Общая магистраль системы мониторинга технического состояния магистрального трубопровода

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 непрерывного мониторинга технического состояния магистрального трубопровода (трубопровода), предназначенного для транспортировки газообразных и жидких веществ, и позволяет максимально использовать имеющуюся в эксплуатирующих организациях инфраструктуру для управления технологическими процессами магистрального трубопровода.

Известно техническое решение, раскрытое в патенте РФ №2451874. Сущность известной группы изобретений заключается в том, что протяженный магистральный трубопровод разделяют на участки. Каждый из участков, подлежащих мониторингу, оснащают датчиками, обеспечивающими измерение физических величин, влияющих на техническое состояние магистрального трубопровода. Размер и количество участков, подлежащих мониторингу, зависит от рельефа (профиля) земной поверхности, характеристик грунтов, сейсмической и тектонической активности в зоне расположения участка, параметров трубопровода, дополнительных параметров, которые могут быть и не известны на дату проектирования системы, а добавлены позднее в результате новых знаний об объекте. Соответственно и оснащение датчиками отдельных участков будет различным. Один участок может содержать N датчиков, другой - М датчиков. В процессе мониторинга измеряют с помощью датчиков физические параметры, характеризующие текущее техническое состояние МТ.

Недостатками наиболее близкого аналога являются следующие:

1. В указанном способе длина участков трубопровода выбирается по неопределенным критериям, при этом локализация результатов мониторинга осуществляется с точностью до участка трубопровода, т.е. с точностью, по крайней мере, нескольких километров до нескольких километров.

2. Каждый участок трубопровода предлагается оснастить набором датчиков, номенклатура которых остается открытой, а количество датчиков, размещаемых на участке, задается из практических соображений, то есть состав датчиков для конкретного участка может существенно отличаться от состава датчиков для другого участка. При этом существенно усложняются алгоритмы сбора данных и алгоритмы интерпретации технического состояния участков трубопровода, поскольку состав диагностической информации (состав набора датчиков) для каждого конкретного участка отличается от состава датчиков на других участках.

3. Датчики закладываются на некотором расстоянии друг от друга, вследствие чего не исключена возможность «слепых пространств» вдоль трубопровода, не охваченных системой мониторинга.

4. Информация с датчиков опрашивается с определенным временным дискретом, вследствие чего не исключена возможность «слепых временных зон» в мониторинге трубопровода.

5. В указанном техническом решении отсутствует описание способов и средств доставки информации о состоянии контролируемого трубопровода к персоналу, отвечающему за безопасную эксплуатацию трубопровода.

Наиболее близким аналогом является техническое решение, раскрытое в патенте RU 2563419, в котором описаны способ и система мониторинга технического состояния трубопровода. Способ включает установку датчиков на трубопроводе, измерение при помощи датчиков параметров текущего состояния трубопровода, определение отклонения текущих параметров состояния трубопровода от нормы, получение адаптированной к текущему состоянию модели состояния трубопровода и оценку дальнейших состояний трубопровода с учетом полученной адаптированной модели. В качестве датчиков используют распределенные или квазираспределенные волоконно-оптические датчики, расположенные непрерывно по всей длине трубопровода в виде секций и измеряющие в непрерывном режиме магнитное, электрическое, тепловое и акустическое поля в качестве текущих параметров состояния трубопровода, анализируют отклонения измеренных полей от нормы, выявляют на трубопроводе участки проявления отклонений, осуществляют местную диагностику состояния трубопровода в указанных участках и либо устраняют выявленную неисправность, либо, при отсутствии неисправности, адаптируют модель состояния трубопровода к текущему состоянию путем включения в указанную модель описания выявленного отклонения. Секции датчиков имеют одинаковую длину, и длина секции датчиков кратна стандартной длине труб, из которых составлен трубопровод. С целью анализа отклонений измеренных полей от нормы, строят функцию изменения указанных отклонений во времени и по длине трубопровода, вычисляют первую и вторую производные от функции этих отклонений по времени и длине трубопровода и сопоставляют полученные значения со значениями, принятыми за норму. Секции датчиков подключены через общую магистраль, передающую информацию о состоянии всех участков трубопровода. Модель состояния трубопровода адаптируют к текущему состоянию путем включения в указанную модель уставок. Кроме того, дополнительно к датчикам используют по меньшей мере один лазерный газоанализатор, подключенный через общую магистраль, передающую информацию о состоянии всех участков трубопровода.

