система внутритрубной диагностики трубопровода

Формула изобретения

1. Система внутритрубной диагностики трубопровода выполняется в виде снаряда-батитермографа, представляющего собой герметичную капсулу с ведущими манжетами из мягкой резины, с преобразователями продольной координаты, и аппаратуры отложенной обработки, отличающаяся тем, что аппаратура снаряда-батитермографа содержит параллельно соединенные тракт накопления информации о температуре и тракт накопления информации о давлении, соединенные с преобразователем продольной координаты, также содержащая блок электропитания и синхронизации, соединенный с обоими трактами аппаратуры отложенной обработки, содержащей последовательно соединенные тракт обработки температурной информации и блок управления и отображения информации, также содержащий тракт обработки барометрической информации, который соединен со вторым входом блока управления и отображения информации, также содержит блок электропитания, соединенного со всеми устройствами аппаратуры отложенной обработки.

2. Система внутритрубной диагностики трубопровода по п.1, отличающаяся тем, что тракт накопления информации о температуре в снаряде-батитермографе содержит последовательно соединенные термосистему, аналого-цифровой преобразователь термической информации, блок памяти термической информации, второй вход которого соединен с выходом преобразователя продольной координаты, блоки тракта связаны с блоком электропитания и синхронизации снаряда-батитермографа.

3. Система внутритрубной диагностики трубопровода по п.1, отличающаяся тем, что тракт накопления информации о давлении в снаряде-батитермографе содержит последовательно соединенные прецизионный барометр, аналого-цифровой преобразователь барометрической информации, блок памяти барометрической информации, второй вход которого соединен с выходом преобразователя продольной координаты, блоки тракта связаны с блоком электропитания и синхронизации снаряда-батитермографа.

4. Система внутритрубной диагностики трубопровода по п.1, отличающаяся тем, что тракт обработки термической информации аппаратуры отложенной обработки содержит последовательно соединенные первый интерфейс, блок распределения температуры вдоль трубы, связанный с блоком управления и отображения информации аппаратуры отложенной обработки; блоки тракта связаны с блоком электропитания аппаратуры отложенной обработки.

5. Система внутритрубной диагностики трубопровода по п.1, отличающаяся тем, что тракт обработки барометрической информации аппаратуры отложенной обработки содержит последовательно соединенные второй интерфейс, блок распределения давления вдоль трубы, также содержит параллельно соединенные блок расчета высотного положения трубы, блок контроля давления в трубе, блок расчета коэффициента сопротивления трению, блок расчета падения давления по длине трубы и блок определения места утечек, входы которых соединены с выходом блока регистрации давления вдоль трубопровода, а выходы и синхровыходы которых соединены с блоком управления и отображения информации аппаратуры отложенной обработки, блоки тракта связаны с блоком электропитания аппаратуры отложенной обработки.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к диагностированию газонефтепроводов.

При диагностировании трубопроводов возникают, в частности, задачи: определения высотного положения трубопровода; контроль гидростатического давления, создаваемого насадками нефтепровода и компрессорными станциями для газопроводов; определения коэффициента сопротивления трению, измерение падения давления из-за влияния вязкости при периоде от одного поперечного сечения по длине трубы к другому и определение мест утечек из трубы. Наибольшую опасность представляют смывы грунта под трубопроводами, вызывающие перегибы трубы и возможный ее излом. Не менее важное значение имеет контроль температуры нефти и газа вдоль трубопровода. Например, климатическая вязкость нефти при изменении температуры в 10°С изменяется в несколько раз, а от климатической вязкости зависит проходимость трубопровода.

Известен снаряд-профилометр, обеспечивающий выявление нарушений геометрии трубопровода в виде гофр, арок, овальностей, протеков металла после сварки и др. [например, снаряд-профилометр «Лайналог 1420» фирмы АМФ Тьюбскоп, США].

Однако снаряд-профилометр не определяет изгибы трубы из-за изменения высотного положения трубопровода, не диагностирует насосы, не определяет коэффициент сопротивления трению и падение давления в разных сечениях по длине трубы, не контролирует температуру.

