Результат интеллектуальной деятельности: Способ определения утечек в трубопроводах и устройство для его осуществления

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к области трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов и может использоваться для обнаружения утечек транспортируемой среды из напорных и магистральных трубопроводов.

Предпосылки для создания изобретения.

Анализ существующего уровня техники в данной области показал следующее.

Проблема своевременного обнаружения разливов и утечек нефти является актуальной и представляет первоочередную задачу на всех стадиях добычи нефти.

В процессе нефтедобычи сырье, добываемое из скважин, проходит множество стадий на различных объектах: компрессорно-насосные станции, сборные коллекторы, отстойники, нефтепроводы, пункты первичной подготовки нефти, нефтеперекачивающие станции и др. Самым слабым звеном в этой цепи являются магистральные нефтепроводы.

Особенностью утечек в трубопроводах является сложность их обнаружения. Часто малую утечку невозможно обнаружить из-за внутрипочвенного расположения и перетока нефти, как правило, в водные источники.

Существуют различные методы обнаружения поврежденных участков трубопроводов.

Известен параметрический метод, при котором составляются уравнения материального баланса и перепада давления (Патент РФ №2368843, кл. F17D 5/02, дата публикации 27.09.2009 г. «Способ обнаружения утечек жидких углеводородов из магистральных трубопроводов»). Недостатками данного метода являются низкая точность при определении координаты утечки, плохая чувствительность к малым объемам утечки, а также значительная длительность процесса.

Существует метод «волны давления» (Патент РФ №2610968, кл. F17D 5/00, дата публикации 17. 02 2017 г. «Способ обнаружения утечек нефти и нефтепродуктов»). Сущность метода заключается в том, что в момент возникновения деформации трубопровода возникает резкий скачок давления, который можно фиксировать датчиками с разницей во времени.

Недостатками существующего метода являются ложные срабатывания, вызванные нестационарными процессами в трубопроводной системе, не связанные с утечкой, не способность обнаружить малые утечки в трубопроводе, а также невозможность определения уже существующих утечек.

Известен волоконно - оптический метод (Патент РФ №2365889, кл. F17D 5/06, дата публикации 27.08.2009 г. «Способ определения места утечки газа из подземного трубопровода (варианты)»), основанный на свойствах преломления и поглощения света. Луч, посылаемый лазером, с определенной длиной волны, пропускают вдоль трубопровода по оптоволокну. Если в трубопроводе имеется трещина, то часть луча в результате отразится, а часть изменит свой угол преломления. Зная скорость распространения света в кабеле и время получения сигналов можно определить координаты утечки.

К недостаткам этого метода относятся большие затраты на прокладку, а также сложность монтажа и низкая надежность самого кабеля.

Существует акустически - эмиссионный метод (Патент РФ №2053436, кл. F17D 5/02, дата приоритета 23.10.1992 г. «Устройство для определения мест утечек в напорных трубопроводах»). Данный метод схож с методом «волн давления» с разницей в том, что исследуемая среда представляет собой не жидкость, а сам трубопровод. В результате возникновения дефекта в трубопроводе возникает акустическая волна, которая может быть обнаружена пьезопреобразователями с двух сторон от места деформации.

В прототипе предложен способ определения утечек в трубопроводах, позволяющий представить магистральный трубопровод в виде одиночного электрического кабеля, изолированного от земли. Тогда нефтяная смесь в трубопроводе будет эквивалентна току, протекающему по кабелю. При исследовании такой электрической линии импульсными сигналами, электромагнитная волна, распространяющаяся по внешней поверхности трубопровода, будет частично отражаться от неоднородностей (сварное соединение, отвод, деформация, врезка, разрыв и т.д.), и поступать на вход приемника. Затем отраженные импульсы напряжения сравнивают с эталоном, и при наличии несовпадений, вычисляют координаты утечки.

Недостатками данного метода являются высокая стоимость его внедрения и сложность самого процесса из-за большого числа датчиков.

Задачей предложенного технического решения является обнаружение утечек нефти и нефтепродуктов, включая утечки малого объема и улучшение технико-эксплуатационных характеристик, то есть разработка оперативного способа определения утечек в магистральных трубопроводах, не требующего дополнительного оборудования, энергии и материальных затрат и обеспечивающего высокую точность, надежность и достоверность измеряемых параметров.

Дополнительной задачей технического решения является возможность обнаружения различных неоднородностей трубопроводов, таких как врезка, в том числе и несанкционированная, отвод, сварное соединение, разрыв, деформация и т.д.

