Классификация методов диагностирования утечек

Проблема обнаружения утечек нефти, особенно «малых», из магистральных трубопроводов - одна из наиболее острых и непростых проблем эксплуатации нефтепроводов. Несмотря на то, что постоянно ведется поиск эффективных и технологичных решений, говорить об окончательном решении этой проблемы пока не приходится. Предлагается множество методов обнаружения утечек, как расчетных, так и аппаратурных, однако большинство из них либо не универсально, либо технологически сложно, либо необычайно дорого.

В зависимости от протяженности контролируемого (защищаемого) участка нефтепровода СОУ подразделяются на следующие виды:

- локальные,

- протяженные.

По используемым методам обнаружения утечек СОУ подразделяются на следующие типы:

- параметрические (функционируют совместно с системой диспетчерского контроля и управления на основе использования поступающих в СДКУ данных о параметрах работы нефтепровода и применения математической модели для принятия решения о наличии утечки),

- по волне давления (диагностируются утечки, возникающие между контролируемыми пунктами системы, на которых измеряется давление, определяется наличие утечки, время её возникновения, величина и координата),

- комбинированные (функционируют совместно с СДКУ, работа которого основана на использовании в качестве исходных данных технологических параметров работы трубопровода, измеренных с высокой частотой (более 10 Гц) и применении для обнаружения утечек математической модели и алгоритмов обнаружения волны давления.

- других типов (с использованием иных, отличных от вышеназванных, принципов обнаружения утечек).

Классификация методов контроля утечек по режиму работы МТ:

- методы контроля, применяемые в статическом режиме работы трубопровода, когда перекачка остановлена, а отдельные секции его находятся под гидравлическим давлением;

- динамические.

Классификация методов контроля утечек по режиму контроля (периодичности):

- методы непрерывного контроля утечек, действующие постоянно (к ним относятся стационарные системы для обнаружения значительных утечек);

- методы периодического контроля утечек, осуществляющиеся через определенные промежутки времени (от нескольких суток до нескольких месяцев и лет). К ним относятся: зондовые, радиоактивные, гидравлические, газовые и патрульные для обнаружения мест незначительных утечек.

Классификация методов контроля утечек по условиям их применения и конструктивному исполнению:

- стационарные (встроенные приборы и системы);

- транспортируемые по трубопроводу с перекачиваемым продуктом (зонды, радиоактивный жидкий изотоп, газ);

- патрульные (обходчики, авиация, наземный транспорт, оснащенные устройствами обнаружения утечек).

Классификация методов контроля утечек по физическим методам:

- понижение давления перекачиваемого продукта при появлении утечки (метод понижения давления с фиксированной или скользящей установкой);

- скорость распространения волны понижения давления, отрицательная ударная волна (метод отрицательных ударных волн);

- расход перекачиваемого продукта (метод сравнения расходов);

- изменение расхода (метод сравнения изменения скорости расходов, ERM);

- количество перекачиваемого продукта (линейный баланс);

- введенный жидкий изотоп (радиоактивный метод);

- шумы утечки (ультразвуковой метод, акустический (наземный), метод акустической эмиссии);

- газ (метод трассирующих газов, лазерный газоаналитический метод);

- изменение состояния поверхности трассы трубопровода (визуальный метод наблюдения за трассой, производимый обходчиками, авиацией, катерами и автотранспортом, оснащенными контрольной аппаратурой);

- давление абсолютное (метод контроля герметичности гидравлическим испытанием – опрессовкой);

- скорость понижения давления (метод статического давления);

- скорость перепада давления (метод дифференциального давления);

- изменение перепада давления (метод перепада давлений зондовый).

Методы контроля утечек могут быть классифицированы по характеру взаимодействия с перекачиваемой средой:

- активные (излучение в перекачиваемую среду ультразвуковых колебаний определенной частоты и прием в месте повреждения);

- пассивные (измерение шумов утечки);

- прямой способ (зонды, кабели и т.д.);

- косвенный способ (давление, скорость потока, расход и скорость распространения волн).

Методы контроля могут быть также классифицированы по принципу действия, по чувствительности, по способу представления информации или, например, по параметрам диагностирования (таблица 19).

Таблица 19 - Параметры диагностирования

Из рассмотренных выше методов контроля и диагностирования линейной части МН, представляют интерес следующие: акустические (ультрозвуковые); опрессовки; магнитные и электромагнитные; радиационные и электроконтактные. Наиболее перспективным, обеспечивающим достаточно оперативный и точный контроль нефтепроводов, является метод математического моделирования потока.