Известна аппаратура определения высотного положения трубы с помощью эхолота [В.И.Добринский и др. Аппаратно-программный комплекс для обследования подводных переходов нефтегазопроводов. IV международная конференция АПЭП-98].

Недостатком такой аппаратуры является необходимость использования судна с командой, а также малая точность измерений, при которой необходимо учитывать уровень воды и слабую отражающую способность изогнутой трубы в локационном направлении.

Наиболее близким техническим решением, выбранным за прототип, является снаряд-профилометр комплекса «Код-2М». Он представляет собой герметичную капсулу с преобразователями продольной координаты, двигающуюся в трубопроводе под действием перепада давления транспортируемого продукта, создаваемого уплотнительными манжетами в конструкции капсулы, содержащую последовательно соединенные блок съема информации в виде 128 каналов магнитного контроля состояния металла в трубопроводе, аналого-цифровой преобразователь сигналов магнитного поля и блок электропитания магнитной системы, комплекс также содержит аппаратуру отложенной обработки магнитной информации в виде последовательно соединенных интерфейса данных магнитного поля, вход которого соединяется после вылавливания снаряда с выходом блока памяти сигналов магнитного поля снаряда-профилометра, и блок определения дефектов металла трубы и их координат по сигналам магнитного поля [Под ред. В.В.Клюева. Технические средства диагностирования: Справочник. - М.: Машиностроение, 1989. - С.601-612].

Недостатком комплекса «Код-2М» является то, что он не может обеспечить определения высотного положения трубопровода, не может контролировать активность насосных агрегатов, не может определить коэффициент сопротивления трению, не может измерить падение давления по длине трубы, не может определить места утечек из трубы и не контролирует температурный режим в трубопроводе.

Задачей изобретения является определение высотного положения трубопровода, контроль за температурным и гидроакустическим давлением, определение коэффициента сопротивления трению, измерение падения по длине трубопровода и определение мест утечек из трубы через свищи и трещины.

Предлагаемая система внутренней диагностики трубопровода так же, как и прототип, использует герметичную капсулу с ведущими манжетами из мягкой резины и преобразователями продольной координаты.

Система внутренней диагностики трубопровода содержит снаряд-батитермограф, аппаратура которого выполнена в виде электропитания и синхронизации двух параллельно соединенных трактов накопления информации о температуре и давления в трубе, также содержит аппаратуру отложенной обработки информации в виде блока электропитания и двух параллельно соединенных трактов обработки температурной и барометрической информации и блок управления и отображения информации, входы которого соединены с выходами трактов обработки температурной и барометрической информации.

Тракт накопления информации о температуре содержит последовательно соединенные термосистему, аналого-цифровой преобразователь термической информации и блок памяти термической информации, второй вход которого соединен с выходом преобразователя продольной координаты.

Тракт накопления информации о давлении в трубопроводе содержит последовательно соединенные прецизионный барометр, аналого-цифровой преобразователь барометрической информации и блок памяти барометрической информации, второй вход которого соединен с выходом преобразователя продольной координаты.

Тракт обработки температурной информации отложенной обработки содержит последовательно соединенные первый интерфейс, блок регистрации распределения температуры вдоль трубы, вход и выход которого соединены с блоком управления и отображения информации.

Тракт обработки барометрической информации аппаратуры отложенной обработки содержит последовательно соединенные второй интерфейс, блок регистрации давления вдоль трубы и параллельно соединенные блок расчета высотного положения трубопровода, блок контроля гидростатического давления в трубе, блок расчета коэффициента сопротивления трению, блок расчета падения давления по длине трубопровода и блок определения места утечек, входы которого соединены с выходом блока регистрации давления вдоль трубы, а выходы и входы - с блоком управления и отображения информации.

