализующая основанный на методе ударных волн способ обнаружения места утечки жидкости из трубопровода по патенту RU 2197679 - прототип.

Система содержит аналого-цифровой преобразователь, к которому подключены персональный компьютер, источник возбуждения импульса - гидравлический генератор волн давления, размещенный в начале контролируемого участка трубопровода, и пьезоэлектрические датчики, установленные по концам участка. Система позволяет определять место утечки жидкости из трубопровода по интервалу времени между зондирующей и отраженной гидроударными волнами и расстояние до места утечки - по местоположению стандартного снаряда. Система не предполагает автоматического закрытия кранов аварийного участка трубопровода. Система не обнаруживает другие нарушения режимов эксплуатации, такие как гидратные или парафиновые пробки. В качестве генератора гидравлических импульсов выступает импульс от открытия или закрытия задвижки на аварийный трубопровод.

Система по прототипу не работоспособна при малых давлениях, зашумленных процессах, разрывах сплошности потока, перекачке осложненных продуктов, т.к. использует сканирующий импульс от открытия или закрытия задвижки на аварийный трубопровод, характеризуемый небольшой амплитудой и высокочастотным спектром.

К недостаткам прототипа относится невысокая точность из-за большой длительности фронта изменения давления и его быстрого затухания.

Технический результат заключается в повышении точности и оперативности локации несанкционированных импульсов давления, сокращении времени обнаружения и точности определения места утечки, а также гидратной или парафиновой пробки, в автоматическом отсечении вышедшего из строя участка трубопровода, не дожидаясь команды диспетчера.

Технический результат достигается тем, что система контроля состояния трубопровода включает аналого-цифровой преобразователь, к которому подключены персональный компьютер, источник возбуждения импульса, размещенный в начале контролируемого трубопровода, и датчики давления, установленные по концам участка. Новым является то, что в качестве источника возбуждения импульса использован генератор гидравлических импульсов, создающий мощный сканирующий одиночный импульс давления в транспортируемой среде трубопровода заданных малой длительности и большой амплитуды. В качестве фиксирующих импульсы датчиков давления использованы интеллектуальные преобразователи давления, в которых данные с датчиков в аналого-цифровом преобразователе преобразуются в цифровую форму с разрешением до 0,001 МПа и частотой опроса до 1024 Гц. Система снабжена соединенными линиями связи через контроллер с персональным компьютером лабораторным испытательным стендом, работающим в режиме обучения для сравнения эталонных кривых давления с полученными, и через реле подсоединенным к контроллеру узлом автоматического управления задвижкой с электрическим приводом контролируемого участка трубопровода при возникновении критической скорости изменения давления. Причем генератор гидравлических импульсов может быть выполнен в виде пневмовибратора, образующего импульс в транспортируемой среде трубопровода заданной формы, длительности, частоты и амплитуды. Интеллектуальные преобразователи давления могут быть выполнены в виде тензометрических преобразователей давления с встроенным преобразователем температуры и снабжены элементами грозозащиты входных и выходных цепей от помех и перенапряжений. Интеллектуальные преобразователи давления установлены попарно от задвижки на концах контролируемого участка трубопровода.

Изобретение поясняется выполнением системы контроля состояния трубопровода с сопровождающими чертежами, на которых представлены:

фиг. 1 - блок-схема системы контроля;

фиг. 2 - схема интеллектуального преобразователя давления.

