Материал: Потери от утечки нефти при трубопроводном транспорте

Рисунок 5 - Кинематическая схема акустического течеискателя

Во время работы входной торец концентратора прикладывается к поверхности исследуемого трубопровода. При наличии акустических колебаний поверхности, вызванных шумом свища поврежденного трубопровода, их амплитуда усиливается на противоположном конце концентратора. Эти усиленные колебания воздействуют на датчик 3 и преобразуются в электрический сигнал переменного тока, который после усиления может быть прослушан через телефон и измерен прибором 5 после выпрямления.

Чтобы исключить влияние помех при обнаружении утечки, предложено 143] устройство (рис. 6), включающее два приемных датчика /, два усилителя 2 низкой частоты, выпрямители 3, компенсатор 4 выпрямленных напряжений, модулятор 5, автогенератор б, усилитель 7 переменного тока, двухполупериодный демодулятор 8t усилитель 9 постоянного тока и индикатор 10. Для нахождения в трубопроводе утечки приемные датчики на расстоянии 3-4 м один от другого перемещаются по поверхности земли вдоль трассы трубопровода. Имеются и другие переносные приборы-течеискатели.

Рисунок 6 - Блок-схема акустического течеискателя с двумя приемными датчиками

Для обнаружения малых утечек целесообразно использовать зондовые устройства, запускаемые в поток перекачиваемой жидкости. Например, в трубопровод запускается небольшое количество радиоактивного трассирующего вещества, которое вместе с жидкостью просачивается через отверстия в стенке трубопровода и задерживается в грунте вблизи повреждения. Место утечки определяют приборами внешнего и внутреннего обнаружения радиоактивности.

Если в трубопроводе между соседними датчиками возникает утечка, то скорость потока будет меняться и датчики покажут изменившееся время движения шара. На рис. 7 представлена кинематическая схема способа обнаружения утечек по изменению скорости потока.

Рисунок 7 - Кинематическая схема способа обнаружения утечек по изменению скорости потока'

В начале контролируемого участка трубопровода 1 устанавливают расходомер 2 и камеру 5 для запуска, шаровых разделителей 4. С расходомером связан генератор импульсов 3, образующий импульсы пропорционально показаниям расходомера. Импульсы поступают в счетчики 7,8 м другие, снабженные системой аварийной сигнализации. Кроме того, каждый счетчик импульсов получает сигналы от датчиков 6 и 9, ограничивающих определенную секцию трубопровода. Запускаемый в трубопровод шаровой разделитель 4 перемещается по нему со скоростью перекачиваемой жидкости. В момент прохождения разделителя мимо датчика 6 последний посылает сигнал, выключающий счетчик 7 и включающий счетчик 8. В дальнейшем при прохождении разделителя по трубопроводу выключаются предыдущие счетчики и включаются последующие. Если между датчиками 9 и 11 в трубопроводе имеется отверстие 10, время прохождения разделителя по этому участку трубопровода увеличивается, что приводит к соответствующему увеличению числа импульсов, зарегистрированных счетчиком 8. Каждый счетчик рассчитан на предельно допустимое число импульсов, при превышении которого включается аварийная сигнализация, что свидетельствует о наличии утечки в обследуемом участке.

Точность способа местонахождения утечки определяется длиной участка между соседними датчиками на трубопроводе.

В НИПИНефтехимавтомате разработано устройство на основе метода регистрации падения давления. Оно представляет собой контейнер, закрепленный между двумя шаровыми разделителями, при прохождении которого по поврежденному участку трубопровода давление в зоне между двумя шаровыми разделителями резко падает. При этом между указанной зоной и участком трубопровода перед устройством возникает перепад давления, приводящий к срабатыванию датчика утечки-дифференциального контактного манометра. Сигналы от датчика утечки фиксируются на магнитной ленте. На этой же ленте записываются сигналы от датчика меток, который срабатывает при прохождении устройством специальных магнитных реперных точек, устанавливаемых на определенном расстоянии друг от друга вдоль трассы трубопровода. По взаимному расположению на пленке сигналов от реперных точек и утечки определяется ее местонахождение. С помощью разработанного устройства можно определить утечку порядка 0,25 % от расхода по трубопроводу. Причем погрешность в определении места утечки не превышает 2,5 % от расстояния между реперными точками.

Применяется также зондовая аппаратура с акустическим способом определения утечек.

Кроме способов обнаружения утечек, связанных с измерением различных характеристик и параметров потока и эффектов от утечек, разработаны методы, основанные на простых физических принципах.

В Баварии на участке Трансальпийского нефтепровода длиной 30 км для обнаружения утечек используют сигнальные шланги из пластмассы, растворимой в нефти. Шланги длиной по 2 км, заполненные водой под давлением 0,15-0,25 МПа, обернуты вокруг нефтепровода и заканчиваются в напорных водяных резервуарах. Изменение уровня воды в резервуарах в случае повреждения шлангов сигнализирует об утечке нефти.