Предложенный способ определения утечек в трубопроводах состоит из следующих операций:

1. Исследование трубопроводной системы не импульсами напряжения, а звуковыми импульсами.

2. Прием звуковых импульсов, отраженных от места неоднородности и конца трубопровода.

3. Анализ полученных звуковых импульсов. Определение ложных срабатываний и помех.

4. Определение координаты утечки по временной задержке отраженных звуковых импульсов относительно эталона.

Способ определения утечек в трубопроводах поясняется устройством, которое включает трубопровод, акустический пьезодатчик, являющийся приемником, программируемый логический контроллер, диспетчерский уровень, двухслойную нейронную сеть с прямой передачей данных и нефтеперекачивающую станцию (НПС) с генератором звуковых импульсов.

Предлагаемой способ поясняется прилагаемыми чертежами, где:

- на фиг. 1 изображена предлагаемая структурная схема устройства;

- на фиг. 2 представлен графический способ обнаружения утечек;

- на фиг. 3 представлена двухслойная нейронная сеть с прямой передачей данных;

- на фиг. 4 показана электрическая схема модели трубопровода.

Структурная схема устройства, схематично представленная на фиг. 1, включает трубопровод 1, акустический пьезодатчик - приемник 2, программируемый логический контроллер 3, диспетчерский уровень 4, двухслойную нейронную сеть 5 с прямой передачей данных и нефтеперекачивающую станцию 6, содержащую источник сигнала - генератор звуковых импульсов.

Графически способ определения утечек представлен следующим образом (фиг. 2). По оси абсцисс откладывают время прохождения звукового импульса (t), а по оси ординат длину трубопровода 1 (L). Предполагается, что скорость распространения звуковой волны не зависит от направления движения жидкости в трубопроводе 1, либо данный процесс скомпенсирован.

Зная скорость распространения звуковой волны в трубопроводе 1 и время сигнала, где (t_m) - время прохождения сигнала от генератора звуковых импульсов до предполагаемого места утечки и обратно до приемника, a (t_p) - время прохождения сигнала от генератора звуковых импульсов до конца рассматриваемого участка магистрального трубопровода и обратно до приемника, можно определить расстояние до места утечки.

Двухслойная нейронная сеть 5 с прямой передачей данных (фиг. 3) содержит вектор весов 7, первый слой нейронов 8 и второй слой нейронов 9.

Электрическая схема модели трубопровода (фиг. 4) состоит из амперметров 10, конденсаторов 11, ключей 12, катушек индуктивности 13, резисторов 14, генератора импульсов напряжения 15.

Предлагаемый способ определения утечек в трубопроводах и устройство для его осуществления работают следующим образом.

Звуковой сигнал (фиг. 1) из акустических пьезодатчиков - приемников 2, находящихся на трубопроводе 1 преобразуется в электрический сигнал и поступает в программируемый логический контроллер 3 по протоколу RS485.

Программируемый логический контроллер 3 передает полученный электрический сигнал по GPS каналу на верхний диспетчерский уровень 4. Предложенная структурная схема может быть дополнена или адаптирована под уже существующую схему на предприятии.

Включив в данную структурную схему двухслойную нейронную сеть 5 с прямой передачей данных, можно подобрать такие параметры, при которых погрешность на тестируемом множестве данных будет минимальной.

На вход двухслойной нейронной сети 5 с прямой передачей данных, находящийся на диспетчерском уровне 4, в виде вектора pⁿ, подается электрический сигнал с акустического пьезодатчика - приемника 2 через программируемый логический контроллер 3. Элементами вектора pⁿ являются отношения мощностей излучения до и после отражения от неоднородности на одном участке трубопровода 1 с порядковым номером n. На выходе будут получены координаты X места утечки.

Реализация двухслойной нейронной сети 5 с прямой передачей данных схематично представлена на фиг. 3.

Здесь:

- j-й элемент вектора pn;

- вектор весов i-го нейрона;

S_k - взвешенная сумма i-го нейрона;

- передаточная функция нейронов 1 го слоя;

y_k - выход 1 го нейрона;

X - выход нейронной сети 5.

Полученный электрический сигнал, попадая на вектор весов 7, преобразуется и направляется на первый слой нейронов 8. Там, в зависимости от передаточной функции определяется характер неоднородности, и сигнал передается на второй слой нейронов 9, в котором определяется ее степень. Так как на выходе нас интересует только координата утечки (т.е. один параметр), то для второго слоя нейронов 9 достаточно одной передаточной функции, которая будет определять размер повреждения (маленькая, средняя, большая трещина, разрыв трубопровода и т.д.).

