Стационарное устройство определения места утечки нефти и нефтепродуктов на отдельных участках трубопровода

Стационарное устройство диагностирования и обнаружения места утечки нефти и нефтепродуктов на отдельных участках трубопровода относится к нефтяной промышленности. С целью постоянного определения утечек нефти и нефтепродуктов под трубопроводом с помощью омметра производятся замеры сопротивлений грунта между линией проводника и алюминиевыми зондами. Зонды через электронный коммутатор поочередно подключаются к омметру и значения сопротивлений грунта выводятся на компьютер. В начальный момент измеряется сопротивление грунта, не смоченного нефтью и нефтепродуктами. При наличии утечек сопротивление грунта между линией проводника и алюминиевым зондом будет значительно увеличиваться, что позволит определить место утечки из трубопровода. Технический результат достигается измерением сопротивления грунта между проводником с изоляторами и алюминиевыми зондами, оценка значений которых позволяет определить не только наличие утечки нефти и нефтепродуктов из трубопровода, но и выявить конкретное место.

Полезная модель относится к устройствам для диагностирования объектов транспортирования и хранения нефти и нефтепродуктов и может быть использована в нефтехимической и нефтедобывающей отраслях нефтепродуктообеспечения.

Предлагаемая полезная модель наиболее применима при транспортировании нефти и нефтепродуктов в подземных технологических трубопроводах.

Загрязнения литосферы и гидросферы происходят в результате утечек горючего из трубопроводов и резервуаров и другим причинам.

Если пролив горючего из наземного трубопровода можно обнаружить визуально, то утечку нефти и нефтепродуктов из подземного трубопровода определить можно только сложными диагностическими методами.

Данные методы включают: визуальный и измерительный контроль, ультразвуковой и акустико-эмиссионный контроль, магнитометрический и капиллярный контроль и другие виды диагностирования [ПБ 03-585-03. Правила устройства и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов]. Также проводятся гидравлические и пневматические испытания на прочность и плотность.

Многие из указанных методов связаны с освобождением трубопроводов от горючего, с вскрытием и выемкой грунта на отдельных участках, с последующим снятием изоляции, с измерением толщины стенки, с контролем сварных соединений.

По срокам проведения установлены следующие виды диагностики: первичная, очередная и внеочередная.

Первичная диагностика проводится не позднее 2 лет после ввода трубопровода в эксплуатацию. Очередная диагностика проводится с периодичностью не более 1 раз в 8 лет. Внеочередная диагностика проводится в случае возникновения инцидента или аварии, при вводе в эксплуатацию объекта, не эксплуатировавшегося более 3 лет, а также через 30 лет с момента ввода в эксплуатацию технологических трубопроводов [ПБ 03-585-03. Правила устройства и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов, РД-23.040.00-КТН-387-07. Методика диагностики технологических нефтепроводов НПС].

В процессе эксплуатации стенки трубопровода подвергаются различным видам коррозии, которые связаны с наличием сернистых и других агрессивных соединений в нефти и нефтепродуктах, а также воды в трубопроводе и в грунте.

Борьба с потерями горючего от утечек в трубопроводах становится важной экологической и экономической задачей.

Известен способ обнаружения утечек нефти или нефтепродуктов из трубопровода [Ш.И. Разматуллин и др. Патент на изобретение 2008113927 от 20.10.2009 г. Способ обнаружения утечек нефти и нефтепродуктов из трубопровода].

Данный способ гидравлической локации утечек жидкости из линейного участка трубопровода, включает обнаружение утечек жидкости из трубопровода - по изменениям расхода жидкости и линии гидравлического уклона трубопровода путем графического построения или аналитического расчета. В указанном способе контролируемый линейный участок трубопровода, не оснащенный системой расходомеров, разбивают на два соседних сегмента и с помощью датчиков давления, размещенных на концах каждого из них, производят измерение потерь давления на трение (гидравлические уклоны каждого сегмента), по которым определяют массовые расходы жидкости на каждом сегменте G_1-2(i_1-2)G _2-3(i_2-3) и производят периодический контроль значения дебаланса массовых расходов.

Пороговое значение дебаланса определяют на основе использования и анализа базы данных, характеризующих параметры перекачки (давление, температура, плотность, вязкость жидкости) в течение периода, предшествующего возникновению нештатной ситуации (утечки), с привлечением статистической методологии.

Недостатками данного способа при диагностировании трубопроводов являются:

1. Низкая эффективность способа при малых утечках горючего из трубопровода.

2. Сложность определения и большие временные затраты для расчетов.

3. Применение способа для участков трубопровода небольшой длины.

