Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 [ 4 ] 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88

движке и пр. Данное обстоятельство затрудняет однозначное определение наличия утечки продукта. Во всех случаях при изменении гидравлического уклона необходимо направить подвижную аварийно-ремонтную бригаду для обследования трассы.

Контроль герметичности нефтепровода можно также вести путем сравнения количества откачанной и поступившей на конечный пункт нефти с учетом сброса ее в емкости промежуточных перекачивающих станций или путевых наливных пунктов и нефтебаз. Течь обнаруживается, если на конечный пункт поступает нефти меньше, чем откачано (балансовый учет нефти). Система балансовых учетов позволяет контролировать герметичность нефтепровода при соответствующей надежности замеров и точности первичных приборов. Но-этому путем проведения оперативного (обычно с двухчасовым интервалом) учета можно выявить лишь достаточно крупную аварию.

В большей степени функциям контроля герметичности отвечают инвентаризационные балансы перекачки, выполняемые при обязательном соблюдении одновременности и точности замера температуры и условий отбора нефтепродукта для анализа плотности. Обнаружение сверхнормативного де-баланса перекачки квалифицируется как ненормальная ситуация. Нри этом выполняются повторные инвентаризации для уточнения величины дебаланса. Нериодические односторонние дебалансы со всей очевидностью указывают на наличие утечек. Если при проверке состояния оборудования станций не удается объяснить причины расхождения положения запорной арматуры на станционных коммуникациях и отводах, осуществляют поиск места потери герметичности линейной части.

Определение негерметичного перегона может быть выполнено замером уровней в промежуточных резервуарах, организацией контрольных перекачек по системе с подключенными резервуарами (при сбалансированных режимах насосных станций) или системе перекачки через резервуары.

Возможно использование гидроимпульсных акустических способов централизованного контроля герметичности, однако их разрешающие возможности позволяют обнаружить только крупные утечки.

Нериодические вдольтрассовые проверки герметичности трубопровода устанавливаются на основании визуальных инспекций трассы непосредственным обходом или воздушным патрулированием, а также специальными локаторами, осно-

ванными на акустических, газоаналитических, спектрографических способах контроля.

Из других методов и способов контроля герметичности трубопроводов можно привести следующие.

Графоаналитический метод применяется в двух случаях. Первый - когда на нефтепроводе произошла авария с полным разрывом стыков труб, продольных и спиральных швов и большим выходом перекачиваемой нефти или нефтепродукта через повреждение. Такие аварии определяются по падению давления на насосах и увеличению расхода. Второй - когда через разрывы вытекает только часть перекачиваемой нефти, а остальная поступает на конечный пункт нефтепровода. В этом случае на профиле строят две линии гидравлического уклона: одну по производительности от предыдущей НПС до места разрыва, другую - по поступлению нефти на последующую НПС. Точка пересечения их указывает наиболее вероятное место повреждения нефтепровода.

Метод отрицательных ударных волн основан на регистрации волн понижения давления, возникающих в момент появления утечки нефти и распространяющихся в обе стороны по трубопроводу со скоростью звука.

При возникновении утечки отрицательная волна давления достигает измерительных точек по обе стороны от утечки. Время прибытия сигналов с преобразователей регистрируется в контрольном диспетчерском центре самописцем. Вычислительная машина по специальной программе обрабатывает результаты поступающей информации с учетом последовательности поступления сигналов, расстояния до преобразователей, скорости распространения волны, понижения давления, эксплуатационных параметров перекачки и вычисляет место появления утечки.

Достоинствами метода являются быстрое обнаружение утечек, возможность применения независимо от длины и конструкции трубопровода, обеспечение дистанционной автоматической передачи информации о появлении утечки, непрерывность контроля.

Недостатки метода: большая погрешность определения местонахождения утечки, низкая чувствительность к малым утечкам, пониженная чувствительность при последовательной перекачке различных жидкостей.

Сущность радиоактивного метода заключается в регистрации радиоактивного излучения вещества, проникающего в грунт через сквозные повреждения в стенке трубопровода. В качестве излучающих веществ применяются радиоактивные

изотопы натрия-24 с энергией излучения 1,4 - 2,8 МэВ и периодом полураспада 15 ч и брома-82 с энергией гамма-лучей 1,32-1,48 МэВ и периодом полураспада 36 ч. Радиоактивное вещество, растворенное в воде, вводится в трубопровод и в месте сквозного повреждения проникает в грунт, скапливаясь в нем. Место утечки (наличие повышенной радиоактивности) обнаруживается либо автономным зондовым прибором, движущимся по трубопроводу в потоке перекачиваемого продукта, либо наземными радиометрами.

Метод позволяет точно обнаружить место незначительных утечек нефти на магистральных трубопроводах в процессе эксплуатации и гидроиспытаний. Он может быть применен для действующих трубопроводов любых диаметров без остановки перекачки, но особенно эффективен для обнаружения мест незначительных утечек с помощью зондового радиометра, пропускаемого по трубопроводу.

К недостаткам метода относится следующее: точность обнаружения незначительных утечек зависит от глубины залегания трубопровода, когда радиоактивность измеряется наземными радиометрами; метод неприменим на подводных переходах, где растворенный изотоп будет уноситься водой; метод не безопасен для обслуживающего персонала и окружающей среды; технология заполнения трубопровода радиоактивным изотопом и обнаружения мест утечек наземными радиометрами очень трудоемка.

Ультразвуковой метод основан на звуковом эффекте (ультразвуковой диапазон), возникающем при истечении жидкости через сквозное отверстие (трещину) в стенке трубопровода.

Возникновение звука при утечке обусловлено, во-первых, локальными изменениями давления на выходе из отверстия стенки трубы, вызванными завихрениями жидкости (переход от ламинарного течения к турбулентному); во-вторых, наступлением процесса кавитации.

Ультразвуковые волны, распространяясь по жидкости, проникают через отверстие в стенке трубопровода и создают звуковое поле внутри трубопровода.

Акустический шум, создаваемый утечкой жидкости, успешно используется для разработки высокочувствительных автономных приборов (зондовых устройств), пропускаемых по трубопроводу с перекачиваемым продуктом, в целях обнаружения мест незначительных утечек нефти и нефтепродуктов в действующем трубопроводе.

Достоинства метода: эффективен для проведения периоди-