Определение места утечки на трассе трубопровода: Методы определения утечек и незаконных врезок в нефтепроводы

Содержание

Методы определения утечек и незаконных врезок в нефтепроводы

Одним из главных вопросов при эксплуатации трубопроводов является обеспечение промышленной и экологической безопасности. Нарушение целостности трубопроводной системы чревато объемными выбросами перекачиваемого продукта в окружающую среду.

В российских условиях обеспечение безопасности трубопроводного транспорта приобретает своеобразный оттенок. Факторами, определяющими это, является не только обширная сеть и протяженность действующих трубопроводов, но и масштабные несанкционированные врезки.

Сегодня существует две категории методов обнаружения утечек из трубопроводов: методы постоянного и периодического контроля.

Методы постоянного контроля:

  1. Сравнение расходов позволяет учитывать объем перекаченной среды в начальной и конечной точке системы.
  2. Метод снижения давления с фиксированной или скользящей установкой заключается в фиксации перепадов давления на различных промежутках трубопровода. Рассчитанные программным способом давления сопоставляются с фактическими показаниями датчиков. При обнаружении несоответствия происходит оповещение о предполагаемой утечке или незаконной врезке.
  3. Метод линейного баланса основан на постоянстве перекачиваемого объема в начальной и конечной точках при установившемся режиме транспортировки.
  4. Метод акустической эмиссии позволяет с помощью пьезоэлектрических элементов, располагающихся на трубопроводе, регистрировать нарушения целостности системы и утечки.
  5. Корреляционный метод основан на применении датчиков, измеряющих виброакустический сигнал, создаваемый утечкой.
  6. Сравнение изменения скорости расходов в начальной и конечной точках участка трубопровода.
  7. Метод отрицательных ударных волн позволяет зафиксировать утечку за счет изменения фронта волны давления. Вероятное место утечки продукта определяется по временному интервалу прохождения фронта волны.
  8. Метод ударных волн Жуковского предполагает замер давлений в конечной точке трубопровода. Скорость распространения ударной волны позволяет определить место утечки.
  9. Метод гидравлической локации основан на аналитических данных гидравлических показателей участков трубопровода.
  10. Модифицированный метод гидравлической локации предусматривает установку датчиков давления в определенных местах трубопровода. Изменения гидравлического уклона во времени на данном участке трубопровода также позволяют фиксировать утечки.
  11. Модифицированный метод материального баланса основан на фиксации давления и расхода перекачиваемой среды в конце участка трубопровода. Измеренные показатели сравниваются с изменением массы жидкости на участке. Имеющиеся расхождения позволяют говорить о наличии утечек.

Методы периодического контроля:

  1. Радиолокационный метод позволяет фиксировать утечки за счет радиоактивного излучения, возникающего при попадании транспортируемой среды в грунт.
  2. Тепловой метод основан на перепаде температур, возникающих при вытекании транспортируемой среды в окружающую среду. Для этого применяют тепловизоры, устанавливаемые в специальных лабораториях.
  3. Визуальный метод заключается в непосредственном обходе трасс трубопровода и фиксации вероятных мест утечек по внешним признакам.
  4. Ультразвуковой. При утечке продукта возникают ультразвуковые волны, которые подлежат регистрации.
  5. Лазерный газоаналитический метод базируется на способности газов, содержащих углеводороды, поглощать энергию источника инфракрасного излучения.
  6. Метод обработки кривой падения давления. Данный метод заключается в поднятии давления в трубопроводе до значения, при котором вся система оказывается заполненной транспортируемой жидкостью. После этого отслеживают изменение давления, падение которого укажет на наличие утечки.
  7. Метод перепада давления заключается в разделении участка трубопровода на две части зондом, по обе стороны которого производят замер перепада давления.
  8. Анализ статистического давления производят при гидравлическом испытании трубопровода. Для этого производят замер измерения скорости падения давления на участке трубопровода между двух отключающих устройств. Дистанционно отслеживаемый перепад давления показывает вероятные места утечек из трубопровода.
  9. Акустический метод позволяет определять утечки за счет регистрации акустических сигналов, возникающих при истечении перекачиваемого продукта из трубопровода.
  10. Метод трассирующих газов основан на анализе утечек газоанализаторами, регистрирующими качественный и количественный состав содержащихся в продукте газов.
  11. Метод дифференциального давления производят на отключенном участке трубопровода. Далее осуществляют мониторинг изменения перепада давлений на двух соседних участках.
  12. Магнитный. Для его проведения применяют дефектоскопы с феррозондовыми и индукционными датчиками.
  13. Метод вихревых токов подразумевает применение вихретокового преобразователя, который помещается в трубопровод. Преобразователь создает магнитное поле, а регистратор фиксирует его параметры.
  14. Комбинированный электромагнитный метод базируется на намагничивании стенок трубопровода. Имеющиеся повреждения трубопровода будут изменять коэффициент магнитной проницаемости.

Все существующие методы контроля герметичности трубопроводных систем можно разделить на три категории в зависимости от их воздействия на бесперебойную транспортировку перекачиваемого продукта:

  1. Методы, исключающие изменение течения технологического режима перекачки.
  2. Методы, подразумевающие под собой изменение технологического режима перекачки, заключающееся в снижении объемов перекачиваемого продукта.
  3. Методы, заключающиеся в полной остановке трубопровода для осуществления процедуры поиска мест утечек и несанкционированных врезок.