Известно устройство для нахождения места утечек газо- и нефтепродуктов из трубопровода по непрерывному определению содержания углеводородов в почвенном воздухе, воде и снеге [Е.М. Кутузов, В.В. Горин. Патент на полезную модель 57915 от 27.10.2006 г. Устройство для нахождения места утечек газо- и нефтепродуктов из трубопровода по непрерывному определению содержания углеводородов в почвенном воздухе, воде и снеге].

Устройство содержит транспортное средство, механизм для вскрытия пласта почвы, механизм для забора пробы газа из под пласта почвы, выполненный в виде газозаборника, насос с фильтром, прибор для регистрации наличия газа, вход которого подсоединен к выходу насоса с фильтром, а выход к приемному устройству с индикатором, блок для определения координат местоположения транспортного средства, трассо-поисковое оборудование и буровую установку. При этом механизм для вскрытия пласта почвы дополнительно снабжен ножом, и канатом с регулировочным винтом, а прибор для регистрации наличия газа выполнен из универсального течеискателя-хроматографа, снабженного встроенной в него микро-ЭВМ, с памятью свыше 100 хроматограмм и с возможностью определения компонентного и процентного содержания углеводородного газа.

Устройство для нахождения места утечек газо- и нефтепродуктов из трубопровода по непрерывному определению содержания углеводородов в почвенном воздухе, воде и снеге, снабжено водяным насосом малой производительности и ультразвуковым дегазатором непрерывного действия, соединенными последовательно, а выход ультразвукового дегазатора подсоединен к входу хроматографа.

Недостатками данного устройства при обнаружении утечки нефти и нефтепродуктов из трубопроводов являются:

1. Низкая эффективность определения утечек горючего из трубопроводов.

2. Большое время определения утечек нефтепродукта из трубопровода, а также места их нахождения.

3. Высокая стоимость устройства, связанная с содержанием транспортного средства, людей и сложных дорогостоящих механизмов.

4. Низкая скорость передвижения транспортного средства в условиях бездорожья.

Известно устройство для обнаружения места утечки нефтепродуктов в трубопроводе [В.П. Добровольсков и др. Заявка на изобретение 95106872 от 20.00.1997 г. Устройство для обнаружения места утечки нефтепродуктов в трубопроводе].

Устройство предназначено для обнаружения места повреждения, сопровождающегося утечкой нефтепродуктов. Изобретение решает задачу упрощения конструкции, повышения надежности и взрывопожаробезопасности устройства при обнаружении места утечки нефтепродуктов из трубопровода. Сущность изобретения заключается в следующем. Кабель и проводник выполнены из волоконных световодов, проложенных снаружи трубопровода в две линии одинаковой длины на расчетном расстоянии друг от друга. Кабель и проводник соединены в конце трубопровода с измерительным блоком места утечки. На обеих линиях волоконных световодов через определенные расстояния удалена полимерная оболочка, а сами участки с удаленной оболочкой установлены напротив друг друга в корпусе с отверстиями, при этом на одной из линий, начало которой оптически сопряжено с источником излучения, электрически связанным через делитель с выходом блока запуска, участки волоконного световода с удаленной оболочкой покрыты полимерной пленкой, а начало другой линии оптически сопряжено с фотоприемным устройством, электрически связанным с измерительным блоком, второй вход которого соединен с одним из выходов делителя.

Недостатками указанного устройства являются:

1. Наличие в конструкции большого количества дополнительных корпусов с отверстиями, расположенных через малые расстояния, что значительно повышает стоимость и металлоемкость устройства.

2. Недостаточная точность определения места утечки из трубопровода. Разрешающая способность определяется частотой расположения участков с удаленной оболочкой, находящихся в корпусах с отверстиями.

3. Техническая сложность определения места утечки. Устройство состоит из сложных и дорогостоящих элементов.

Наиболее близкой к указанной проблеме является стационарное устройство диагностирования и обнаружения места утечки нефти и нефтепродуктов в трубопроводе [Матвеев Ю.А. и др. Патент на полезную модель 57915 от 27.10.2006 г. Стационарное устройство диагностирования и обнаружения места утечки нефти и нефтепродуктов в трубопроводе].

Под предлагаемый трубопровод, имеющий сварные швы, прибор учета горючего, манометр, задвижку, изоляцию, в слой земельного грунта, укладывается параллельно в две линии проводники с изоляторами. Проводники линиями связи соединены с омметрами, которые также линиями связи связаны с персональным компьютером. Проводники изготовлены из меди, покрытой никелем. Изоляторы представляют собой ПВХ покрытие.

Прибор учета горючего, омметр и задвижка расположены в технологическом колодце.

Полезная модель работает следующим образом. Нефтепродукт перекачивается по трубопроводу.