В известном техническом решении секции датчиков подключены через общую магистраль, передающую информацию о состоянии всех участков трубопровода, но не раскрыто, каким образом происходит вписывание общей магистрали дистанционного уровня в существующую инфраструктуру трубопровода.

В заявляемом изобретении решаются 3 задачи:

1. Общая магистраль;

2. Отказоустойчивость и ремонтопригодность общей магистрали;

3. Вписывание общей магистрали дистанционного уровня в существующую инфраструктуру трубопровода.

Задача №1, на решение которой направлено изобретение, заключается в создании системы мониторинга технического состояния магистрального трубопровода, позволяющей проводить непрерывный сбор информации о состоянии магистрального трубопровода за счет подключения секций волоконно-оптических датчиков всех дистанций через общую магистраль, передающую информацию о состоянии всех участков трубопровода.

Задача №2 направлена на решение вопроса отказоустойчивости и ремонтопригодности общей магистрали. Высокие требования к отказоустойчивости и ремонтопригодности магистрали системы мониторинга технического состояния магистрального трубопровода возникают совершенно естественно по двум соображениям:

- большая протяженность магистрального трубопровода приводит к достаточно большому объему аппаратуры системы мониторинга, а чем больше аппаратуры, тем больше вероятность ее отказа;

- сбор информации о состоянии магистрального трубопровода должен осуществляться непрерывно - как в пространстве, так и во времени.

Практически вся специализированная аппаратура системы мониторинга магистрального трубопровода сосредоточена на уровне дистанционной магистрали, вследствие чего именно на этом уровне должны быть приняты меры по обеспечению отказоустойчивости.

Самым опасным фактором для магистрали является нарушение ее целостности. Целостность магистрали может быть нарушена из-за:

a) Физического разрыва цепей, через которые осуществляется электропитание и информационный обмен абонентов магистрали. При этом исчезает возможность получения информации от абонентов, расположенных за местом обрыва магистрали.

b) Потери работоспособности контроллера дистанционной магистрали (блока обработки данных дистанционной магистрали), включая потерю связи между этим контроллером и общесистемной магистралью. При этом возникает невозможность передачи информации от полного дистанционного комплекта вполне исправных датчиков физических полей на верхние уровни информационной иерархии.

С целью парирования обоих видов нарушения целостности дистанционной магистрали в ее состав введен программируемый маршрутизатор дистанционной магистрали.

Задача №3 - использование оборудования среднего и высшего уровней магистрали, заведомо существующего на магистральном трубопроводе.

Технический результат состоит в обеспечении отказоустойчивости и ремонтопригодности общей магистрали, передающей информацию о состоянии всех участков магистрального 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.

Введение программируемого маршрутизатора позволяет:

1. Парировать разрыв дистанционной магистрали и обеспечить сохранение пространственной целостности массива данных от датчиков физических полей (ДФП), что принципиально важно для мониторинга состоянии магистрального трубопровода.

2. Автоматизировать перераспределение оторванной цепочки ДФП между смежными исправными дистанционными магистралями, что минимизирует (в идеале - исключает) временной разрыв (паузу) в собираемой информации о физическом состоянии магистрального трубопровода.

3. Автоматически локализовать место разрыва забракованной магистрали и разделить неисправность между контролером дистанционной магистрали и шиной, что снижает временные потери персонала на поиск и устранение разрыва.

4. Максимально использовать аппаратуру и каналы связи существующей технологической инфраструктуры магистральных трубопроводов.

5. Применить общепромышленные магистральные решения типа «полевая шина» при построении дистанционного уровня магистрали.

Изобретение поясняется иллюстрациями.

На Фиг. 1 представлена схема магистрального подключения датчиков физических полей (ДФП), где:

1 - пакет волоконно-оптических элементов (ВОЭ), чувствительных к физическим полям;

2 - одна секция магистрального трубопровода (≥100 диаметров трубы) - 1,2,N;

3 - преобразователь оптических сигналов секции 1;

4 - датчик физических полей (ДФП) секции магистрального трубопровода;

5 - контроллер сбора данных системы мониторинга магистрального трубопровода;

6 - блок цифровой обработки данных с ДФП дистанции М;

7 - блок обработки данных с ДФП дистанции 1;

8 - контроллер ДФП секции (1,2,N) магистрального трубопровода;

9 - блоки-ответвители;

10 - магистральный канал технологической телефонной связи;

11 - регенерационный пункт канала технологической телефонной связи;

12 - программируемый маршрутизатор дистанционной магистрали;

13 - источник электропитания дистанции системы мониторинга магистрального трубопровода;

14 - лазерный газоанализатор;

15 - ЛЭП магистрального трубопровода.