Система контроля состояния трубопровода содержит установленные последовательно на начале контролируемого трубопровода 1 генератор гидравлических импульсов - пневмовибратор 2 (питание на фиг. 1 не указано) и по обеим сторонам от задвижки 3 крана пару интеллектуальных преобразователей давления в виде тензометрических преобразователей давления 4 с элементами искрозащиты и грозозащиты (фиг. 1). Тензометрические преобразователи давления 4 работают в дистанционном режиме с питанием от внешнего источника напряжения и обменом информацией с вторичными регистрирующими устройствами по протоколу RS-233 через интерфейс RS-485. Тензометрические преобразователи давления 4 имеют защиту входных и выходных цепей от грозовых помех и перенапряжений, осуществляемую посредством расположенных в них элементов грозозащиты. Линиями связи пары тензометрических преобразователей давления 4 через клеммную коробку 5, клеммные вводы 6 и барьер искрозащиты 7 соединены с персональным компьютером 8, к которому через контроллер 9 посредством клеммных соединителей 10 подсоединены лабораторный испытательный стенд 11 и посредством реле 12 - узел 13 автоматического управления задвижкой. Контроллер 9 через модем связан с пультом 14 управления диспетчера. В состав системы контроля также входят подключенная к контроллеру 9 система телемеханики 15 магистрального трубопровода посредством выведенных на клеммные соединители 10 цепей телесигнализации (ТС), телеуправления (ТУ) и телеизмерения (ТИ). Каждый рабочий модуль контроллера 9 обслуживает пару тензометрических преобразователей давления 4 с опросом через заданные промежутки времени. Система телемеханики 15 магистрального трубопровода передает состояние ТС, ТУ и ТИ по линиям связи в диспетчерский пункт 14. Состояние ТС, ТУ и ТИ контролируется диспетчером при помощи программного обеспечения, входящего в комплект телемеханики 15 магистрального трубопровода. Основные программные уставки контроллера 9 задаются обслуживающим персоналом компьютера 8 посредством сервисного устройства, подключенного к контроллеру системы через интерфейсный кабель по протоколу RS-232 через интерфейс RS-485.

В основу работы системы положен метод ударных волн, суть которого заключается в следующем. При разгерметизации трубопровода возникает снижение давления в месте утечки и возникающий отрицательный импульс давления в виде ударной волны распространяется в обе стороны по транспортируемой среде (газоконденсат, нефть, нефтепродукты или другая жидкость). При возникновении пробки (газогидратной или парафиновой) возникает повышение давления в месте пробки и при прохождении сканирующего импульса возникают положительные импульсы, которые распространяются в обе стороны по транспортируемой среде (газоконденсат, нефть, нефтепродукты или другая жидкость). Амплитуда и частотный спектр импульсов зависят от характера нарушения режима эксплуатации (утечки или пробки). Из-за вязкостного трения амплитуда импульса по длине трубопровода снижается, а фронты импульса становятся более пологими.

Сканирующий импульс давления создают в начале контролируемого участка трубопровода 1 с помощью пневмовибратора 2, который образует в транспортируемой среде одиночный импульс заданной формы, длительности и частотной характеристики, а также амплитуды, которая превышает амплитуду импульса прототипа от открытия задвижки в 5-10 раз. Для регистрации сканируемых импульсов малой длительности, но большой амплитуды до 10 МПа требуются высокоточные помехоустойчивые преобразователи давления, например тензометрические (фиг. 2). В состав тензометрического преобразователя давления входит тензометрический датчик давления 16. С чувствительного элемента тензометрического датчика давления 16 выходной сигнал в виде напряжения поступает на один из входов многоканального аналого-цифрового преобразователя (АЦП) 17, а к другому входу АЦП подключен выход преобразователя температуры 18, формирующий напряжение, пропорциональное температуре, что позволяет в дальнейшем программным путем корректировать температурную погрешность тензометрического датчика давления 16. Управление работой всего устройства осуществляется микроконтроллером 19, который задает режим работы АЦП 17, обрабатывает полученные от него результаты и обеспечивает связь со вторичным устройством, например с внешним контроллером системы, а для временной привязки измеренных значений давления, записываемых в память 20, в преобразователе имеются часы 21 реального времени. Передача информации в контроллер или любое другое вторичное устройство производится по протоколу RS-232 через интерфейс RS-485. Импульсы фиксируются тензометрическими преобразователями давления 4, тензометрическим датчиком 16 и преобразуются в цифровую форму с разрешением до 0,001 МПа и частотой опроса до 1024 Гц в аналого-цифровом преобразователе 17 и записываются в персональном компьютере 8. Алгоритм работы тензометрических преобразователей давления 4 включает получение значений выходных величин преобразователя при различных комбинациях входных величин и их обратное преобразование в оцениваемые значения входных величин с аппроксимацией передаточных функций преобразователя и измерение входных величин с помощью эталонных измерительных каналов. Аппроксимация осуществляется в обучающей системе лабораторного испытательного стенда 11. Лабораторный испытательный стенд 11 работает в режиме обучения: исследует трубопровод в правильном режиме эксплуатации, создает эталонные кривые давления с учетом дополнительных импульсов, возникающих от действующего технологического оборудования (насосы, разветвления, повороты, изменения диаметров труб), выявляет частотные диапазоны, вычисляет необходимые физические характеристики трубопровода: скорость распространения ударных волн с учетом температурного фактора и характеристик транспортируемого продукта, его химического состава и физических характеристик. При распространении исходного импульса через место нарушения режима эксплуатации (утечку или пробку) возникают дополнительные импульсы, которые распространяются по сканируемому участку трубопровода длины со скоростью волны в данной среде v вправо и влево от него. Данные импульсы фиксируется тензометрическими преобразователями давления 4. После определения времени t1 прохождения импульса от источника до интеллектуального датчика при известной скорости v определяют расстояние до места нарушения режима эксплуатации х1 по формуле: Погрешность определения места нарушения режима эксплуатации составляет до 1,5% от длины контролируемого участка, а влияние скорости течения составляет до 0,1% в зависимости от перекачиваемого продукта (нефть, нефтепродукт, газоконденсат). О характере нарушения режима эксплуатации (утечке или пробке) судят по изменению амплитудно-частотной и фазочастотной характеристик отраженного сигнала волнового поля. Информация о нарушениях режима эксплуатации, сопровождающаяся звуковым и световым сигналами, передается на пульт 14 управления диспетчера оператору с указанием номера линейного трубопровода и расстояния до места нарушения режима эксплуатации. При этом контроллером 9 подается импульс ТУ /реле 12/ на узел 13 управления задвижкой с заданной задержкой и длительностью, автоматически, не дожидаясь команды диспетчера, осуществляется отсечение аварийного участка трубопровода и включение аварийного трубопровода (на чертеже не показан).