Если вы нашли ошибку, пожалуйста, выделите фрагмент текста и нажмите Ctrl+Enter.

Кроме того, интересно почитать:

Вам понравилась статья? Не хотите пропускать новые? Тогда подпишитесь на RSS или получайте новые статьи мгновенно на электронную почту

Методика определения места утечки теплоносителя из подземных трубопроводов с помощью приборов «ТЕХНО-АС»

Задача: Имеется участок теплотрассы, на котором происходит потеря теплоносителя. Регистрация утечки зафиксирована по приборам учета.

Действия:

  1. На котельной, с помощью задвижек определяем участок, из-за которого возросла подпитка. При этом фиксируем по объему подпитки объем утечки.
  2. Определив участок с помощью задвижек в тепловых камерах и колодцах, сокращаем отрезок теплотрассы, на котором предполагается утечка. В то время, когда закрывая очередную задвижку, ожидаем результатов сокращения подпитки, одновременно, с помощью пирометра С-110 «Факел» измеряем температуру поверхностей труб и сравниваем ее по всем колодцам. От котельной до места утечки теплоноситель за счет давления и истекания воды постоянно передвигается и имеет приблизительно одну и туже температуру. В колодце после утечки и перед закрытой задвижкой вода не перемещается и поэтому постепенно остывает. Этот способ помогает локализовать участок теплотрассы до расстояния от колодца до колодца.

В летне-осенний период, при отсутствии снежного покрова, рекомендуется просканировать с помощью пирометра С-110 «Факел» поверхность грунта над трассой. Место утечки определяется по самой горячей точке поверхности грунта.

Применение пирометра С-300 «Фаворит» с разрешением 0,1°С позволяет зафиксировать разницу температуру поверхности теплотрассы в нескольких десятых долей градуса Цельсия. Многократное повторение измерений грунта подозрительных участков и сопоставление данных с результатами работы с течетрассопоисковой техникой значительно повышают вероятность правильного обнаружения места утечки.

Только после того, как мы выделим участок в 100÷200м, где расположена утечка, приступаем к работе с течеискателем «Успех-АТГ 209».

Опускаемся в колодец, располагаем акустический датчик (АД) поочередно на трубы и фиксируем амплитуду уровня шума с помощью индикатора и настраиваемся на характер шума по головным телефонам. Прослушав все трубы, определяем какая труба «гудит» громче и шум более похож на шум утечки. Выключаем прибор и переносим его в другой колодец, на второй конец обследуемого участка. Следим затем, чтобы не сбить регулировки усиления и управления индикатором.

Располагаем на той же подозрительной трубе АД, включаем прибор и сравниваем параметры шума. Поиск утечки с поверхности грунта следует начинать от того колодца, где на трубах шум значительно сильнее. Начинаем обследовать поверхность грунта, устанавливая датчик через каждые 40÷50см строго над центром обследуемой трубы. Датчик должен иметь максимальную площадь соприкосновения с грунтом. Для этого необходимо подготавливать площадку для установки датчика. Делается это либо специальным приспособлением (саперной лопатой), либо ногой в спецобуви. Задача – обеспечить плоскость грунта и отсутствие между нижней плоскостью датчика и грунтом воздушной или травяной прослойки. В этом случае датчик будет с максимальной чувствительностью улавливать слабейшие звуковые колебания и меньше будет реагировать на помехи передаваемые по воздуху. Настройки блока приемника («усиление» и «УИ») необходимо выставить в положение, чтобы было слышно некоторый различительный фон, уровень которого и необходимо сравнивать при перестоновке акустического датчика. Этот фон невозможно описать, он на каждом участке свой. Накладывается масса обстоятельств: это и собственный фон земли, фон распложенных рядом объектов, и шум протекающей воды по трассе. Установив акустический датчик, контролируйте, чтобы во время включения АД не перемещался, ручка АД не качалась и провод, соединяющий АД и приемник не задевал части АД. Прослушав и визуально зафиксировав уровень шума, выключаем блок приемника и переносим на 40 – 50см АД на другое подготовленное место.

Фиксируем положение АД, включаем блок приемника и сравниваем уровень шума с предыдущим. Если характер шума значительно не отличается от предыдущего, выключаем приемник и переносим АД на следующее место. Если характер шума изменился, анализируем, он стал активнее или слабее. Слабее, возвращаемся к предыдущему, сравниваем еще раз и помечаем для себя подозрительное место. На этом месте пока не стоит сосредотачиваться, а просто отметить и продолжать обследование. Редко бывает, что теплотрасса проходит в тихом районе, в отсутствии рядом проезжающего транспорта. Это не должно мешать оператору. Создавая прибор, мы преследовали цель сделать его максимально чувствительным к звуковым колебаниям распространяемым по земле и закрытым от помех передаваемых по воздуху. Шум машин, пешеходов имеет волнообразый характер, а шум утечки – фоновый. Поэтому если машина проезжает слишком близко, можно просто выключить приемник. Если при обследовании трубопровода участки, вызывающее у Вас подозрения, встречаются через одинаковые расстояния, следует дополнительно обращаться к схеме прокладки. Труба может лежать на неподвижных опорах, которые концентрируют на себе шум утечки. Так как опоры имеют большую площадь соприкосновения с землей, шум на поверхности тоже будет активный. Те места, где Вы выделяете как утечку, и идет несовпадение (по метрам) с неподвижными опорами более вероятны для утечки. В результате многократного повторения установки АД на подозрительных местах, определяем по характеру и амплитуде шума (и по косвенным признакам) место утечки и указываем место вскрытия теплотрассы.