Отечественный и зарубежный опыт применения различных средств контроля технического состояния трубопровода в процессе эксплуатации показывает, что использование в этих целях микропроцессорных устройств и ЭВМ позволяет значительно повысить эффективность систем диагностики и контроля.

При совершенствовании систем обнаружения утечек в трубопроводах одним из главных является вопрос исключения ошибок управления обслуживающим персоналом, погрешностей показаний приборов, математических методов, средств сбора и передачи данных и др.Разработка систем технической диагностики на основе какого-либо метода нецелесообразна. Конечно, отдельные неисправности можно обнаружить одним каким-нибудь способом, но поскольку имеется значительное множество типов различных дефектов, то различные методы диагностики необходимо использовать вместе и совершенствовать их. Методы и средства диагностирования следует подбирать, соотнося их с конструктивными особенностями трубопроводов. Особое внимание должно уделяться обеспечению возможности контроля наиболее труднодоступных и имеющих сложный профиль элементов.

В случаях, когда отсутствие необходимых датчиков или средств сбора и обработки информации не позволяет произвести точную оценку технического состояния объекта трубопровода, целесообразно применять комбинированные методы технической диагностики и контроля, каждый из которых имеет различную физическую основу. Так, например, комбинация методов акустической эмиссии и параметрической диагностики позволяет уменьшить процент ложных срабатываний и повысить чувствительность системы контроля линейной части трубопровода, а диагностика состояния насосных агрегатов может достаточно эффективно осуществляется комбинированной системой на основе методов параметрической диагностики и вибродиагностики или системы контроля, основанной на анализе системы охлаждения масла. Применение комбинированных систем диагностики оказывается предпочтительным и по соображениям стоимости системы контроля, поскольку, как показывает опыт, создание универсальной системы с высокими характеристиками является сложной и не всегда разрешимой задачей. При этом комплексная система диагностики может базироваться на параметрических методах контроля как наиболее универсальных, достаточно эффективных и относительно простых.

Метод сравнения расходов. Метод основан на постоянстве массового расхода нефти в различных сечениях трубопровода при установившемся режиме. В начале и в конце контролируемого участка устанавливают расходомеры (турбинного или объемного типа), информация с которых по каналам телеметрии непрерывно поступает на компьютер, расположенный в диспетчерском пункте. Информация содержит мгновенные значения плотности нефти, ее температуры и объемного расхода. В автоматическом режиме происходит сравнение массовых расходов нефти в двух сечениях трубопровода. В том случае, если разность расходов превышает допустимый предел, срабатывает аварийная сигнализация, означающая появление утечки.

Недостаток данного метода заключается в ложных срабатываниях системы, вызываемых нарушением стационарного характера транспортировки нефти.

Метод сравнения скорости изменения расходов. Метод основан на измерении мгновенной скорости изменения расхода в различных сечениях нефтепровода. В начале и в конце контролируемого участка трубопровода устанавливают измерительные диафрагмы (калиброванные сужения, позволяющие по разности давлений до и после сужения рассчитать; скорость и расход жидкости) и оборудованные устройствами дифференцирования.

Электрические сигналы, пропорциональные скорости изменения расхода, по каналам телеметрии поступают в ЭВМ, где сравниваются с заранее рассчитанными значениями. Повреждение или разрыв трубопровода вызывает резкое изменение расхода транспортируемой нефти. Приближенно место утечки можно определить по разности времен появления всплесков скорости изменения расходов в контрольных сечениях.

Недостаток данного метода, так же как и у предыдущего метода, заключается в ложных срабатываниях системы, вызываемых нарушением стационарного характера транспортировки нефти.

Метод сравнения закачек и отборов. Метод основан на сопоставлении масс нефти, закачанной на контролируемый участок трубопровода и отобранной из него. В начале и в конце контролируемого участка нефтепровода устанавливают турбинные или ультразвуковые счетчики измерения массы транспортируемой нефти. Информация со счетчиков непрерывно поступает на ЭВМ центрального диспетчерского пункта, где через определенные промежутки времени (15-30 с) сопоставляется между собой. При отсутствии допустимого рассогласования делается вывод о герметичности трубопровода, в противном случае подается сигнал о появлении утечки.

Для обнаружения менее значительной утечки и определения ее объема в ЭВМ производится суммирование и сравнение закачанного и полученного объемов нефти за более длительный период времени (1-2 ч).

Недостатком данного метода является неучет тех изменений, которые могут происходить на участке трубопровода при нестационарном или квазистационарном режиме перекачки. Например, в трубопроводе может происходить напрессовка или депрессия трубы, может изменяться температура жидкости или, наконец, могут появляться и исчезать пустоты или самотечные участки.