На Фиг. 2 показаны три уровня иерархии общей магистрали системы мониторинга магистрального трубопровода, отмеченные римскими цифрами I-III, где:

I - низший уровень - дистанционная магистраль 17, которая содержит датчики физических полей (ДФП) 4 секций магистрального трубопровода.

6 - блок цифровой обработки сигналов с этих ДФП 4, являющийся контроллером дистанционной магистрали 22. Показаны соседние дистанционная магистраль 1 и дистанционная магистраль М включающие по 3 секции магистрального трубопровода.

II - средний (общесистемный) уровень магистрали, в котором в качестве каналообразующей аппаратуры используется магистральный канал технологической телефонной связи магистрального трубопровода 10, где:

5 - контроллер сбора данных системы мониторинга магистрального трубопровода;

III - высший уровень магистрали 18, образованный на ресурсах локальной вычислительной сети эксплуатирующей организации, включающий:

16 - локальная вычислительная сеть эксплуатирующей организации;

19 - средства локальной диагностики;

20 - средства для обработки измеренных физических параметров магистрального трубопровода;

21 - сервер локальной вычислительной сети;

22 - контроллер дистанционной магистрали.

На Фиг. 3 представлено включение программируемого маршрутизатора дистанционной магистрали в состав дистанционного уровня магистрали, где:

4 - датчик физических полей (ДФП) магистрального трубопровода;

5 - контроллер сбора данных системы мониторинга магистрального трубопровода;

7 - блок обработки данных данной дистанции;

10 - магистральный канал технологической телефонной связи магистрального трубопровода;

12 - программируемый маршрутизатор дистанционной магистрали.

Рассмотрим устройство и функционирование заявляемого технического решения.

На Фиг. 1 представлена схема магистрального подключения датчиков физических полей (ДФП). 1 - пакет волоконно-оптических элементов (ВОЭ), оптическая среда которых изменяет свои характеристики под воздействием различных физических полей (магнитного, электрического, теплового, акустического). Каждый волоконно-оптический элемент пакета чувствителен только к одному виду поля. Длина пакета волоконно-оптических элементов достаточна для размещения вдоль одной секции 2 магистрального трубопровода (≥100 диаметров трубы). Электронный преобразователь оптических сигналов 3 фиксирует оптическую картинку, поступающую на его вход из волоконно-оптического элемента 1, и преобразует ее в цифровой файл графического формата (например, в tiff-файл). Фиксация оптической картинки осуществляется синхронно для всех элементов, входящих в один секционный пакет, с фиксацией времени съема картинки. Все датчики физических полей 4, включенные в систему мониторинга магистрального трубопровода (все секции и дистанции), работают в единой шкале времени. Шкала времени может задаваться сервером локальной вычислительной сети 21 эксплуатирующей организации и раздаваться по ДФП 4 в виде синхронизирующих сигналов, формируемых в контроллерах сбора данных 5 системы мониторинга магистрального трубопровода. Блоком цифровой обработки сигналов 6 производится:

а) анализ сформированного преобразователем оптических сигналов 3 графического файла на предмет выявления неоднородностей физических полей и построение функций изменения неоднородностей во времени и по длине секции магистрального трубопровода 2 по каждому виду поля, вычисление первой и второй производных этих функций по времени и длине секции магистрального трубопровода 2;

б) выдача информационных массивов с построенными значениями функций неоднородностей физических полей в секции магистрального трубопровода 2 в блок обработки данных 7 данной дистанции по его запросу.

Блок цифровой обработки сигналов 6 ДФП является абонентом полевой шины, объединяющей все датчики физических полей 4 в единую информационную магистраль. Известный мировой опыт реализации полевых шин приведен в прилагаемом обзоре. Электронный преобразователь оптических сигналов 3 и блок цифровой обработки сигналов 6 в совокупности образуют контроллер датчиков физических полей магистрального трубопровода 8. Электропитание контроллера ДФП 8 осуществляется через полевую шину.