В системах Северо-Западного, Центральноевропейского и Трансальпийского нефтепроводов на некоторых участках с известным направлением течения грунтовых вод у трубопровода (снизу и сбоку) проложены пластмассовые лотки, по которым вода поступает в смотровые колодцы. Здесь наличие нефти может быть установлено визуально или отборами проб.

Статические методы контроля связаны с остановкой через определенные промежутки времени перекачки, они позволяют обнаружить малые утечки.

Некоторые нефте- и нефтепродуктопроводные управления в нашей стране для предупреждения аварий от износа трубопровода применяют так называемый Метод плановых испытании. Этот метод заключается в периодической (1 раз в два года) опрессовке магистральных трубопроводов перекачиваемым продуктом. Работы по испытаниям выполняются, как правило, летом. Испытание проводится под давлением, максимально допустимым для данного участка трубопровода, оно создается опрессовочным агрегатом. Участок выдерживается под давлением в течение б ч, при этом ведется контроль за показаниями манометров, осмотр и облет на самолете или объезд трассы на машине. Испытание участка трубопровода считается законченным, если в течение 6 ч утечек или снижения опрессовочного давления не обнаружено. Опыт показывает, что при таких испытаниях число аварийных повреждений на трубопроводах снижается.

Применяется также следующий способ статического контроля. На контролируемом участке трубопровода перекрывают задвижки и в течение некоторого времени ведутся наблюдения за изменением давления. Наличие и величина утечек оценивается по скорости падения давления.

На западноевропейских нефтепроводах для определения герметичности применяют методы дифференциального давления и падения давления. Первый из них основан на равенстве давления по обеим сторонам линейной задвижки, если утечек нет. Дли проведения измерений трубопровод перекрывают "несколькими задвижками. Разность давления в соседних секциях контролируют с помощью дифманометров (со шкалой 0,05 МПа), устанавливаемых у задвижек. Если утечки имеются, на одном из смежных участков баланс нарушается, о чем сигнализирует прибор. Для получения верных результатов необходимо останавливать нефтепровод на длительное время (до нескольких суток), так как за короткое время разбаланс давления может быть вследствие непостоянства температуры грунта и нефти. Этот метод испытывался на ряде нефтепроводов ФРГ. В результате была установлена целесообразность проведения испытании 4 раза в год для выявления утечек в размере 0,12 м³/ч и по одному разу в год для выявления утечек в. размере 0,04 и 0,01 м³/ч.

Во Франции испытания с перепадом давления на участках трубопровода проводят в среднем 3 раза в год. При испытаниях осуществляется централизованный дистанционный контроль за давлением на отдельных секциях трубопровода.

Испытания по методу падения давления на западноевропейских трубопроводах осуществляются следующим образом. Оператор дистанционно перекрывает задвижки вдоль трубопровода и в течение 15 мин следит за изменением давления. Если давление меняется, что свидетельствует о наличии утечки, оператор переходит к испытаниям по методу дифференциального давления.

Наряду с применением систем контроля утечек используются системы защиты магистральных трубопроводов от аварийных ситуаций. Часто одной из причин аварий на линейной части магистральных нефтепроводов, работающих в режиме "из насоса в насос", является внезапное отключение промежуточных насосных станций, вызывающее распространение волны повышения давления, значительной по крутизне и амплитуде. Расчеты показывают, что и трубопроводах диаметром 1220 мм эти волны могут повысить давление до 1 МШ сверх нормального. В таких случаях одним из основных методов защиты нефтепроводов является сбрасывание волны давления на всасывании промежуточной станции при ее внезапной остановке путем сброса потока из линии всасывания в небольшой резервуар через регулятор скорости повышения давления.

На нефтепроводах, имеющих надежные линии связи между насосными станциями, наибольшее распространение получили системы защиты от разрыва с помощью опережающего сигнала. Такими системами оборудованы многие современные зарубежные трубопроводы.

На нефтепроводе "Дружба" эксплуатируются две системы "Волна", принцип действия которых состоит в том, что при отключении любой промежуточной станции, если на ней работали два или три насосных агрегата, на предыдущую станцию по каналу связи передается электрический сигнал, при этом снижается уставка регулятора давления на линии нагнетания или отключается один агрегат.

Для обеспечения безаварийной работы трубопроводов важен своевременный и качественный ремонт оборудования. На современном уровне это достигается созданием баз производственного обслуживания (БПО) в составе централизованной системы технического обслуживания и ремонта (ЦСТОР) районных управлений. В состав БПО входят опорный аварийно-восстановительный пункт, ремонтно-механическая мастерская с обменным пунктом и ряд участков с выездными бригадами по ремонту и наладке технологического и энергетического оборудования, средств электрохимической защиты, автоматики и телемеханики. Подробно вопросы ремонта освещены в специальной технической литературе.