Косвенными признаками места утечки являются:

  • провалы грунта в месте с повышенным уровнем шума;
  • повышенная влажность грунта;
  • подтаивание снега;
  • образование углубления заполненного водой.

Точность обнаружения утечки зависит от многих факторов: класс прибора, опыт оператора, глубина залегания трассы, качество и состав грунта и его поверхности, давление в трубопроводе, характере разгерметизации и т.д.

Мы сравниваем наш прибор и с приборами кардиолога для установки диагноза больного. И мы, и врачи слышим биение сердца, но только специалист определяет патологию. Мы не призываем к длительному обучению, но опыт должен нарабатываться от утечки к утечке. Специалисты Коломенской теплосети ведут специальные журналы, где описывают характер утечки, делают схему расположения теплотрассы (утечки на трассе), анализируют точность обнаружения. Все это является ни чем иным, как сбором информации, опытом, который и повышает качество диагностических работ. Первоначальные обучения мы рекомендуем пройти у нас в городе, на объектах водоканала или тепловых сетей. Мы познакомим Вас с людьми, которые ежедневно применяют оборудование ООО «ТЕХНО-АС».

Основное достоинство течепоисковых приборов – это то, что специалисты становятся владельцами своего времени и меньше тратится энергии на раздумывание: «Что же делать с этой трассой?». С помощью этого оборудования люди начинают видеть сквозь землю и стены. Инструментально обеспеченные специалисты – это уже чувство достоинства и самоуважения.

Методика поиска утечек в подземных трубопроводах

Производитель оборудования неразрушающего контроля с 2008 года.




1

Подтверждение факта наличия утечки

  1. А) По внешним признакам

    • парение теплотрассы;
    • заполненные водой колодцы или камеры;
    • поступление воды в систему ливневой канализации;
  2. Б) По показаниям приборов

    • падение давления;
    • повышенный расход;

2

Выявление поврежденного участка

Производится путем последовательного отсечения потребителей и участков трубопровода с помощью задвижек, с учетом п.1

3

Визуальный осмотр трассы

  1. А) Выявление мест оттаивания грунта/асфальта в зимний период;

  2. Б) Выявление мест подмыва грунта/выхода влаги на поверхность;

  3. В) Осмотр вводов в здания, в колодцы и камеры, насколько это возможно;

  4. Г) Откачка камер/колодцев и выявление очагов заполнения.

4

Трассировка и разметка трубопровода

Используемое оборудование:
трассоискатель из комплекта ЛИДЕР

  1. А) Подключаем генератор к трубопроводу гальванически или с помощью бесконтактной антенны;

  2. Б) С помощью электромагнитного зонда отслеживаем положение трубы, ее повороты, отводы, глубину залегания, места пересечения с электрокабелями и другими трубами.

  3. В) Размечаем на плане или в натуре путь трассы, его длину, отмечаем углы поворота и врезки.

5

Изучение геоподосновы в предполагаемом районе утечки

  1. А) Обращаем внимание на рядом лежащие трубопроводы – они являются источниками дополнительного шума, похожего на шум утечки;

  2. Б) Обращаем внимание на силовые кабели и газопроводы – из-за электрохимических явлений в местах их пересечений с нашей трассой последняя страдает от коррозии.

6

Поиск утечки акустическим течеискателем

Используемое оборудование: акустический течеискатель из комплекта ЛИДЕР

  1. А) Оператор, следуя над размеченной в п.4 трассой, с интервалом в 0,5 – 1 метр производит измерения акустических шумов на поверхности земли;

  2. Б) Максимум шумов соответствует месту утечки в трубопроводе.

7

Поиск утечки корреляционным течеискателем

Используемое оборудование: корреляционный течеискатель ЛИДЕР-КТМ

  1. А) Датчики прибора устанавливаются на поверхность трубопровода с помощью магнитов;

  2. Б) В прибор вводится информация о параметрах трубы (длина, диаметр, материал и т.д.)

  3. В) Прибор анализирует шумы внутри трубопровода и выдает на экран график корреляции шумов, максимумы которого соответствуют шуму утечки или неоднородностям трубы, с учетом п.4 и п.5

8

Поиск утечки тепловизором

Термограмма поверхности земли над трассой выявляет температурные аномалии, соответствующие месту утечки в теплотрассе либо зависящие от физической конструкции канала и материалов благоустройства по поверхности.

Далее производится анализ результатов и разработка ТЗ для прораба.

Руководствуясь данной методикой, можно успешно обнаружить более 70% повреждений подземных трубопроводов. Еще 10% мы находим, применяя фирменные секретные технологии и ноу-хау, рассказ о которых выходит за рамки данной статьи. Оставшиеся 20% утечек методами неразрушающего контроля выявить невозможно, для их обнаружения и устранения дополнительно к лаборатории подключается наша аварийная бригада.

Определение места утечки на трассе трубопровода

⇐ ПредыдущаяСтр 7 из 26Следующая ⇒

Современные трубопроводы имеют достаточно солидный возраст. Поэтому все чаще отмечаются случаи возникновения утечек.