Система контроля состояния трубопровода обеспечивает высокую точность локации и идентификацию несанкционированных скачков давления, возникающих из-за врезок, других изменений режимов эксплуатации, сопровождаемых утечками, а также из-за гидратных или парафиновых пробок, быстрое обнаружение места источника скачка давления, которое составляет не более 3-х минут с точностью не более 200 метров. Система обеспечивает автоматическое отсечение вышедшего из строя участка трубопровода, не дожидаясь команды диспетчера, а низкое требование к пропускной способности канала передачи данных позволяет использовать разнообразные каналы связи: УКВ, GSM/GPRS, выделенные или коммутируемые телефонные линии, оптико-волоконные каналы связи, другие каналы связи, способные обеспечить скорость передачи данных не менее 9600 б/с.

Система работоспособна при малых давлениях, зашумленных процессах, разрывах сплошности потока, перекачке осложненных продуктов и найдет широкое применение для осуществления безаварийной работы трубопроводов нефти, нефтепродуктов или газа, а также водопроводных систем городов.

1. Система контроля состояния трубопровода, включающая аналого-цифровой преобразователь, к которому подключены персональный компьютер, источник возбуждения импульса, размещенный в начале контролируемого участка трубопровода, и датчики давления, установленные по концам участка, отличающаяся тем, что в качестве источника возбуждения импульса использован генератор гидравлических импульсов, создающий мощный сканирующий одиночный импульс давления в транспортируемой среде трубопровода заданных малой длительности и большой амплитуды, а в качестве фиксирующих импульсы датчиков давления использованы интеллектуальные преобразователи давления, в которых данные с датчиков в аналого-цифровом преобразователе преобразуются в цифровую форму с разрешением 0,001 МПа и частотой опроса до 1024 Гц, причем система снабжена соединенными линиями связи через контроллер с персональным компьютером лабораторным испытательным стендом, работающим в режиме обучения для сравнения эталонных кривых давления с полученными, и через реле подсоединенным к контроллеру узлом автоматического управления задвижкой с электрическим приводом контролируемого участка трубопровода при возникновении критической скорости изменения давления.

2. Система по п. 1, отличающаяся тем, что генератор гидравлических импульсов выполнен в виде пневмовибратора, образующего импульс в транспортируемой среде трубопровода заданной формы, длительности, частоты и амплитуды.

3. Система по п. 1, отличающаяся тем, что интеллектуальные преобразователи давления выполнены в виде тензометрических преобразователей давления с встроенным преобразователем температуры и снабжены элементами грозозащиты входных и выходных цепей от помех и перенапряжений.

4. Система по п. 1, отличающаяся тем, что интеллектуальные преобразователи давления установлены попарно от задвижки на концах контролируемого участка трубопровода.