Чтобы определить характер неоднородности (сварное соединение, отвод, деформация, разрыв и т.д.) проводят лабораторные испытания и подбирают коэффициенты для различных вариантов деформации.

Чем больше в систему включено вариантов неоднородностей, тем точнее будет определена модель реального трубопровода 1.

Таким образом, имея большую базу входных параметров, для различных участков трубопровода 1 можно подобрать наиболее оптимальную двухслойную нейронную сеть 5 с прямой передачей данных, вычисляющую координаты утечки с наибольшей точностью.

Для получения передаточных функций первого слоя нейронов 8 и второго слоя нейронов 9 составляют математическую модель распространения звука в цилиндрической трубе.

Волновое уравнение для функции выражают следующим образом:

Где:

r - коэффициент трения, рассчитанный на единицу площади и длины;

K - коэффициент упругости трубы;

ϕ - азимутальный угол.

Произведя разделение переменных по методу Фурье, находят частное решение этого уравнения для круглой трубы с учетом следующих ограничений:

1. Предполагают, что боковые стенки трубы абсолютно твердые и совершенно не проводят тепла.

2. Считают, что диаметр трубы значительно меньше длины звуковой волны.

3. Скорость движения звуковой волны одинакова по всему сечению.

Передаточная функция круглого трубопровода:

Где:

J_p - Бесселева функция порядка p от аргументов ϑ , r;

ϑ - волновое число.

Подставляя в данную функцию коэффициенты, полученные в результате лабораторных испытаний определенных видов деформаций, получают различные передаточные функции, характеризующие определенный участок трубопровода 1.

Для моделирования данного процесса собирают электрическую схему эквивалентную участку трубопровода 1 (фиг. 4). Генератор импульсов напряжения 15 создает требуемые импульсы, резисторы 14 выполняют роль трубопровода 1 с заданным диаметром, амперметры 10 выступают в качестве акустического пьезодатчика - приемника 2, конденсатор 11 создает имитацию звуковой волны, катушки индуктивности 13 сглаживают переходные процессы, а ключ 12 создает деформацию трубопровода 1.

Данная модель позволяет определить время, необходимое для одного измерения при известной длине трубопровода 1 и скорости распространения звуковой волны. Определение времени распространения звуковой волны происходит следующим образом: при запуске устройства генератор импульсов напряжения 15 подает напряжение в цепь и конденсаторы 11 заряжаются. Амперметры 10 при этом показывают одинаковый ток. В момент, когда конденсаторы 11 заряжены, происходит размыкание одного из участков цепи, при этом конденсаторы 11, находящиеся левее места разрыва разряжаются и амперметры 10 показывают разные токи. Время, в течение которого один из амперметров 10 показывает значение I₀, (нулевое значение силы тока), а другой I_max (максимальное значение силы тока) и будет временем распространения звуковой волны в трубопроводе 1 в один конец.

Подставляя полученные значения в уравнение (2), получают передаточную функцию, характеризующую координаты утечки трубопровода 1. Количеством ключей 12, размыкающих цепь, имитируют различные расстояния от источника напряжения и приемника до предполагаемого места утечки.

Заявляемое техническое решение обладает целым рядом весомых преимуществ по сравнению с другими внедренными методами:

1. Не требуется больших капиталовложений. Для участка достаточно одного генератора импульсов напряжения и акустического пьезодатчика - приемника. Трубопровод является отличным проводником, поэтому не требуется больших затрат энергии на формирование звуковых импульсов, и материальных затрат на обслуживание и ремонт.

2. Высокая точность, надежность и достоверность измеряемых параметров. Качество передачи зависит лишь от трубопровода, что способствует повышению качества управления в процессе эксплуатации.

3. Не имеет значения, каково строение трубопровода, где и как он расположен, погружен ли датчик в рабочую среду или нет, что гарантирует высокую работоспособность, позволит повысить эффективность обнаружения нарушений трубопроводов.

4. Скорость каждого измерения гораздо выше, чем при методах материального баланса и «волн давления», что обеспечивает высокий коэффициент полезного действия.

Способ определения утечек в трубопроводах выполнен в строгом соответствии с нормативными требованиями пожаробезопасности, взрывобезопасности и соответствует требованиям безопасности труда и охраны окружающей среды от воздействия выбросов вредных веществ.