Техническим результатом системы внутритрубной диагностики трубопровода является контроль высотного положения трубопровода без эхолота, для использования которого необходимо судно. Кроме того, обеспечивается возможность контроля гидроакустического давления в трубе, нагнетаемого насосной системой; определения коэффициента сопротивления трению; определения давления по длине трубы; определения места утечек продукта из трубы, а также температурное распределение в трубопроводе.

На фиг.1 приведена блок-схема системы внутритрубной диагностики трубопровода.

На фиг.2 приведена блок-схема тракта накопления информации о температуре.

На фиг.3 приведена блок-схема тракта накопления информации о давлении.

На фиг.4 приведена блок-схема тракта обработки температурной информации аппаратуры отложенной обработки.

На фиг.5 приведена блок-схема тракта обработки барометрической информации аппаратуры отложенной обработки.

Система внутритрубной диагностики трубопровода включает в себя снаряд-батитермограф, выполненный в виде герметичной капсулы с ведущими манжетами из мягкой резины, с аппаратурой и с преобразователями продольной координаты 1. В систему также входит аппаратура отложенной обработки (фиг.1).

Аппаратура снаряда-батитермографа (фиг.1) содержит параллельно соединенные тракт накопления информации о температуре 2 и тракт накопления информации о давлении 3, входы которых соединены с выходом преобразователя продольной координаты 1, также содержит блок электропитания и синхронизации 4.

Аппаратура отложенной обработки (фиг.1) содержит параллельно соединенные тракт обработки температурной информации 5 и тракт обработки барометрической информации 6, также содержит блок управления и отображения информации 7, входы-выходы которого соединены с блоками 5 и 6, также содержит блок электропитания 8, обеспечивающий электропитанием блоки 5, 6, 7.

Тракт накопления информации о температуре 2 (фиг.2) содержит последовательно соединенные термосистему 9, аналого-цифровой преобразователь (АЦП) термической информации 10, блок памяти термической информации 11, второй вход которого соединен с преобразователем продольной координаты 1. Электропитание и синхронизация осуществляется с помощью блока 4.

Тракт накопления информации о давлении 3 (фиг.3) содержит последовательно соединенные прецизионный манометр 12, АЦП барометрической информации 13, блок памяти барометрической информации 14, второй вход которого соединен с выходом преобразователем продольной координаты 1. Электропитание и синхронизация осуществляется с помощью блока 4.

Тракт обработки температурной информации 5 аппаратуры отложенной обработки (фиг.4) содержит последовательно соединенные первый интерфейс 15 и блок регистрации распределения температуры вдоль трубы 16, выход и входы которого соединены с блоком управления и регистрации 7, электропитание блоков 15, 16 осуществляется от блока электропитания 8.

Тракт обработки барометрической информации 6 аппаратуры отложенной обработки (фиг.5) содержит последовательно соединенные второй интерфейс 17, блок регистрации распределения температуры вдоль трубы 18, также содержит параллельно соединенные блок расчета высотного положения трубы 19, блок контроля давления в трубе 20, блок расчета коэффициента сопротивления трению 21, блок расчета падения давления по длине трубы 22, блок определения места утечки 23, выходы и входы которого соединены с блоком управления и регистрации 7.

Работа системы внутритрубной диагностики трубопровода (фиг.1) осуществляется следующим образом. Снаряд-батитермограф помещается в трубопровод. Он перемещается вдоль трубы вместе с продуктом (нефтью, водой, газом). Его положение в трубе фиксируется с помощью преобразователя продольной координаты 1. В процессе перемещения по трактам 2 и 3 осуществляется накопление и запоминание информации о температуре и давлении функции горизонтальной координаты и времени. После вылавливания снаряда-батитермографа накопленная информация обрабатывается в аппаратуре отложенной обработки в трактах 5 и 6; после чего отображается на мониторе блока управления и отображения информации 7.

Работа тракта накопления информации о температуре 2 (фиг.2) осуществляется следующим образом. В процессе перемещения снаряда-батитермографа термосистема 9 регистрирует значения температуры. Эти значения дискретизируются в АЦП термической информации 10 и запоминаются в блоке памяти термической информации 11. Электропитание и синхронизация осуществляется блоком 4.