 

Похожие патенты:

Заявляемое изобретение относится к области неразрушающего контроля трубопроводного транспорта, в частности к устройствам внутритрубной диагностики, и предназначено для пространственной привязки результатов их измерений, привязки координат обнаруженных дефектов к координатам земной поверхности.

Изобретение относится к области теплоэнергетики и может быть использовано при эксплуатации оборудования тепловых электростанций для мониторинга прочности ответственного оборудования.

Изобретение относится к области очистки внутренней полости и внутритрубного диагностирования технологических трубопроводов перекачивающих станций жидких углеводородов и нефтеперерабатывающих предприятий.

Изобретение относится к системам мониторинга состояния основного и вспомогательного оборудования. Технический результат заключается в повышении эффективности и безопасности эксплуатации промышленного оборудования.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано на трубопроводах в качестве централизованной системы автоматических защит от превышения давления, обеспечивающей безаварийность технологического процесса транспортировки нефти (нефтепродуктов).

Группа изобретений относится к трубопроводному транспорту. Для защиты от коррозии в трубопроводе используется катодная защитная система, которая содержит множество расположенных в почве стержней заземления, которые электрически соединены каждый с почвой и электрически связаны с находящимся в соединении с почвой трубопроводом.

Изобретение относится к области инженерной геодезии и может быть использовано для контроля положения трубопроводов надземной прокладки. На сваи опор трубопровода устанавливают деформационные марки.

Способ предназначен для обеспечения промышленной безопасности технологического оборудования установок. Способ включает анализ требований нормативных документов на технические устройства и занесение сведений об их характеристиках в информационную базу данных, оценку технического состояния технических устройств в разные периоды эксплуатации их с учетом их технического состояния до начала эксплуатации, формирование общей информационной базы данных о фактическом техническом состоянии устройств в разные периоды времени и динамики развития технического состояния в будущем на основе сведений, полученных при оценке технического состояния на предыдущих стадиях.

Изобретение относится к области автоматизированных систем мониторинга и диагностики технического состояния металлических подземных сооружений. Технический результат - повышение качества комплексного дистанционного мониторинга и анализа уровня коррозионной защиты подземных сооружений для определения причин возникновения коррозии и принятие своевременных мер по ее предотвращению.

Новое техническое решение обеспечивает расширение функциональных возможностей, повышение удобства и снижение трудоемкости обслуживания, а также создание компактной конструкции контрольно-измерительного пункта, благодаря тому, что стойка контрольно-измерительного пункта выполнена из отрезка трубы прямоугольного поперечного сечения, на верхнем торце которой размещен клеммный терминал, содержащий опорно-соединительное кольцо, на внутренней поверхности которого выполнены держатели в виде вертикальных направляющих с пазами, в которых установлены взаимозаменяемые клеммные панели; на каждой клеммной панели выполнена сетка монтажных отверстий, при этом соседние отверстия расположены на одинаковом расстоянии друг от друга, крышка выполнена в виде съемного колпака, представляющего собой четырехгранную призму, установленную с возможностью взаимодействия с опорно-соединительным кольцом, километровый знак выполнен сборно-разборным и состоит из двух указательных пластин и двух соединительных кронштейнов.

Изобретение относится к области трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов и предназначено для оперативного обнаружения утечек транспортируемой жидкости из трубопроводов. Способ обнаружения утечек нефти и нефтепродуктов, включающий измерение давления по трассе трубопровода, по результатам замеров строят прогноз давления в момент времени следующего замера, вычисляют разности между прогнозируемым и измеренным значением давления, принимают решение о факте возникновения или отсутствия утечки по значению решающей функции непараметрического метода скорейшего обнаружения разладки. Технический результат - повышение скорости обнаружения утечек. 4 ил.

Изобретение относится к области магистрального транспорта нефти и нефтепродуктов, а именно к способу контроля технологических режимов в процессе эксплуатации трубопровода на основе обработки данных системы диспетчерского контроля управления по фактической цикличности рабочего давления перекачиваемой среды. Технический результат - повышение надежности эксплуатации трубопровода за счет прогнозирования и выявления моментов перехода работы трубопровода в опасный режим эксплуатации с точки зрения накопления циклических повреждений, приводящих к росту усталостных дефектов до определенного состояния.