В зависимости от расхода вытекающих нефти и нефтепродуктов разли­чают утечки крупные и мелкие. На нефте- и нефтепродуктопроводах, напри­мер, к крупным относят утечки величиной более 10 м3/ч, а к мелким—от 2 до 600 л/ч. Средних утечек величиной от 600 л/ч до 10 м3/ч, как показывает опыт, не наблюдается.

Утечки с расходом менее 50 л/ч функционируют не постоянно, так как мел­кие дефекты в теле трубы постепенно забиваются парафином, песком и други-мшдеханическими частицами.



Крупные утечки

Поскольку крупные утечки приводят к изменению гидродинамичес­ких параметров работы трубопровода, то возможно определение их местона­хождения расчетным путем.

Контроль утечки по изменению расхода

Рассмотрим нефтепровод длиной L с п перекачивающими станциями. Допустим, что в процессе перекачки по возникшему дебалансу при неизмен­ном количестве работающих на станциях насосов замечено, что объемный рас­ход нефти, поступающей в нефтепровод, увеличился в/раз. Требуется найти расстояние х от головной перекачивающей станции до места утечки.

Уравнение баланса напоров до возникновения утечки имеет вид

-hoc

Ос

где No—число эксплуатационных участков; hn—напор подпорных насосов; А, В—коэффициенты в напорной характеристике перекачивающей станции; /—гидравлический уклон при единичном расходе;AZ—разность высотных отметок конца и начала трубопровода; hocm—остаточный напор. Откуда

1,02- f -L + nB

После возникновения утечки на перегоне, обслуживаемом (щ+ 1)-й пере­качивающей станцией, уравнение баланса напоров таково

Е

+ (а ■ (pfm ■ (L — х)] + AZ + 2V3 + hocm,

где Q*—расход, с которым нефть закачивается в нефтепровод после возникно­вения утечки; ср — отношение расхода в трубопроводе за местом утечки к рас­ходу до него.

Отсюда величина Q2mсоставит

(3.14)

1,02/ [х + q?’m ■ (L — х)] + В [л, + <р2(п — п,)]’ Поделив почленно формулу (3.14) на (3.13), получаем

1,02 JL + пВ

х2~т= ■

1,02/ [jc + (p2m (L — х)] + В [п, + 2~т (п — щ)] «

Перейдем для простоты к безразмерным координатам, обозначив х = x/L = В j (1,02 ■ / • L). Здесь х —доля длины трубопровода, предшествующая утечке, a W—соотношение крутизны характеристик перекачивающей станции и трубопровода в целом. С учетом принятых обозначений формула (3.15) при­нимает вид

1 + nW

(3.16)

Ее можно решить относительно координаты утечки 1

х + q?-m(1 — х) + W [л, + ф2«» {п — и,)] ‘

. (3.17)

Чтобы воспользоваться формулой (3.17) достаточно иметь данные о рас­ходах в начале и в конце нефтепровода. Алгоритм ее применения следующий: 1) установив, что величина/ значимо отличается от единицы, вычисляют (puW;2) задавшись номером перекачивающей станции (пу+1), обслуживающей аварийный перегон, вычисляют Зс и далее х; 3) проверяют соответствие приня­того щ их.

При выборе пхнеобходимо иметь в виду, что после появления утечки (как и при путевом сбросе) напоры на выходе станций, предшествующих аварий­ному участку, уменьшаются относительно тех, которые были до появления утечки.

Поиск по сайту:

Определение мест утечек и повреждений тепловых сетей





⇐ ПредыдущаяСтр 9 из 10Следующая ⇒

 

Признаком утечки воды является падение давления в манометрах, установленных в ИТП, ЦТП и на источнике теплоты. При этом увеличивается подпитка воды для восполнения её убыли и достижения заданного давления в тепловых сетях и системах теплопотребления.

На источнике теплоты проверяется герметичность подогревательной установки. При разрыве трубок поверхности нагрева сетевая вода вытекает в межтрубное пространство и смешивается с конденсатом. Герметичность подогревателя в этом случае, легко устанавливается химическим анализом конденсата, а также сравнением расходов пара и откачиваемого конденсата. При отсутствии разрывов трубок подогревателя качество конденсата остается постоянным, а его количество равно расходу пара. Подогреватели с обнаруженными разрывами трубок немедленно отключают.

Для обнаружения утечки сетевой воды из тепловой сети следует произвести внешний осмотр тепловых сетей. В первую очередь осматриваются тепловые сети, недавно введённые в эксплуатации, и наиболее старые, сильно изношенные участки. При этом следует обратить на крышки теплофикационных камер. Если на крышке имеется растаявший слег или следы отпотевания, то нужно открыть её и осмотреть фланцевые соединения и проверить состояние сальников арматуры, прослушать каналы сетей (если будет утечка, то из каналов будет слышен шум вытекающей воды), осветить каналы фонариком ( при просвечивании утечка воды может быть обнаружена по парению воды, а в отдельных случаях может быть обнаружена струя вытекающей воды из теплопровода. Утечка может быть обнаружена также по выходу воды на поверхность земли. Обвалы земли и местное оголение земли от снега может быть достаточно точно указать место утечки сетевой воды. И наконец, наличие повышенной температуры сверх обычной внутри теплофикационной камеры, отпотевание стенок камеры и арматуры укажет на наличие утечки воды в канале тепловых сетей, если отсутствует в самой камере.

