Способ обнаружения утечек нефти и нефтепродуктов

Авторы патента:

Сухарев Михаил Григорьевич (RU)

Карасевич Александр Мирославович (RU)

Косова Ксения Олеговна (RU)

F17D5/00 - Защитные устройства или устройства для наблюдения за оборудованием (защитные устройства фундаментов E02D 31/00; защита труб от износа или внутренних или внешних повреждений F16L 57/00; от коррозии или образования нежелательных отложений F16L 58/00; испытание устройств на герметичность G01M 3/00)

Владельцы патента RU 2610968:

Общество с ограниченной ответственностью "ПРОЕКТНО-АНАЛИТИЧЕСКИЙ ЦЕНТР "ЛОРЕС" (RU)

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 трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов и может использоваться для обнаружения утечек транспортируемой жидкости из трубопроводов.

Известен способ обнаружения утечек, основанный на сравнении расходов в двух контрольных сечениях трубопровода [Алиев Т.М., Карташева Р.И., Тер-Хачатуров А.А., Фукс В.Л. Методы и средства контроля малых утечек на магистральных нефте- и продуктопроводах. М., ВНИИОЭНГ, 1981. - с. 8-10]. Недостатком известного способа является большое количество ложных срабатываний при нестационарных режимах эксплуатации трубопровода.

Известен способ обнаружения утечек [RU 2368843], основанный на сравнении разности масс жидкости, поступившей в контролируемый участок и вышедшей из него за определенный промежуток времени, с изменением массы, рассчитанной по замерам давления на концах контролируемого участка. Недостатками известного способа являются плохая чувствительность к малым объемам утечки, а также необходимость установки измерителей расхода на обоих концах контролируемого участка.

Известны способы обнаружения утечек, основанные на регистрации акустического шума, сопровождающего наличие утечки [RU 2053436, RU 2221230, RU 2241174, US 6389881, US 6668619]. Недостатками известных способов являются необходимость оснащения трубопроводной системы дорогостоящим оборудованием, а также ложные срабатывания при наличии посторонних шумов (например, возникающих при эксплуатации трубопроводного оборудования).

Известен способ обнаружения утечек, основанный на вычислении вариации волны давления, возникающей в момент образования утечки, и сравнении ее с эмпирически определенным стандартным отклонением. Если вариация волны превышает стандартное отклонение, проверяется наличие падения давления. Если оно присутствует, подается сигнал об утечке. Недостатком известного способа является необходимость обнаружения волны давления. Чтобы уменьшить вероятность необнаружения волны, в RU 2525369 предлагается измерять давление и обрабатывать полученные значения с высокой частотой (например, 1 раз в 50 мс), что требует наличия надежных высокоскоростных сетей, мощных вычислительных систем и хранилищ данных большой емкости.

Известен способ идентификации утечек, основанный на определении распределения давления по длине трубопровода в течение определенного промежутка времени [RU 2421657]. Недостатком способа является необходимость измерения расхода, из-за ошибок измерения которого известный способ не позволяет идентифицировать утечку малого объема или определяет факт возникновения утечки спустя некоторое время, необходимое для накопления рассогласования между объемом жидкости, поступившей в контролируемый участок трубопровода и вышедшей из него. Более того, измерение расходов требует установки на обоих концах контролируемого участка измерителей расхода.

Наиболее близким способом идентификации утечек к заявляемому изобретению является техническое решение, описанное в патенте RU 2291345. Известный способ основан на обнаружении волн давления, возникающих в момент образования утечки и распространяющихся от места возникновения утечки к концам трубопровода. Недостатками этого способа являются ложные срабатывания, вызванные нестационарными процессами в трубопроводной системе, не связанными с утечкой, невозможность обнаружения утечек с малым расходом, а также необходимость оснащения датчиков давления вспомогательным оборудованием.

