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

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 процессу преобразования реверсных диагностических данных, к методам неразрушающего контроля трубопроводов, а именно к способу преобразования диагностических данных (далее ДД) 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.

Известно устройство для передачи информации в адаптивных телеметрических системах (патент RU 2103745 С1, МПК G08C 19/28, приоритет с 07.03.1995), которое содержит амортизатор информации, синхронизатор, измеритель времени, блоки памяти адреса и информации, блок управления передачей и блок управления маркировкой отсчетов и формированием кадров сообщений, а также соответствующие связи между блоками устройства, разработана конструкция блоков устройства. Данное устройство обеспечивает, по заявленному техническому результату, повышение достоверности передачи информации более высокой помехоустойчивостью структуры кадра.

Известны устройство и способ сбора диагностических данных (патент RU 2399946, МПК GB 19/418, приоритет с 23.08.2005), которые имеют отношение к работе элемента оборудования, при этом расширены функциональные возможности автоматизированной, не требующей участия оператора регистрации информации, которая соответствует будущему состоянию контролируемых условий труда.

Известны устройство и способ обеспечения интерфейса по данным между оборудованием для временного мониторинга и устройством сбора диагностических данных (патент RU 2473950 С2, МПК G05B 23/00, приоритет с 20.11.2008). Устройство содержит канал, выполненный с возможностью для жесткого крепления на оборудовании, предназначенный для временного мониторинга; по меньшей мере, один элемент соединения с датчиком, подвижно захваченный внутри канала; узел датчика, узел крепления и т.д. Способ содержит следующие этапы, на которых: жестко устанавливают канал на оборудовании, предназначенном для временного мониторинга; подвижно устанавливают, по меньшей мере, один элемент соединения с датчиком в канале таким образом, что, по меньшей мере, один элемент соединения с датчиком частично захвачен внутри канала; и т.д., при этом оборудование, предназначенное для временного мониторинга, содержит программируемый логический контроллер (PLC).

Известен способ транспортировки нефти по трубопроводу путем реверсивной перекачки (патент RU 2523923 С1, МПК F17D1/14, приоритет 05.12.2012), включающий последовательную перекачку нефти сначала в прямом, а затем в обратном направлении при подогреве нефти на нефтеперекачивающих станциях, при этом в прямом направлении нефть перекачивают в объеме (V0+V), а в обратном направлении при подогреве нефти - в объеме V, где V0 - объем нефти, который необходимо транспортировать в прямом направлении, V - возвратный объем нефти, необходимый для прогрева участка нефтепровода и составляющий от 1/2 до 2/3 объема участка трубопровода, при этом нефть подогревают температуры от 30°C до 55°C.

Известен способ совместной обработки данных диагностирования по результатам пропуска комбинированного внутритрубного инспекционного прибора (патент RU 2527003 С2, МПК F17D 5/02, приоритет с 03.08.2012), включающий определение дефектов и особенностей трубопровода, полученных ультразвуковым и магнитным методами неразрушающего контроля, отличающийся тем, что оператору в каждый момент времени предоставляют результаты инспекций на двух экранах мониторов одновременно, причем результаты инспекций приводят к точке отсчета, имеющей одну и ту же дистанцию и угловое положение отображения реальной точки трубопровода.

Вышеуказанные технические решения не позволяют преобразовывать данные в режиме реверсирования.

Технический результат заявленного изобретения состоит в том, что создан способ преобразования ДД внутритрубных обследований магистральных трубопроводов, работающих в реверсном режиме, в вид, позволяющий проводить интерпретацию с использованием предыдущих инспекций, проведенных при работе нефтепровода в прямом режиме. Заявленный способ позволяет достигнуть полную эмуляцию прямого пропуска внутритрубного инспекционного прибора (далее - ВИП) на уровне исходных ДД и представить процесс реверсирования абсолютно прозрачным с точки зрения программы интерпретации данных внутритрубных обследований магистральных трубопроводов.

Технический результат достигается тем, что используют рабочую станцию с программой, реализующей преобразования реверсивных ДД, файловый сервер с реверсивными данными и применяют следующий алгоритм:

- определяют номер скана первого и последнего блоков одометрических данных, для чего совмещают раскладки труб, совмещают дефекты, конструктивные элементы и ориентиры, определяют комбинированные дефекты, зарегистрированные по результатам пропуска ВИП различных типов с разным направлением запуска по данному участку магистрального трубопровода;

- из реверсивных данных последовательно выбирают блоки данных, соответствующие блоку одометрических данных, в направлении от последнего блока к первому;

- блоки данных записывают в результирующий набор данных с перенумерованием сканов, причем последний скан получает номер первого скана;

- для блоков данных, которые содержат показания углов в плоскости, перпендикулярной оси трубопровода, показания зеркально преобразуют по формуле: β=360°-α, где α - исходное значение угла, β - преобразованное значение;

- результат преобразования выполняет зеркальное обращение ДД по дистанции и угловому положению с сохранением взаимного расположения ВИП, скорости движения ВИП и ее изменения с течением времени, размеров и взаимного расположения обнаруживаемых дефектов и сварных швов;

- блоки данных записывают на выходной набор.

В трубопроводной системе ОАО «АК «Транснефть» существуют реверсивные участки перекачки нефти и нефтепродуктов, на которых в зависимости от технологических режимов перекачки нефти и нефтепродуктов направление запуска ВИП может быть разным, для улучшения качества интерпретации применяется программное обеспечение, позволяющее осуществлять реверсирование данных пропуска ВИП.

Техническим результатом заявленного изобретения достигается полная эмуляция прямого пропуска ВИП на уровне исходных ДД, что позволяет, в свою очередь, представить процесс реверсирования абсолютно прозрачным с точки зрения программы интерпретации данных внутритрубной диагностики. Заявленный способ необходим в случаях, если в системе трубопровода имеются реверсивные участки перекачки нефти, в которых, в зависимости от технологических режимов перекачки нефти, направление запуска ВИП может быть разным. Заявленный способ улучшает качество интерпретации ДД.

Способ преобразования диагностических данных (далее ДД) внутритрубных обследований магистральных трубопроводов, работающих в реверсном режиме, в вид, позволяющий проводить интерпретацию с использованием предыдущих инспекций, проведенных при работе нефтепровода в прямом режиме, состоит в том, что используют рабочую станцию с программой, реализующей преобразования реверсивных ДД, файловый сервер с реверсивными данными и применяют следующий алгоритм:

- определяют номер скана первого и последнего блоков одометрических данных, для чего совмещают раскладки труб, совмещают дефекты, конструктивные элементы и ориентиры, определяют комбинированные дефекты, зарегистрированные по результатам пропуска внутритрубного инспекционного прибора (далее - ВИП) различных типов с разным направлением запуска по данному участку магистрального трубопровода;

- из реверсивных данных последовательно выбирают блоки данных, соответствующие блоку одометрических данных, в направлении от последнего блока к первому;

- блоки данных записывают в результирующий набор данных с перенумерованием сканов, причем последний скан получает номер первого скана;

- для блоков данных, которые содержат показания углов в плоскости, перпендикулярной оси трубопровода, показания зеркально преобразуют по формуле: β=360°-α, где α - исходное значение угла, β - преобразованное значение;

- результат преобразования выполняет зеркальное обращение ДД по дистанции и угловому положению с сохранением взаимного расположения ВИП, скорости движения ВИП и ее изменения с течением времени, размеров и взаимного расположения обнаруживаемых дефектов и сварных швов;

- блоки данных записывают на выходной набор.



 

Похожие патенты:

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.

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.

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.

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 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 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.

Наверх