Кроме внешнего осмотра тепловых сетей производят проверку герметичности трубной системы подогревателей ИТП и ЦТП. Не вскрывая подогревателя обнаружить утечку можно путём химического анализа на жёсткость и щёлочность сетевой воды на выходе из подогревателя. Повышение жёсткости и щёлочности сетевой воды укажет на наличие утечки сетевой воды в подогревателе.



Если проверка герметичности подогревателей и внешний осмотр тепловых сетей не позволили обнаружить утечку, то необходимо произвести поочередное отключение одного участка тепловых сетей за другим, наблюдая при этом за величиной падения в тепловых сетях по показаниям манометров в ИТП или ЦТП. И если это не дало результатов, следует произвести отключение поочередно одного потребителя теплоты за другим.

Использование приборов акустического контроля (шумомеров) позволяет быстро прослушать подозрительные места на утечку трассы. Возникающие в местах утечки воды создают акустические шумы, которые распространяются в трубопроводах, каналах и в земле в виде сферических волн-колебаний.

Поиск утечек может производиться несколькими способами. Наиболее простой – акустическое прослушивание поверхности трасс с использованием геомикрофона. Течепоисковый комплект прибора состоит из датчика (геомикрофона) со штангой, усилителя сигналов на плечевом ремне и наушников, легко переносится одним оператором, позволяет с высокой точностью до 0.3 м при глубине до5 м обнаружить утечки. Прибор даёт возможность работать в различных (до 10) диапазонах частот, с фильтрацией полезного сигнала и подавлением паразитных шумов. Приборы работают от аккумуляторов длительное время без подзарядки.

 











Обнаружение крупных утечек по изменению расхода и давлению — Студопедия

В момент возникновения утечки меняются гидродинамические параметры работы трубопровода. По совмещённой характеристике нефтепровода и перекачивающих станций видно, что возникновение утечки приводит к увеличению его производительности (рис. 11.1).

Технологии обнаружения места утечки из трубопроводов основаны на измерении давления перекачки и расхода. Наиболее простой способ обнаружения крупных утечек заключается в построении линий гидравлического уклона с начала и конца перегона по измеренным расходам (рис. 11.2). Для упрощения процесса поиска места утечки можно рассчитывать текущий гидравлический уклон с помощью ЭВМ по известным формулам гидравлики. Пересечение линий гидравлических уклонов, построенных для двух указанных значений расхода, показывает положение места утечки (у). Зная погрешность этого метода, можно достаточно быстро найти место утечки и приступить к ликвидации аварийного состояния. Этот способ весьма неточен при графоаналитическом исполнении, так как связан с масштабными построениями. Точность его повышается при использовании ЭВМ и достаточно большом дисбалансе расходов.

Рисунок. 11.1. Совмещенная характеристика НПС и трубопровода: 1, 2—характеристика трубопровода до и после возникновения утечки; 3—суммарная характеристика НПС

Рисунок 11.2 — Схема для определения места утечки по изменению линии гидравлического уклона:

Н — напор станции; l — длина трассы трубопровода между насосными станциями; у — место утечки; 1,2— линии гидравлического уклона соответственно при наличии утечки и без нее



Местоположение утечки можно также обнаружить по уменьшению напора на НПС. Для этого необходимо закрыть концевую задвижку на перегоне, а насосную станцию, оборудованную центробежными насосами, не выключать. Движение жидкости будет происходить только на участке до места утечки. В результате получается кривая падения давления (рис. 11.3), по которой легко определить место утечки, зная р2, р1 и гидравлический уклон на первом участке.

Рисунок 11.3 — Схема для определения места утечки по падению давления в трубопроводе:

н — насос; у — место утечки; з — концевая задвижка; р1 — давление, развиваемое насосом; р2 — постоянное давление за местом утечки; L — расстояние от насосной до места утечки

Для определения места утечки по изменению давления на нефтепроводе через каждые 10—20 км и на перекачивающих станциях устанавливают контрольно-замерные пункты, которые позволяют измерять перепады давления на участках. По значению измеренного перепада давления судят о состоянии трубопровода. Метод является достаточно надежным и помехоустойчивым. С помощью ЭВМ анализируют приращение давления и выявляют нарушения монотонности изменения давления. Крупные утечки обнаруживают немедленно по резкому падению давления на приеме следующей перекачивающей станции, а малые и средние утечки выявляют только в результате обработки измеренных перепадов давления на ЭВМ. Если трубу оснастить датчиками внешнего давления, то, анализируя колебания внутреннего и наружного давления в течение длительного промежутка времени и сравнивая их со статистическими данными, можно прогнозировать образование сквозных дефектов в трубопроводе.



Определение места негерметичности участка трубопровода при испытаниях

Как известно, все инженерные сети должны подвергаться первичным и периодическим испытаниям (СНиП 3.05.04-85 «Испытание трубопроводов и сооружений», СНиП 2.05.06-85* «Магистральные трубопроводы», СНиП 42-01-2002 «Газорас­пределительные системы», СНиП 3.05.03-85 «Тепловые сети»). Данные методы определения мест негерметичности относятся, как было указано выше, к статическим. 