В основу предлагаемого изобретения положена задача создания способа обнаружения утечек нефти и нефтепродуктов, в т.ч. утечек малого объема, не требующего установки дополнительного измерительного оборудования, обеспечивающего высокую скорость идентификации момента возникновения утечки и не вызывающего ложных срабатываний в случае нестационарного режима функционирования трубопроводной системы. Поставленная задача решается тем, что по измерениям давления вдоль трассы трубопровода прогнозируется динамика изменения давления в предстоящий временной интервал. Прогнозируемое и фактическое (измеренное) значения давления сравниваются между собой с помощью непараметрического метода скорейшего обнаружения разладки, по результатам сравнения принимается решение о факте возникновения утечки.

Сущность предлагаемого способа заключается в следующем.

Обрабатываются замеры давления за интервал времени, в течение которого утечка не наблюдалась. На их основе прогнозируются значения давления в моменты следующих замеров. Тот факт, что при поступлении очередного замера фактическое значение давления оказалось значительно меньше прогнозируемого, служит сигналом о возникновении утечки.

Прогноз давления в момент времени следующего замера (для определенности t_k+1) строится с помощью процедуры нахождения тренда f(t) по замерам давления P(t) в моменты времени t₁, t₂, …, t_k [Сухарев М.Г. Методы прогнозирования. Учебное пособие. М.: РГУ нефти и газа, 2009 г., 208 с.].

Для принятия решения о наличии/отсутствии утечки в момент времени t_k+1 используется непараметрический метод скорейшего обнаружения разладки, частными формами реализации которого являются метод кумулятивных сумм, метод Гиршика-Рубина-Ширяева, экспоненциального сглаживания и т.д. [Бродский Б.Е. Проблемы и методы вероятностной диагностики / Бродский Б.Е., Дарховский Б.С. // Автоматика и телемеханика. 1999. Вып. 8. С. 3-55]. С этой целью вычисляется разность между прогнозируемым значением давления P(t_k+l) и измеренным ƒ(t_k+1): y(t_k+l)=P(t_k+1)-ƒ(t_k+1). Затем значение y(t_k+1) используется для нахождения значения решающей функции непараметрического метода скорейшего

обнаружения разладки d(t_k+1). По значению d(t_k+1) принимается решение о факте возникновения или отсутствия утечки: если d(t_k+1)=1, то в момент времени t_k+1 произошла утечка, подается сигнал об утечке, иначе - в момент времени t_k+1 утечки не было, проверяется наличие утечки в момент времени t_k+2.

Предлагаемый способ обладает следующими преимуществами:

- обнаруживает утечки с высокой скоростью,

- идентифицирует утечки малого объема,

- не требует установки дополнительного оборудования,

- может быть использован при нестационарных режимах работы трубопровода.

Сущность способа поясняется чертежами, где на фиг. 1 представлена структурная схема, иллюстрирующая предлагаемый способ обнаружения утечек, на фиг. 2-4 приведены графики, иллюстрирующие примеры реализации способа.

По трассе трубопровода (фиг. 1) установлен измеритель давления (Р) 1, данные с которого по системе телеметрии непрерывно поступают на вычислительное устройство 2.

Ниже приведены примеры конкретного выполнения предлагаемого способа.

На фиг. 2 представлены данные о замерах давления, производящихся с периодичностью 0,5 с. В момент времени t=581 (t - номер замера) происходит утечка.

Для каждого t находится значение тренда ƒ(t). Тренд ƒ(t) строится с помощью ортогональных полиномов по 20 предыдущим замерам давления. Вычисляются значения y(t). Данные о величинах y(t), 0≤t≤582 представлены на фиг. 3.

В примере для принятия решения о наличии/отсутствии утечки используется одна из частных форм реализации непараметрического метода скорейшего обнаружения разладки - метод кумулятивных сумм, решающая функция которого имеет вид d(t_k+1)=I{y(t_k+1)<N}, где I - индикатор, N<0 - критическое число. Значение N полагается равным -0,001.

Способ идентифицирует утечку в момент времени t=582 (фиг. 3), т.е. практически мгновенно, спустя 0,5 с после ее возникновения.