С целью постоянного диагностирования утечек нефти и нефтепродуктов под трубопроводом с помощью линий связи, омметров производятся замеры сопротивлений между проводниками с изоляторами различных линий, которые выводятся на компьютер. При этом в начальный момент измеряется сопротивление «сухой» линии, которое при наличии утечек будет уменьшаться, а значение сопротивления при утечке позволит определить место утечки из трубопровода.

В случае появления утечки нефтепродукта из трубопровода значения измеренных сопротивлений начинают уменьшаться и выходят за пределы установленного интервала.

Оценка значений сопротивлений между проводниками расположенными в грунте параллельно друг другу с помощью омметров и компьютера позволяет определить не только наличие утечки нефти и нефтепродуктов из трубопровода, но и выявить конкретное место утечки с целью эффективного ремонта трубопровода.

Недостатками указанного устройства являются:

1. Наличие в конструкции двух линий проводников, что повышает стоимость и металлоемкость устройства.

2. Недостаточная точность определения места утечки из трубопровода, так как линии проводников имеют большую длину и проходят через грунты различных почв и пород, имеющих разное сопротивление.

3. Техническая сложность определения места утечки. Решение указанной задачи достигается тем, что с целью определения сопротивлений грунта между проводником и алюминиевыми зондами под трубопроводом в одну линию укладывается проводник с изоляторами, а алюминиевые зонды устанавливаются на расстоянии 5-10 см выше линии проводника, при этом проводник с изоляторами с одного конца линией связи соединен с омметром, а алюминиевые зонды связаны с клеммами электронного коммутатора, через который зонды поочередно подключаются к омметру, при этом омметр, подключенный к проводнику с изоляторами и алюминиевым зондам, соединен с персональным компьютером.

Данные признаки являются существенными для решения задачи полезной модели, так как своевременно определяются и предотвращаются утечки горючего из трубопровода, увеличивается точность определения места утечки, а также повышается надежность эксплуатации трубопровода.

Сущность полезной модели пояснена чертежами (фиг. 1, фиг. 2), на которых изображены: функциональная схема устройства определения утечек и фронтальный разрез трубопровода с проводниками.

Под предлагаемый трубопровод 1 (фиг. 1), имеющий сварные швы 2, прибор учета горючего 3, манометр 4, задвижку 5, изоляцию 6 (фиг. 2), в слой земельного грунта 7, укладывается в одну линию проводник 8 с изоляторами 9 (фиг. 1). Проводник 8 линией связи 10 соединен с омметром 11. Проводник изготовлен из алюминия. Изоляторы представляют собой ПВХ покрытие.

Прибор учета горючего, омметр и задвижка расположены в технологическом колодце 13.

Алюминиевые зонды 14 устанавливаются на расстоянии 5-10 см выше проводника 8. Алюминиевые зонды 14 линиями связи 10 соединены с клеммами 15 электронного коммутатора 16 и омметром 11.

Омметр 11 линией связи 10 связан с персональным компьютером 12.

Полезная модель работает следующим образом. Нефтепродукт 17 перекачивается по трубопроводу 1.

С целью постоянного определения утечек под трубопроводом 1 с помощью линий связи 10, омметра 11 производятся замеры сопротивлений грунта между линией проводника 8 и алюминиевыми зондами 14. Зонды через электронный коммутатор 16 поочередно подключаются к омметру 11 и значения сопротивлений грунта выводятся на компьютер 12. При этом в начальный момент измеряется сопротивление грунта, не смоченного нефтью и нефтепродуктами. При наличии утечек нефти и нефтепродуктов 18 сопротивление грунта между линией проводника 8 и алюминиевым зондом 14 будет значительно увеличиваться, что позволит определить место утечки из трубопровода.

В случае появления утечки нефтепродукта 18 из трубопровода 1 значения измеренных сопротивлений начинают увеличиваться и выходят за пределы установленного интервала по участкам трубопровода.

Оценка значений сопротивлений грунта между линией проводника и алюминиевыми зондами, расположенными в грунте с помощью электронного коммутатора, омметра и компьютера позволяет определить не только наличие утечки нефти и нефтепродуктов из трубопровода, но и выявить конкретное место утечки на наиболее опасных участках трубопровода с целью эффективного ремонта.

Стационарное устройство диагностирования и обнаружения места утечки нефти и нефтепродуктов на отдельных участках трубопровода, отличающееся тем, что под трубопроводом в одну линию уложен проводник с изоляторами, а алюминиевые зонды установлены на расстоянии 5-10 см от линии проводника, при этом проводник с изоляторами с одного конца линией связи соединен с омметром, а алюминиевые зонды связаны с клеммами электронного коммутатора, через который зонды поочередно подключены к омметру, при этом омметр, подключенный к проводнику с изоляторами и алюминиевым зондам, соединен с персональным компьютером.