Согласно требованиям, предъявляемым к данным коммуни­кациям при испытаниях, они должны быть отключены, осво­бождены от перекачиваемого продукта, продуты и заглушены (нефтепроводы, газопроводы). Испытания в указанных случаях проводят водой или воздухом. Испытания признаются успеш­ными, если снижение давления не превысило допустимое за определенное время. В случае невыполнения данного условия, производят поиск места повреждения по трассе трубопровода. Но так как места выхода воды или воздуха невозможно опреде­лить сколь-нибудь приемлемыми приборными методами, то про­цесс определения мест негерметичности трубопровода затягива­ется на неопределенное время, что приводит к экономическим потерям и увеличению сроков строительства и ремонта трубо­проводов. На практике при опрессовке воздухом в данном слу­чае применяют индикаторное вещество (метилэтилмеркаптан), которое закачивают в трубопровод. Применение расчетных ме­тодов определения мест негерметичности дает недостаточную достоверность результатов из-за: несовершенства существующих методик; применения в расчетах значений, зачастую неприменя- емых в практической текущей деятельности, неизвестных и из­меняющихся (таких, как удельное гидравлическое сопротивле­ние на единицу длины трубопровода) в процессе эксплуатации; человеческого фактора. В процессе эксплуатации трубопровода на его стенках откладываются продукты коррозии, происходит прилипание вязкого продукта к стенкам (гидраты в газопрово­дах, парафин и тяжелые нефтепродукты в нефтепроводах, со­путствующие продукты транспортировки в водоотводящих, теп­ловых сетях), то есть происходит локальное изменение гидрав­лического диаметра трубопровода, что невозможно учесть ни моделированием, ни расчетами без дополнительных тщательных и объемных обследованиях внутренней поверхности трубопрово­да по всей его протяженности. 

В промысловых нефтепроводах, кроме того, из-за уменьше­ния давления в процессе движения среды, происходит разгазирование жидкости, в результате чего меняется по длине удель­ный вес и вязкость перекачиваемой среды, что также не подда­ется моделированию и расчету с высокой точностью, особенно если учесть, что трубопровод повторяет сложный и зачастую трудно учитываемый рельеф местности. 

Предлагается способ определения места сквозного поврежде­ния трубопровода, в котором с целью определения реальных характеристик участка трубопроводной системы и режима тече­ния в нем производят определение отсутствия закупорки в кон­тролируемом участке путем установления отсутствия равенства давлений на концах трубопровода и наличия расхода в нем че­рез некоторое заданное время tk,а также измерение расхода и давления при подаче жидкости только с одной стороны контро­лируемого участка. 

Для дальнейшего уточнения реальных характеристик можно замерить расход и давление при подаче жидкости или газа толь­ко с противоположного конца участка.

В предлагаемом способе необходимо найти точку С, в кото­рой происходит утечка на участке трубопровода АВ, описывае­мом некоторой пространственной кривой, заданной в виде функции длины дуги, отсчитываемой от точки А: 

1 - 0087

Формула выше основана на соотношении

р1 — Δp1 = р2 — Δр2,

при выполнении которого потоки жидкости с концов А и В тру­бопровода потекут навстречу друг другу. При этом Δp1 и Δр2 представляют собой суммарные потери давления на трение и преодоление гидростатического давления при движении среды с концов А и В соответственно. 

Рассмотрим соотношение выше, записанное в искомой точ­ке С:

Ра— ΔРас = Рв— ΔPвс

В определенный момент времени измеряем давление Р(1)а и Р(1)в при одностороннем течении АВ жидкости с известной тем­пературой Та и Тв и расходом G0. Таким образом, нам стано­вятся известными величины:

Р(1)в—  Р(1)а = ΔРас + ΔPвс

При помощи регулирующих устройств настраиваем давление таким образом, чтобы выполнялось условие встречного течения потоков.

При этом возможна совместная настройка в точках А и В, а также настройка в одной точке при заданных параметрах в дру­гой, но при условии, что расходы рабочего агента были равны друг другу как при одностороннем, так и при двустороннем движениях. 

Измеряя давление в точках А и В как в первом, так и во вто­ром случаях, определяется место негерметичности. 

Закачивается рабочий агент вначале в точке В, замеряется давление рв1. В неизвестной точке С происходит утечка, а так как движения жидкости на участке Л С не происходит, то давле­ния в точках С и А будут равны ра1.

Замеряется расход в точке В и давления в точках А и В (ра1, рв1). Затем производится закачка рабочего агента в точки А и В одновременно, но так, чтобы суммарные расходы в точ­ках А и В были равны расходу в точке В в первом случае (при одностороннем движении). Замеряются давления ра2 и рв2 (рисунок ниже).

В результате получаем соотношение для определения места утечки:

1 - 0088

Подставляя найденное значение длины дуги АС в уравнение кривой, находим координаты искомой точки утечки С. 

Определение места негерметичности статическим методом

1 - 0088

Аналогичным образом можно найти Lвс и соответствую­щие координаты точки С1. В общем случае С1 может оказать­ся не равным С. Для минимизации допущенных погрешностей возможно проведение дополнительных исследований на участке СС1, или, например, принять как истинную среднюю точку.

Трубопровод, как правило, стыкуется из различных труб, что приводит к различию в структуре внутренней поверхности и соответствующего коэффициента гидравлического трения. При движении газированной жидкости объем свободного нерастворенного газа напрямую зависит от давления, поэтому в раз­личных случаях прямого и встречного течения мы будем иметь дело с различными параметрами газожидкостных сред, что так­же ведет к изменению удельной потери давления на трение. В реальной практике трубопровод имеет изгибы, переходы, повороты, меняет свой угол относительно идеальной горизон­тальной плоскости в соответствии с рельефом окружающей местности. Все указанные факторы, приводящие к довольно- таки существенным различиям в прямом и обратном режимах течения, будем условно классифицировать как асимметрию тру­бопровода, подразумевая под симметричным трубопроводом тот идеализированный случай, в котором данные факторы отсут­ствуют. 