4. Организация эффективной защиты трубопроводов от коррозии

С целью предотвращения аварий большое внимание уделяется вопросам эффективной защиты труб от коррозии и надежного контроля трубопроводов, находящихся в эксплуатации. Расширяется применение высокоэффективных и экономичных покрытий для изоляции наружных и внутренних стенок труб на основе эпоксидных смол ЭД-49, ЭД-5, ЭД-6, ЭД-Л, пластобита (ВНЙИСПТнефгь) и других эффективных материалов.

ВНИИСТ в качестве материала для защиты от механических повреждений изоляционных покрытий из полимеров рекомендует ламинированную бумагу. Основой такой бумаги может быть рулонная оберточная бумага, а наружным слоем - технический полиэтилен.

Гипроморнефть для подводных трубопроводов разработал покрытия на основе битумно-резиновой мастики с применением в качестве усиливающих обмоток стеклобита (битум, армированный стекловолокном в один или два слоя) и алюминиевой фольги, выпускаемой в СССР в виде рулонов. Наложение покрытия совмещается с катодной поляризацией.

Для предотвращения очаговой коррозии, представляющей значительную опасность для подземных трубопроводов, в США разработаны рекомендации по покрытию поверхности труб (перед нанесением изоляции) грунтовкой с добавлением ингибиторов коррозии или цинка, а также по пескоструйной очистке поверхности труб.

Совершенствуются и методы нанесения противокоррозийных покрытий. Советскими специалистами разработан метод, позволяющий выполнять операции по очистке и изоляции труб одним агрегатом, состоящим из очистной машины ОМЛ-10 и навесного изоляционного оборудования. В США запатентован метод изоляции труб без предварительного нагрева. Во Франции запатентована машина для нанесения на поверхность труб цементных растворов и других видов высоковязких покрытий. Имеются и другие предложения, направленные на повышение качества и эффективности противокоррозийных покрытий.

Повышается эффективность установок электрохимической защиты трубопровода 1721. В СССР налажено производство типовых станций катодной защиты (СКЗТ) мощностью 3000 Вт с питанием от сети переменного тока напряжением 220 В и 10 кВ.

При эксплуатации магистральных трубопроводов важное значение имеет организация постоянного контроля за эффективностью катодной защиты. В последние годы для этой цели применяется авиация.

Разработанная в Англии система авиационного контроля за состоянием катодной защиты подземных трубопроводов состоит из трех основных компонентов:

) наземных запросчиков-ответчиков, устанавливаемых в пунктах контроля и передающих результаты измерения защитного тока, потенциала труба - грунт и утечки тока;

) установленного на борту самолета запросчика, включающего передатчик, приемник, магнитный самописец и дешифратор;

) наземного питающего устройства.

В системе воздушного контроля США установленные на катодных станциях выпрямители тока снабжаются специальной приставкой, обеспечивающей периодическую подачу трех разных сигналов. Сигналы фиксируются приемником, установленным на легком самолете, который пролетает вдоль трассы трубопровода. Один сигнал сообщает о нормальном режиме работы станции, второй посылается в случае приближения силы тока к критическому значению, третий свидетельствует об аварийном состоянии станции при прекращении подачи тока. Сигналы катодных станций устойчиво принимаются на расстоянии до 1,6 км.

Некоторые фирмы США применяют ЭВМ при централизованной обработке данных электрического обследования трубопроводов. Данные о потенциале труба-грунт в. различных точках трассы трубопровода и другие параметры, характеризующие эффективность противокоррозийной защиты, преобразуются в графики с помощью автоматического построителя кривых, функционирующего совместно с ЭВМ. Собирает данные эксплуатационный персонал. В машинную память закладываются закодированные данные, характеризующие состояние покрытия трубопровода. Они представлены в виде статистической характеристики, показывающей, какая часть от общей длины трубопровода имеет потенциал труба-грунт выше критического значения - 0,85 В. Сопоставляя прежние и новые данные, судят об эффективности системы противокоррозийной защиты.

Для защиты внутренней поверхности нефтепродуктопроводов применяют органические ингибиторы коррозии: ХТЗ, RP-2M, БМП и др. Их добавляют в количестве 2,8-14 г на 1 м3 нефтепродукта.

5. Совершенствование средств и способов ликвидации аварий на трубопроводах

Для снижения потерь нефти большое значение имеет совершенствование способов и средств ликвидации аварий. Постоянно улучшаются конструкции механических средств (стягивающие хомуты, кожухи и др.), разрабатываются специальные покрытия из клейких и быстрозатвердевающих веществ. Особо следует отметить полученный в Институте химии высокомолекулярных соединений АН УССР конструкционный водостойкий акрилатный клей (ВАК). Его прочностные характеристики удовлетворяют условиям ремонта свищей и трещин на трубопроводах и резервуарах, даже в подводных условиях.

Механизацию работ при ликвидации аварий на магистральных нефтепроводах, скорость их выполнения и, следовательно, сокращение аварийных потерь нефти и нефтепродуктов обеспечивает установка для временного перекрытия трубопроводов УВПТ-1, разработанная ВНИИСПТНефть.