Изобретение относится к области непрерывного мониторинга технического состояния магистрального трубопровода, предназначенного для транспортировки газообразных и жидких веществ, и позволяет максимально использовать имеющуюся в эксплуатирующих организациях инфраструктуру для управления технологическими процессами трубопровода. Технический результат состоит в обеспечении отказоустойчивости и ремонтопригодности общей магистрали, передающей информацию о состоянии всех участков трубопровода за счет введения программируемого маршрутизатора дистанционной магистрали, что позволяет диагностировать вид и место неисправности дистанционной магистрали, а также управлять подключением датчиков поврежденной магистрали к соседним магистралям Система включает набор датчиков для измерения параметров текущего состояния трубопровода, систему сбора данных, систему обработки измеренных параметров состояния трубопровода, секции датчиков подключены через общую магистраль, передающую информацию о состоянии всех участков трубопровода. 3 ил.

Изобретение относится к области маркировки и последующей идентификации трубных изделий. Технический результат - обеспечение возможности идентификации завода-изготовителя трубных секций как во время строительства и реконструкции трубопровода, так и в процессе эксплуатации трубопровода подземной прокладки при проведении плановой и внеплановой инспекции с использованием внутритрубного инспекционного прибора. Способ маркировки трубных изделий характеризуется тем, что осуществляют кодирование идентификационной информации путем ее преобразования из десятичной системы счисления в шестнадцатеричную систему счисления, рассчитывают геометрические размеры элементов маркировки, соответствующие полученным значениям идентификационной информации в шестнадцатеричной системе счисления, после чего в соответствии с рассчитанными геометрическими размерами наносят элементы маркировки путем наплавления металла на наружную поверхность трубного изделия. 3 н. и 12 з.п. ф-лы, 4 ил.

Изобретение относится к устройству и способу контроля технического состояния магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов, а также газопроводов путем пропуска внутри трубопровода ультразвукового дефектоскопа с установленными на нем носителями датчиков. Заявленный носитель датчиков ультразвукового дефектоскопа используется при ультразвуковой диагностике трубопроводов и может быть установлен как на ультразвуковом дефектоскопе, так и на комбинированном магнито-ультразвуковом дефектоскопе. Носитель датчиков ультразвукового дефектоскопа оснащен блоками датчиков, которые шарнирно установлены на упруго деформирующихся полиуретановых кольцах, что повышает гибкость носителя датчиков во всех плоскостях и позволяет дефектоскопу с установленным на нем носителе датчиков ультразвукового дефектоскопа при движении в трубопроводе преодолевать повороты трубопровода без потери диагностической информации, так как шарнирное крепление блоков датчиков обеспечивает постоянное с заданным зазором прилегание датчиков к внутренней поверхности трубопровода при движении дефектоскопа как по прямым участкам трубопровода, так и в поворотах. 5 ил.
Изобретение относится к методам неразрушающего контроля трубопроводов и может быть использовано для обработки диагностических данных внутритрубных обследований магистральных трубопроводов. Диагностические данные, полученные при внутритрубном обследовании магистральных трубопроводов, работающих реверсном режиме, преобразуют в вид, позволяющий проводить интерпретацию с использованием данных предыдущих инспекций, проведенных при работе нефтепровода в прямом режиме. Для преобразования используют предложенный алгоритм. Заявленный способ улучшает качество интерпретации.
Изобретение относится к способу обработки данных внутритрубных дефектоскопов. Для осуществления способа загружают диагностические данные внутритрубного инспекционного прибора определения положения трубопровода (ВИП ОПТ) через интерфейс передачи входных данных. Затем выполняют предварительную фильтрацию с целью убрать шум от механического движения ВИП ОПТ. После вычисления списка критериев для определения порога, превышение которого является признаком наличия поперечного сварного шва на трубопроводе, производят поиск областей превышения порога и запись результатов в базу данных. Технический результат заявленного способа состоит в создании раскладки трубных секций для ее дальнейшего использования в процессе обработки диагностических данных.