Подключение всех информационных входов-выходов контроллера ДФП 8 и входов электропитания осуществляется через блоки-ответвители 9, выполненные по схеме трехлучевой звезды. Блоки-ответвители 9 могут быть либо включены в состав контроллера ДФП 8, либо быть конструктивно обособленными унифицированными элементами полевой шины.

На Фиг. 1 показан также регенерационный пункт канала технологической телефонной связи 11, выделены возможные тракты энергообеспечения устройств системы мониторинга магистрального трубопровода, информационные тракты для передачи информации с ДФП 4 на магистральный канал технологической телефонной связи магистрального трубопровода 10.

На Фиг. 2 показаны две соседние дистанционные магистрали. Римскими цифрами обозначены три уровня иерархии общей магистрали системы мониторинга магистрального трубопровода:

I - Низший уровень - дистанционная магистраль 17, содержащая датчики физических полей (ДФП) 4 магистрального трубопровода и блок цифровой обработки сигналов с этих датчиков 6, являющийся контроллером дистанционной магистрали 22.

II - Средний (общесистемный) уровень, в котором в качестве каналообразующей аппаратуры используется магистральный канал технологической телефонной связи магистрального трубопровода 10. Источниками данных являются контроллеры дистанционных магистралей 22. Сбор информации от контроллеров дистанционных магистралей 22 осуществляется одним или несколькими контроллерами сбора данных системы мониторинга магистрального трубопровода 5.

III. Высший (сетевой) уровень магистрали, образованный на ресурсах локальной вычислительной сети эксплуатирующей организации 16, через который происходит передача данных от контроллеров сбора данных системы мониторинга магистрального трубопровода 5.

В состав низшего уровня магистрали введен программируемый маршрутизатор дистанционной магистрали 12 (Фиг. 2), выполняющий следующие функции:

1) При исправной дистанционной магистрали - терминатора проводной информационной шины (для минимизации отраженного электрического сигнала в проводной линии или оптического сигнала в волоконной линии);

2) При разрыве магистрали - коммутатора для перераспределения датчиков физических полей между контроллерами соседних дистанционных магистралей М-1 и М+1, как показано на Фиг. 3.

Программируемые маршрутизаторы дистанционной магистрали 12 (Фиг. 3) размещаются на стыках двух соседних дистанционных магистралей (М-1, М, М+1) таким образом, что при необходимости конец одной магистрали может быть физически подключен к началу следующей магистрали. Управление программируемым маршрутизатором дистанционной магистрали 12 осуществляет контроллер сбора данных системы мониторинга магистрального трубопровода 5, в зону опроса которого входят обе соседние магистрали. С этой целью командные входы всех маршрутизаторов 12 зоны опроса подключены к контроллеру сбора данных 5 через магистраль общесистемного уровня - магистральный канал технологической телефонной связи магистрального трубопровода 10. Контроллер сбора данных 5 в циклическом опросе массивов информации с дистанционных магистралей выявляет факты отсутствия информации от группы датчиков или даже всех датчиков определенной дистанционной магистрали. Это интерпретируется контроллером сбора данных 5 либо как разрыв дистанционной магистрали 17, либо как неисправность контроллера дистанционной магистрали 22, роль которого выполняет блок обработки данных 6 с ДФП данной дистанции (показано на Фиг. 3 крестами для блока обработки данных 6 с ДФП дистанции М). Для восстановления доступа к оторванным ДФП поврежденной дистанционной магистрали контроллер сбора данных 5 выполняет следующие действия:

1) Интерпретирует возникшую неисправность: если хотя бы один датчик отвечает, то произошел разрыв полевой шины, если не отвечает ни один датчик, то виноват контроллер шины;

2) По адресам ответивших датчиков локализует место разрыва шины;

3) Выдает команды на один или на оба программируемых маршрутизатора дистанционной магистрали 12, подключенные к началу и концу забракованной дистанционной магистрали (М) для подключения оборванных концов магистрали (М) к соседним магистралям (М-1 и М+1);

4) Программирует контроллеры исправных соседних дистанционных магистралей таким образом, чтобы они включили в свои списки циклически опрашиваемых абонентов имена датчиков физических полей левого и правого отрезков разорванной магистрали, соответственно (на Фиг. 3 показано пунктиром);

5) При необходимости увеличивает временной период опроса обоих контроллеров вследствие увеличения количества опрашиваемых датчиков;

6) Исключает контроллер забракованной дистанционной магистрали из списка опрашиваемых;

7) Формирует и выдает сигнал о неисправности забракованной дистанционной магистрали в устройство отображения информации (АРМ диспетчера магистрального трубопровода).