Метод материального баланса нефти на участке трубопровода. Этот метод является обобщением предыдущего метода. Он допускает дисбаланс между массами нефти, закачанной на контролируемый участок трубопровода и отобранной из него, однако разность этих масс должна коррелировать с изменением массы жидкости, происшедшим на рассматриваемом участке нефтепровода.

В начале и в конце контролируемого участка нефтепровода устанавливают турбинные или ультразвуковые расходомеры, записывающие расходы, а также датчики давления, записывающие давления в соответствующих сечениях трубопровода. Информация с расходомеров и датчиков непрерывно поступает на ЭВМ центрального диспетчерского пункта, где через определенные промежутки времени вычисляется изменение массы нефти на рассматриваемом участке трубопровода:

Если в предыдущем методе превышение этой разностью некоторой допустимой величины означало наличие утечки, то в рассматриваемом методе эта разность сравнивается с изменением массы нефти, происшедшим на участке нефтепровода в течение интервала времени.

Для расчета изменений массы нефти на контролируемом участке трубопровода используются давления, определяемые датчиками в начальном и конечном сечениях участка. Разработанная теория и действующая в масштабе, реального времени и применяемая компьютерная программа позволяют вычислить величину с учетом поправок на давление и возможное наличие пустот в трубопроводе, а затем сравнить рассчитанную величину с разностью масс закачанной и отобранной нефти.

Данный метод свободен от многих недостатков, присущих, предыдущим методам, но требует более сложного программного обеспечения.

Ультразвуковой (зондовый) метод. Метод основан на звуковом эффекте (в ультразвуковом диапазоне частот), возникающем при истечении жидкости через сквозное отверстие в стенке трубопровода. Возникновение звука (шумов) при утечке обусловлено, во-первых, вибрацией потока при истечении через отверстие, а во-вторых, возникновением кавитации. Ультразвуковые волны создают звуковое поле внутри трубопровода, причем интенсивность акустических шумов, создаваемых утечкой, гораздо выше, чем интенсивность аналогичных шумов, создаваемых турбулентным течением жид­кости в трубе. Спектр частот, генерируемых утечкой, находится в диапазоне от 200 Гц до 100 кГц. Акустический шум, создаваемый утечкой, улавливается высокочувствительными автономными поточными приборами, пропускаемыми по трубопроводу.

Недостаток данного метода состоит в том, что он не относится к непрерывным методам контроля, а может использоваться лишь периодически.

Метод акустической эмиссии. Метод основан на регистрации высокочувствительными пьезоэлектрическими датчиками, установленными на контролируемом участке нефтепровода, сигналов акустической эмиссии от напряженного состояния стенки трубопровода, микротрещин и от утечек нефти.

Акустическая эмиссия (АЭ) является результатом высвобождения энергии из материала, находящегося в напряженном состоянии. Пьезоэлектрические датчики, расположенные на поверхности трубопровода, фиксируют упругие волны в металле трубопровода, создаваемые истекающей через отверстие жидкостью; затем эти сигналы усиливаются в десятки раз. Для обнаружения места утечки разработано специальное оборудование анализа амплитуды и частоты приходящих импульсов акустической эмиссии.

Недостаток этого, как и предыдущего метода, состоит в периодичности работы системы, а также в значительном времени, требующемся для обследования трубопроводов большой протяженности.

Метод анализа статического давления (опрессовка). Метод основан на измерении скорости падения давления в секциях между задвижками при наличии утечки в процессе гидравлических испытаний трубопровода. Участки трубопровода между закрытыми задвижками выдерживают под повышенным давлением в течение 15 мин. Если давление в каждой секции сохраняется, то утечка отсутствует. Если же давления в каких-либо секциях изменяются и предполагаемые утечки составляют более 0,5 м3/ч, то переходят к испытаниям по методу дифференциального давления.

Недостаток данного метода, так же как и двух предыдущих, состоит в его периодичности. Кроме того, применение метода возможно только при полной остановке трубопровода.

Метод дифференциальных давлений. Метод основан на постоянстве градиента перепада давлений в смежных секциях при отсутствии утечек и в условии температурного равновесия нефти с окружающей средой. Для применения данного метода нефтепровод останавливают, создают в нем повышенное давление и закрывают полностью все задвижки. С помощью высокочувствительных дифференциальных манометров, установленных на задвижках, контролируют изменения во времени разностей давления в смежных секциях.

При отсутствии утечек эти разности связаны друг с другом простыми соотношениями. Если скорости изменения разностей давления в смежных секциях противоречат установленным соотношениям, то определяются секции, в которых возможна утечка нефти.