Идея преодоления асимметрии заключается во введении по­правочного слагаемого в уравнения балансов давления. Предпо­ложим, что до момента появления утечки известны Р(1)а и Р(1)в при одностороннем течении АВ жидкости с температурой Та, Тв и расходом G0. Данное предположение оправдано, посколь­ку, как правило, при эксплуатации трубопроводов проводится мониторинг показателей течения в соответствующих точках. Затем рассматриваемый участок АВ изолируется при помощи запорных устройств. В процессе изменения давления в точке В будем проводить измерения в противоположной точке А. Зная исходное значение Р(1)в  и компенсируя изменения состава среды и систематическую погрешность путем рассмотрения измерен­ных параметров и соответствующих промежутков времени, мо­жем найти потерю давления в точке утечки С при заданном режиме течения. Затем указанную процедуру с теми же пара­метрами повторяем в точке А и наблюдаем соответствующий «отклик» в точке В. Исходный режим течения в направлении В А нам неизвестен, поэтому будем сопоставлять полученные ре­зультаты с результатами компенсационного режима в направле­нии АВ. Усредненная разница значений в соответствующих точ­ках и дает искомую аддитивную поправку в точке В на асиммет­ричность. 

Таким образом, внедрив в уравнение баланса давления поправку в точке В, мы как бы устраняем асимметричность ре­ального трубопровода, что повышает точность метода.

Устройство (рисунок ниже) работает следующим образом. При движении транспортируемой среды клапаны 1 и 12 открыты, а устройство управления и обработки информации 6 осуществляет мониторинг параметров перекачки. При появлении разбаланса расходов, выявляемого датчиками расхода 4 и 9, величина кото­рого больше величины погрешностей этих датчиков на заданную величину, определяемую устройством 6, устройство 6 подает команду на закрытие клапанов 1 и 12.

Устройство для автоматического определения места негерметичности участка трубопровода

1 - 0090

С целью исключения ложного определения возможности образования закупорки в трубопроводе (гидратных пробок, ча­стичного перекрытия проходного сечения в наиболее низких ме­стах влагой, перемещаемой потоком газа), устройство 6 произ­водит выдержку заданного количества времени tk для вырав­нивания давлений, измеренных датчиками 5 и 8. Если, после истечения этого времени tk, величины давления не изменяются и равны друг другу при отсутствии расхода в контролируемом участке трубопровода, то судят о наличии закупорки в трубо­проводе, в противном случае — о наличии негерметичности участка трубопроводной системы. 

Тогда для определения гидравлических характеристик кон­тролируемого участка трубопровода устройство управления 6 подает команду на открытие задвижки 10, прокачку среды с устройства 11 и измерение величин давления и расхода. Далее устройство управления 6 подает сигнал на открытие задвижек 3 и 10 так, чтобы суммарные расходы с устройств подачи 2 и 11 были равны расходу с устройства 11 в предыдущем случае, и производят измерение величин давлений и расходов датчиками 5,  8 и 4, 9, соответственно.

Данный метод был испытан на действующем распределитель­ном тупиковом газопроводе и показал возможность его промыш­ленного использования с приемлемой точностью. 

Был ли остановлен трубопровод Keystone из-за утечки нефти?

По данным TC Energy, компании, которая эксплуатирует трубопровод, в конце октября 2019 года в Северной Дакоте произошла утечка из трубопровода Keystone, который составил около 9 120 баррелей нефти, или примерно 383 000 галлонов, в Северной Дакоте.

Читатели спросили Snopes, правдива ли эта история, после того, как увидели заголовок с сайта заговора The Mind Unleashed, циркулирующий в социальных сетях. Заголовок, опубликованный 10 октября.30 января 2019 г., прочитайте «Трубопровод Keystone остановлен после утечки нефти в Северной Дакоте, и никто об этом не говорит». По иронии судьбы, несмотря на то, что The Mind Unleashed сообщал, что «никто» не говорил о разливе, вся его история была взята из сообщения Associated Press.

Об утечке также сообщила The New York Times, которая отметила, что рассматриваемый трубопровод не был спорным Keystone XL, хотя оба эксплуатируются одной и той же компанией:

Утечка во вторник произошла на участке существующей трубопроводной системы Keystone, а не на 1179-мильном пристройке к этой системе, известной как трубопровод Keystone XL, он [Карл Рокеман, директор отдела качества воды Департамента качества окружающей среды Северной Дакоты] сказал.Keystone XL уже много лет является объектом протестов со стороны окружающей среды. Президент Барак Обама отказал ему в разрешении в 2015 году, но всего через несколько дней после вступления в должность [в 2017 году] президент Трамп расчистил путь для его оператора, ранее известного как TransCanada, чтобы продолжить работу.

Это второй крупный инцидент в трубопроводной системе за последние два года. По данным компании, в 2017 году разлив покрыл участок лугов в Южной Дакоте более чем 407000 галлонов канадской сырой нефти, что почти вдвое больше, чем первоначально предполагалось.В 2011 году в Северной Дакоте и в 2016 году в Южной Дакоте произошла утечка из трубопровода около 16 000 галлонов нефти.