Группа изобретений относится к трубопроводному транспорту и может быть использована в области управления эксплуатационными рисками технических объектов. Способ управления эксплуатационными рисками трубопровода включает мониторинг технического состояния трубопровода посредством измерения магнитного, электрического, теплового и акустического полей в качестве параметров текущего состояния трубопровода. Измерения осуществляют при помощи распределенных или квазираспределенных волоконно-оптических датчиков, расположенных непрерывно по всей длине трубопровода в виде секций. В результате анализа отклонения измеренных полей от нормы, включенной в модель состояния трубопровода, выявляют на трубопроводе участки проявления отклонений. В указанных участках осуществляют местную диагностику состояния трубопровода. В случае обнаружения дефекта трубопровода при местной диагностике включают описание дефекта в модель состояния трубопровода для обнаружения указанного или аналогичного дефекта в дальнейшем или для предупреждения его возникновения. Также изобретение касается системы управления эксплуатационными рисками трубопровода для реализации вышеуказанного способа. 2 н. и 18 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к области добычи природного газа и, в частности, к устранению взаимопродавливания скважин, работающих на общий коллектор в реальном масштабе времени. Техническим результатом является повышение точности определения правильности выбора режима работ ГСШ с общим коллектором в реальном масштабе времени. Способ включает назначение режимов его эксплуатации в рамках технологических ограничений, которые определяются расчетным методом по результатам газогидродинамических исследований скважин. При этом в процессе эксплуатации месторождения, используя средства телеметрии и АСУ ТП установки комплексной подготовки газа (УКПГ), с заданным шагом квантования измеряют фактические давления газа на коллекторе каждого куста скважин и в конце газосборного шлейфа (ГСШ), а также расход газа каждого куста скважин, и, используя измеренные данные и паспортные характеристики ГСШ в реальном масштабе времени, вычисляют давление газа в точках подкачки и строят синхронизированные во времени графики пар давлений: измеренного на коллекторе куста и рассчитанного для точки подкачки, к которой он подключен, а также измеренного давления в конце ГСШ и рассчитанного для последней точки подкачки перед УКПГ, и, как только будет выявлено, что разность одной из пар давлений стала меньше заданного порога, значение которого назначают по результатам последних газогидродинамических испытаний скважин и заданному режиму работы УКПГ, оператору УКПГ выдается сообщение о выявлении проблем в работе ГСШ и (или) соответствующего куста газовых скважин, а также рекомендуемый перечень индивидуальной последовательности операций по парированию возникшей ситуации на проблемном участке, и, используя этот перечень, оператор установки принимает окончательное управляющее решение по устранению проблемы. 2 ил.

Группа изобретений относится к устройствам для внутритрубного неразрушающего контроля трубопроводов. Техническим результатом является повышение эксплуатационной надежности внутритрубного снаряда на основе использования беспроводных средств передачи данных и управляющих сигналов между внешними относительно снаряда внутритрубными средствами измерения, диагностики и управления и бортовыми средствами обработки и хранения. Внутритрубный снаряд содержит электронную систему снаряда, содержащую средства беспроводной передачи данных, которые содержат по меньшей мере один высокочастотный передатчик электромагнитных сигналов и средства измерений и обработки данных измерений, содержащие по меньшей мере один измерительный модуль и по меньшей мере один модуль обработки данных, причем средства беспроводной передачи данных содержат также по меньшей мере один высокочастотный приемник электромагнитных сигналов для приема передаваемых данных, подключенный к модулю обработки данных. 4 н. и 69 з.п. ф-лы, 4 ил.

Изобретение относится к защите трубопроводного транспорта, предназначено для наблюдения, обнаружения и локализации утечек, в т.ч. от несанкционированных врезок, а также гидратных или парафиновых пробок, и может быть использовано в различных отраслях народного хозяйства. Технический результат заключается в повышении точности и оперативности локации несанкционированных импульсов давления, сокращении времени обнаружения и точности определения места утечки, а также гидратной или парафиновой пробки, в автоматическом отсечении вышедшего из строя участка трубопровода, не дожидаясь команды диспетчера. Система контроля состояния трубопровода включает аналого-цифровой преобразователь, к которому подключены персональный компьютер, генератор гидравлических импульсов в качестве источника возбуждения импульса, размещенный в начале контролируемого участка трубопровода, и интеллектуальные преобразователи давления в виде тензометрических преобразователей давления с встроенным преобразователем температуры, в которых данные с датчиков в аналого-цифровом преобразователе преобразуются в цифровую форму с разрешением до 0,001 МПа и частотой опроса до 1024 Гц. 3 з.п. ф-лы, 2 ил.

Наверх