Работа тракта накопления информации о давлении 3 (фиг.3) осуществляется следующим образом.

В тракте 3 используется прецизионный барометр 12 с погрешностью не более =S·10^-5 от измеряемой величины. Сигналы с барометра 12 дискретизируются в АЦП барометрической информации 13 и запоминаются в блоке памяти 14 синхронно с данными о продольной координате блока 1. Блок 4 обеспечивает электропитание и синхронизацию.

После вылавливания снаряда-батитермографа, прошедшего через трубопровод, его блоки памяти 11 и 14 с помощью интерфейсов 15 и 18 соединяют с аппаратурой отложенной обработки.

Тракт обработки температурной информации 5 аппаратуры отложенной обработки работает следующим образом.

Информация о температуре вдоль трубопровода запоминается в блоке памяти термической информации 11, через первый интерфейс 15 подается в блок регистрации распределения температуры вдоль трубы 16, в котором строится функция зависимости температуры от горизонтальной координаты трубопровода. Эти данные передаются в блок управления и отображения информации 7.

Тракт обработки барометрической информации 6 аппаратуры отложенной обработки работает следующим образом.

Накопленная в блоке 14 барометрическая информация через второй интерфейс 17 поступает в тракт 6. В блоке регистрации давления вдоль трубы 18 строится функция барометрического давления в функции от продольной координаты. Эта функция подвергается вторичной обработки в блоках 19, 20, 21, 22 и 23.

В блоке расчета высотного положения трубы 19 определяется относительная высота трубы по изменению гидроакустического давления от P₁ до Р₂ при изгибе трубы в вертикальной плоскости. Причем изменение высотного положения h определяется по формуле

где =P₂-P₁ - изменение давления,

_н - плотность нефти.

При точности барометра 12, равной 5·10^-5, и плотности нефти _н=860 кг·м^-3 минимальное значение =5·10^-5P, где Р - давление в трубе, например Р=2,5 МПа. Тогда h_min=0,145 м. Следовательно, изменение высотного положения трубы будет регистрироваться с погрешностью 15 см.

В блоке контроля давления в трубе 20 осуществляется диагностика работы насосных агрегатов с помощью так называемого статопараметрического метода, основанного на измерении параметров установившегося потока продукта [Под ред. В.В.Клюева. Технические средства диагностирования: Справочник. - М.: Машиностроение, 1989. - С.525-528]. Контролируется в основном наличие проектного гидравлического давления, например, 2,5 МПа.

В блоке расчета коэффициента сопротивления трению 21 осуществляется анализ по алгоритму

где R - радиус трубы,

Р_c - падение давления на расстоянии между сечениями L,

_н - плотность продукта,

V_ср - средняя скорость перемещения снаряда на участке длиной L.

Учитывая, что

где - число Рейнольдеса, появляется возможность определить коэффициент кинематической вязкости продукта, например нефти:

В блоке расчета падения давления по длине трубы 22 производится сравнение гидростатического давления продукта в начале и конце трубопровода.

В блоке определения места утечки 23 регистрируется перепад гидростатического давления в момент, когда манжета снаряда-батиметра закрывает сдвиг или трещину. В этот момент происходит импульсный перепад давления, пропорциональный отношению квадрата диаметра свища d₀ к квадрату диаметра сечения трубопровода D. Наименьший диаметр свища, определяемый блоком 23,

Например, при D=273 мм величина d_0,min =3 мм.

Блок 7 обеспечивает синхронизацию работы аппаратуры обработки и отображения информации.

В качестве барометра используется, например, барометр по ТУ 1.803.004ТУ2002, завод «Геологоразведка», Санкт-Петербург.

В качестве термосистемы 9 используется термосистема, описанная, например, в книге В.П.Коровин, Е.И.Чверткин. Морская гидрометрия. - Л.: Гидрометеоиздат, 1988. - С.66.

Построение остальных блоков известно из вычислительной техники.