Утечка была обнаружена 29 октября 2019 года, согласно заявлению TC Energy, побуждающему компанию начать закрытие трубопровода. Государственные чиновники идентифицируют пострадавший район как сельское водно-болотное угодье в округе Уолш, что на северо-востоке Северной Дакоты, недалеко от границы с Миннесотой.

Разлив произошел примерно в трех милях к северо-западу от небольшого города Эдинбург, но официальные лица заявили, что нет никаких признаков утечки загрязненной питьевой воды.Карл Рокеман, директор отдела качества воды Департамента качества окружающей среды Северной Дакоты, сказал Times, что разлив является «одним из самых крупных разливов в штате».

В электронном письме Snopes Рокеман сказал, что разлив не повлиял на здоровье людей и что на поверхности разлив был локализован. «Исследования недр продолжаются», — добавил Рокеман.

Хотя трубопровод отделен от Dakota Access Pipeline, который в течение года вызывал страстные протесты со стороны Standing Rock Sioux и экологических активистов, утечка Keystone вызвала гнев сторонников, которые утверждают, что трубопроводы представляют постоянную опасность для окружающей среды и здоровья населения, поскольку продемонстрированной опасности утечек.

Трубопровод Keystone только что разлился СНОВА ** — и теперь это 8-й по величине разлив нефти в трубопроводе за последнее десятилетие. 😡😡

** Принесено вам корпорацией, которая хочет построить гораздо более крупный трубопровод #KXL и проложить его прямо через Средний Запад… https://t.co/gHXxIC12Sw #NoKXL

— Гринпис США (@greenpeaceusa) 31 октября 2019 г.

Это третий разлив на трассе трубопровода Keystone менее чем за три года. Подобные проекты трубопроводов будут продолжать разливаться и загрязнять землю, пока мы не закроем их навсегда и не заменим на 100% чистую энергию.# Zeroto100 https://t.co/Z5hjcgkegt

— Earthjustice (@Earthjustice) 31 октября 2019 г.

,

Лучшие методы предотвращения утечек в трубопроводе

«Целостность трубопровода» относится к комплексной программе, которая гарантирует, что опасные товары не будут случайно выброшены из трубопровода, и минимизирует воздействие, если утечка действительно произойдет. «Целостность конвейера» состоит из трех этапов: предотвращение, обнаружение и смягчение последствий. Предотвращение, первая линия защиты от выброса опасных товаров, включает в себя действия и решения, которые направлены на предотвращение выброса товаров в первую очередь.Предотвращение, очевидно, имеет первостепенное значение, и его процесс можно разделить на три категории, которые включают проектирование и строительство, эксплуатацию и техническое обслуживание, а также обучение и образование.

Pipeline Integrity

Первый этап включает в себя правильное расположение трассы и определение технических требований, таких как гидравлические расчеты и физические свойства трубопроводов. При моделировании, проектировании и строительстве процессов следует учитывать несколько важных моментов, в том числе, как лучше всего:

  • Избегайте геологических опасностей вдоль трассы трубопровода
  • Убедитесь, что насос или компрессор имеют правильный размер
  • Убедитесь, что оборудование для подавления перенапряжения имеет правильный размер
  • Защита трубопровода от коррозии

Инструменты и технологии моделирования трубопроводов упрощают для операторов трубопроводов решение этих факторов проектирования и строительства.

После того, как трубопровод находится в эксплуатации, постоянный мониторинг эксплуатационных и структурных условий в трубопроводе имеет решающее значение для предупреждения об обстоятельствах, которые, если их не устранить, могут привести к выбросу. Технологии инспекции и мониторинга предоставляют операторам трубопроводов информацию, необходимую им для точной оценки состояния их трубопроводов и выполнения профилактического обслуживания в зонах риска. Некоторые из наиболее важных аспектов для мониторинга и проверки включают:

  • Рабочее давление
  • Внутренняя и внешняя целостность трубопровода
  • Глубина покрытия
  • Температура грунта и земляные работы

Обучение операторов трубопроводов является заключительным этапом профилактики после проектирования, строительства и ввода в эксплуатацию трубопровода.От операторов, отвечающих за эксплуатацию дорогостоящих трубопроводов, следует требовать прохождения обучения или, по крайней мере, сертификации, чтобы соответствовать лучшим методам предотвращения. Это гарантирует, что они попадут в ситуации или условия, которые потенциально могут привести к выпуску товара. Принятие мер предосторожности для просвещения жителей и третьих лиц, располагающих достаточной информацией, также может помочь избежать проблем.

Хотите узнать больше о трех фазах целостности конвейера — загрузите технический документ.

Поговорка: «Унция профилактики стоит фунта лечения» применима к целостности трубопроводов. Затраты, связанные с предотвращением выпуска, намного меньше, чем затраты на очистку, штрафы и другие гражданские обязательства, не говоря уже об ущербе репутации компании. Лучшая защита от релиза — это, в первую очередь, проактивное минимизирование шансов его появления. С помощью существующих сегодня технологий и инструментов, которые помогают предвидеть потенциальные угрозы для трубопровода и выявлять предупреждающие знаки, операторы трубопроводов могут работать над предотвращением утечек в трубопроводе до того, как потребуются методы обнаружения и устранения последствий.

,