Заявляемая система мониторинга технического состояния магистрального трубопровода позволяет максимально использовать имеющуюся в эксплуатирующих организациях инфраструктуру для управления технологическими процессами магистрального трубопровода. В частности, все уровни организации охвачены магистральными каналами технологической телефонной связи 10. Кроме того, в эксплуатирующих организациях существует локальная вычислительная сеть (ЛВС) для компьютеров и технологических контроллеров, охватывающая высшие уровни организации и линейные подразделения. Как правило, каналообразующая аппаратура ЛВС интегрирована с каналообразующей аппаратурой технологической связи. При этом для минимизации затухания электрического сигнала в каналы технологической телефонной связи обычно вводятся регенерационные пункты (РП) 11, отстоящие друг от друга на расстоянии 5-10 км.

Полезность:

1. Восстановление доступа к датчикам разорванной дистанционной магистрали обеспечивает сохранение пространственной целостности массива данных, что принципиально важно для мониторинга состоянии магистрального трубопровода;

2. Автоматическое перераспределение датчиков минимизирует (в идеале - исключает) временной разрыв (паузу) в собираемой информации о физическом состоянии магистрального трубопровода;

3. Автоматическая локализация места разрыва забракованной магистрали и разделение неисправности между контролером дистанционной магистрали и шиной снижают временные потери персонала.

Система мониторинга технического состояния магистрального трубопровода, включающая датчики физических полей для измерения параметров текущего состояния трубопровода, систему сбора данных, систему обработки измеренных параметров состояния магистрального трубопровода, датчики физических полей подключены через общую магистраль, передающую информацию о состоянии всех участков магистрального трубопровода, отличающаяся тем, что общая магистраль имеет три уровня иерархии:

низший уровень - дистанционная магистраль, которая включает датчики физических полей магистрального трубопровода и блок цифровой обработки сигналов с этих датчиков, являющийся контроллером дистанционной магистрали;

средний уровень магистрали, в котором в качестве каналообразующей аппаратуры используется магистральный канал технологической телефонной связи магистрального трубопровода;

высший уровень магистрали, образованный на ресурсах локальной вычислительной сети эксплуатирующей организации для компьютеров и технологических контроллеров, охватывающий высшие уровни организации и линейные подразделения, и включающий средства локальной диагностики, средства для обработки измеренных физических параметров магистрального трубопровода, сервер локальной вычислительной сети;

на стыках двух соседних дистанционных магистралей размещены программируемые маршрутизаторы дистанционной магистрали таким образом, что при необходимости оборванный конец одной дистанционной магистрали может быть физически подключен к началу примыкающей исправной дистанционной магистрали, командные входы всех программируемых маршрутизаторов зоны опроса подключены через магистральный канал технологической телефонной связи магистрального трубопровода к контроллеру сбора данных системы мониторинга, осуществляющему конфигурирование внутренних связей маршрутизаторов, подключение устройств дистанционной магистрали к каналам связи и источникам питания выполнено в регенерационных пунктах технологической телефонной связи магистрального трубопровода.



 

Похожие патенты:

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.

Изобретение относится к области трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов и предназначено для оперативного обнаружения утечек транспортируемой жидкости из трубопроводов.

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.

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.

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 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.

Изобретение относится к средствам для мониторинга и диагностики коррозионных процессов внутри технологических аппаратов и трубопроводов. Способ включает установку метки, отбор флюида и контроль индикаторов. Метку наносят на внутреннюю металлическую поверхность исследуемого объекта на заранее определенные участки. Метку выбирают из условий: устойчивости к рабочему флюиду, отсутствия аналогов в составе рабочего флюида, биологической и химической неактивности по отношению к рабочему флюиду и поверхности, на которую наносят метку, а также устойчивости к баротермическому воздействию. При эксплуатации объекта в результате коррозионного процесса метка вместе с частицами металла или антикоррозийного покрытия отслаивается от объекта и выходит в зону отбора флюида. По концентрации меток определяют наличие, интервал, в котором произошла коррозия, и интенсивность коррозионного процесса. В качестве метки выбирают флуоресцентные вещества, или индикаторы радикального типа, или вещества с высоким поглощением тепловых нейтронов, или радиоактивные изотопы, или цветные вещества. 4 з.п. ф-лы.

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.

Наверх