Недостаток данного метода состоит в его периодичности и, кроме того, для полного цикла испытаний требуется длительное время - от 3 до 10 суток.

Метод обработки кривой падения давления. Опрессовку участков трубопровода можно использовать для диагностирования утечек нефти. Сущность метода состоит в следующем. В испытуемый участок нефтепровода закачивают жидкость (ту же нефть) и поднимают давление до достаточно высокого значения, чтобы все сечения трубы оказались заполненными жидкостью и чтобы существовал запас давления над упругостью насыщенных паров. Затем наблюдают, как это давление изменяется в зависимости от времени.

Если давление в рассматриваемом участке трубопровода не изменяется с течением времени, то это свидетельствует об отсутствии в нем утечки. Если же давление в контрольном сечении падает, то это означает, что в испытуемом участке трубопровода имеется отверстие и задача состоит в том, чтобы оценить величину этого отверстия и, по возможности, точно указать его местоположение.

Метод улавливания волн давления при возникновении утечки. Если перекачка нефти по участку трубопровода временно не ведется, то возможен метод обнаружения утечек жидкости, основанный на улавливании волн разряжения, рождаемых утечкой в момент ее возникновения. Согласно теории неустановившихся процессов, в момент возникновения утечки (или отбора) жидкости в трубопроводе возникают волны разряжения, которые распространяются от места утечки в обе стороны.

Исследование возможностей этого метода показывает, что волны давления, генерированные возникновением утечки, распространяются в покоящейся жидкости без существенного затухания и поэтому могут быть зарегистрированы измерительной аппаратурой.

В работающем трубопроводе применение данного метода имеет существенные трудности, связанные со значительным затуханием возникших волн при их распространении в трубопроводе.

Необходимым условием применения данного метода является отсутствие в трубе парогазовых полостей, для этого участок трубопровода во время простоя держится под избыточным давлением.

Комплекс программно-технических средств, работающий в режиме реального времени по заданным алгоритмам и выполняющий с нормируемой точностью функцию непрерывного контроля герметичности участка магистрального нефтепровода в соответствии с техническим заданием на создание данного вида СОУ (проектными решениями).

Радиоактивный. При использовании этого метода в трубу специально вводят радиоактивное вещество. При возникновении утечки происходит излучение этого вещества, которое регистрируется приборами. Метод не нашел широкого применения в диагностике утечек в трубах.

Акусто-эмиссионный. Исследование движения дислокаций в волокнах, приводящего к перераспределению напряжений внутри материала и возникновению звуковых колебаний, позволило разработать метод диагностики повреждений трубы. При росте трещины, разрыве связей или пластическом деформировании материала выделяется энергия в виде волн напряжения, или акустической эмиссии. Даже если дефект является микроскопическим, под действием локального напряжения или деформации он генерирует волны напряжения. Эти волны могут быть зафиксированы с помощью пьезопреобразователей, установленных на трубе определенным образом. Акустическую эмиссию можно регистрировать на высоких частотах (до 3-5МГц), что позволяет использовать метод и в присутствии интенсивных внешних шумов, так как естественные и технические шумы на этих частотах очень слабы. В отличие от других методов в АЭ-методе энергия выделяется из самого материала. Вследствие этого акустическая эмиссия более чувствительна к росту дефектов и легче поддается интерпретации, чем сигналы, возникающие при возбуждении извне, характерном для таких методов, как УЗ-дефектоскопия и радиография. При использовании данного метода датчики устанавливаются на расстоянии порядка 100 метров, что приводит к существенному удорожанию и усложнению системы. Поэтому этот метод, также как и акустический, целесообразно использовать на ограниченной части трубопровода - на наиболее опасных участках МН.

Волоконно-оптический. Метод основан на использовании волоконно-оптического сенсорного кабеля (ВОСК). По специальной технологии в сенсорном оптическом кабеле вводятся волоконно-оптические датчики (количество датчиков может достигать 200шт/м). Волоконно-оптический датчик представляет собой решетку Брэгга, записанную в волокне с помощью ультрафиолетового лазера. Длина волны Брэгга изменяется под действием температуры, давления, вибрации, акустической эмиссии, микродеформации, т.е. датчик обладает многопараметровой чувствительностью. По технологии развертывания волоконно-оптических сенсорных кабелей может быть реализована, как внешняя, так и внутренняя трубопроводная прокладка. Естественно, для трубопроводов по которым может проходить СОД, возможна только внешняя прокладка кабеля.

Метод определения утечек по анализу профиля давления. Метод основан на моделировании распределения давления вдоль трубопровода и статистическом анализе.