Рассмотрим другой пример - закрытие линейного крана на продуктопроводе, которое также сопровождается падением давления. Амплитуда изменения давления сопоставима с изменением давления при возникновении утечки. Замеры давления проводятся с периодичностью 0,5 с. Данные о замерах давления представлены на фиг. 4.

Для каждого t определяется тренд ƒ(t). Тренд ƒ(t) строится с помощью ортогональных полиномов по 20 предыдущим замерам давления. Вычисляются значения y(t).

Для принятия решения о наличии/отсутствии утечки используется метод кумулятивных сумм - частная форма реализации непараметрического метода скорейшего обнаружения разладки. Критическое число N полагается равным -0,001.

Моментов разладки предлагаемый способ не обнаруживает (сигнал о возникновения утечки не генерируется), т.е. ложного срабатывания при закрытии линейного крана не возникает.

Способ может быть применен в системах транспорта нефти и нефтепродуктов, а также в трубопроводных системах транспорта воды, газового конденсата, жидких химикатов и др.

Способ обнаружения утечек нефти и нефтепродуктов, включающий измерение давления по трассе трубопровода, причем 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.

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.

Устройство внутритрубной дефектоскопии // 2599072

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.

Способ мониторинга прочности полой детали, находящейся под внутренним давлением коррозионно агрессивной рабочей среды в условиях высокой температуры и воздействия переменной механической нагрузки // 2597716

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

Способ перемещения внутритрубного устройства в технологическом трубопроводе // 2596681

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

Система мониторинга состояния основного и вспомогательного оборудования // 2592089

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

Централизованная система противоаварийной автоматики магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов // 2588330

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).

Газотранспортная система и способ эксплуатации газотранспортной системы // 2587024

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.

Способ контроля положения трубопроводов надземной прокладки в условиях вечной мерзлоты // 2582428

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

Способ ранжирования технических устройств технологических установок химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих комплексов на основе их экспертно-бальной оценки // 2582029

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.

Аппаратно-программный комплекс мониторинга коррозионной защиты подземных сооружений // 2580610

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.

Способ контроля технологических режимов работы трубопровода // 2611132

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.

Общая магистраль системы мониторинга технического состояния магистрального трубопровода // 2612447

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.

Способ маркировки трубных изделий, трубное изделие с маркировкой и система идентификации трубных изделий // 2615329

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.

Носитель датчиков ультразвукового дефектоскопа // 2617225

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.

Способ преобразования диагностических данных внутритрубных обследований магистральных трубопроводов, работающих в реверсном режиме в вид, позволяющий проводить интерпретацию с использованием данных предыдущих инспекций, проведенных при работе нефтепровода в прямом режиме // 2617612

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.

Способ создания раскладки трубных секций по данным внутритрубного инспекционного прибора определения положения трубопровода // 2617628

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.

Способ управления эксплуатационными рисками трубопровода и система для него // 2630279

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.

Способ устранения взаимопродавливания скважин в газосборных шлейфах газовых промыслов крайнего севера // 2630323

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.

Внутритрубный снаряд с системой беспроводной передачи данных // 2635016

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.

Способ автоматического управления технологическими процессами куста газовых и газоконденсатных скважин // 2643884

Изобретение относится к области добычи природного газа и газового конденсата, в частности к управлению технологическими процессами куста скважин при добыче газа и газового конденсата. Используя результаты гидродинамических исследований и промысловых данных по всем скважинам, осуществляют настройку системы автоматического управления кустом газовых скважин (САУ КГС), которая обеспечивает в процессе эксплуатации автоматическое определение и поддержание максимального значения давления в газосборном коллекторе куста скважин. При этом реализуется автоматическое распределение нагрузки между скважинами куста пропорционально их геологическим возможностям по давлению. Обеспечивается автоматическая защита технологических режимов скважин, не допускающая выхода параметров скважин за установленные максимальные и минимальные ограничения. Автоматически стабилизируется работа куста скважин путем минимизации влияния существенных отклонений давления возникающих в коллекторе куста этих скважин в процессе его эксплуатации. 4 з.п. ф-лы., 2 ил.