Эксплуатация МН (МНПП) и оборудования НПС (стр. 4 )

Рис. 1.2. Истечение нефти из участка рельефного трубопровода

Процесс истечения нефти нужно рассматривать в динами­ке. В данном случае расчеты облегчаются тем, что большая величина площади отверстия позволяет считать известным давление в том сечении, где оно расположено. Как правило, это давление равно атмосферному. Расходы в ветвях нефте­провода следует определять по правилам гидравлики на осно­вании уравнения Бернулли.

Пусть отверстие находится в сечении х, трубопровода и имеет высотную отметку z*. Обозначим абсциссу зеркала опускающейся нефти в левой ветви трубопровода через x1(t), а в правой - через x2(t). Тогда имеет место следующая систе­ма уравнений:

(1.4)

для каждого момента времени t из первого уравнения на­ходится скорость u1 движения нефти в левой ветви трубопровода, из второго - скорость u2 движения нефти в правой ветви трубопровода, а затем на основании третьего и четвер­того уравнений вычисляются изменения координат х1и х2:

dх, = u1dt и dх2 ; = -u2dt

и затем новые координаты х1(t + dt) и x2(t + dt):

.

Новые координаты зеркала нефти в трубе позволяют най­ти соответствующие им высотные отметки z1 и z2, затем с помощью уравнений (1.4) повторить весь расчет заново. При этом нужно учитывать также и скачкообразные изменения координат х1 и x2 при отключении V-образных участков тру­бопровода, о которых говорилось В предыдущем случае. Опи­санный ранее пошаговый процесс хорошо реализуется в ком­пьютерных программах.

Третий (общий) случай. Отверстие в стенке трубопровода таково, что нужно учитывать как течение нефти к сечению аварии, так и разность давлений внутри и вне трубопровода. В этом случае процесс истечения из отверстия описывается следующей системой уравнений:

При известных значениях x1, x2,x*. И z1, z2, z* первые три уравнения этой системы позволяют рассчитать три неизвест­ные величины: и1, и2 и р*. Два последние уравнения дают возможность найти смещение границ х1 и x2 зеркала нефти в трубопроводе, после чего процесс расчета повторяется.

Автоматизированный расчет утечек. Процесс расчета уте­чек нефти из трубопровода в общем случае достаточно тру­доемок, однако он может быть выполнен с помощью компью­тера. Существуют специальные компьютерные программы для расчета аварийного истечения нефти из трубопровода при его разгерметизации. Опишем работу одной из таких про грамм, позволяющей в автоматическом режиме опреде­лить объем нефти, вытекшей из трубопровода, в зависимости от времени, прошедшего с начала процесса. При этом учиты­ваются профиль нефтепровода, параметры отверстия, а также физические свойства жидкости и режимы ее истечения. Про­грамма пригодна в равной степени для так называемых «ма­лых» отверстий в трубопроводе, когда движением нефти по направлению к отверстию можно пренебречь, и для больших отверстий, когда необходимо учитывать потери напора при ее движении по направлению к отверстию.

В программе автоматически учитываются три стадии процесса: первая стадия «напорного» истечения, происходящая от момента аварии до момента отключения перекачивающей станции;

вторая стадия «безнапорного» истечения, происходящая после отключения перекачивающей станции и до момента перекрытия линейных задвижек, изолирующих поврежден­ный участок от остальной части нефтепровода (если одна из задвижек или обе перекрывались);

третья стадия безнапорного истечения, происходящая от момента перекрытия линейных задвижек, изолирующих по­врежденный участок трубопровода, и до момента ликвидации аварии (или полного вытекания жидкости - учитываются обе возможности) .

Первая стадия напорного истечения характеризует исте­чение нефти через образовавшееся отверстие при работаю­щей перекачивающей станции. Как правило, в этот период давление в месте аварии не меняется во времени и количест­во вытекшей нефти определяется разностью давлений вне и внутри трубопровода в месте аварии, площадью отверстия и продолжительностью этого периода.

В течение второй и третьей стадий нефть вытекает через отверстие под действием собственного веса. При этом в наи­высших точках трубопровода последовательно, один за дру­гим, происходят разрывы сплошности потока и образования в этих местах полостей, заполненных насыщенными парами нефти, в которых давление равно упругости паров нефти. Процесс истечения заканчивается либо тогда, когда авария ликвидируется (восстанавливается герметичность нефтепро­вода), либо тогда, когда нефть прекращает вытекать из отвер­стия сама. Последнее происходит когда давление внутри тру­бы в месте аварии снижается до атмосферного.

Программа решает задачу, которая состоит в том, чтобы найти объем вытекшей нефти в зависимости от времени ис­течения с учетом различных стадий процесса истечения. Ис­ходными данными служат данные о профиле и диаметре нефтепровода, характеристики перекачивающих агрегатов, физические свойства нефти (плотность, вязкость, упругость насыщенных паров), координаты и параметры отверстия. В качестве результатов расчета программа дает зависимость объема вытекшей нефти от времени, а также общий объем выброса.

Процесс истечения жидкости демонстрируется на экране монитора во время работы программы. Пользователь может наблюдать, как происходит процесс истечения во времени, где в нефтепроводе и сколько образовалось пустот (рис. 1.5), а также указывается объем вытекшей нефти на каждой ста­дии процесса.

Рис. 1.5. Окно результатов расчета на мониторе компьютера

Методы обнаружения утечек нефти из трубопровода

Проблема обнаружения утечек нефти, осо­бенно «малых», из магистральных трубопроводов - одна из наиболее острых инепростых проблем эксплуатации нефте­проводов. Несмотря на то, что постоянно ведется поиск эф­фективных и технологичных решений, говорить об оконча­тельном решении этой проблемы пока не приходится. Пред­лагается множество методов обнаружения утечек, как рас­четных, так и аппаратурных, однако большинство из них ли­бо не универсально, либо технологически сложно, либо не­обычайно дорого.

Изложим сущность нескольких наиболее простых методов определения утечек.

Методы обнаружения утечек в нефтегазопроводах

Классификацию методов об­наружения утечек из трубопроводов целесооб­разно производить, во-первых, по способам по­лучения первичной информации (измеряемым параметрам) и, во-вторых, по регламенту её по­лучения. Перечень наиболее известных методов приведен на рисунке 1.1.

Рисунок 1.1 – Методы диагностики утечек из трубопроводов

1 Метод мониторинга давления с фиксирован­ной (скользящей) установкой

Исторически первая технология оператив­ного обнаружения утечек на трубопроводах АК «Транснефть» и ­дукт» базируется на сопоставлении давления, периодически полученного от манометров на приемной и нагнетательной линиях насосных станций, с рассчитанными значениями для за­данной производительности. В основе диагностического алгоритма — снижение гидравличес­кого сопротивления участка негерметичного трубопровода, часть которого работает на но­минальной производительности Q0, а другая — на пониженной производительности Q0—q, обусловленной утечкой q. Таким образом, утечка в конце диагностируемого участка тру­бопровода этим алгоритмом практически не диагностируется.

Современные средства САУ позволяют рас­ширить возможности получения первичной ин­формации за счет циклического опроса датчи­ков давления в точках измерения, рассредото­ченных по трассе. Если градиент давления до места предполагаемой утечки превысит предва­рительно установленное значение (при посто­янном расходе), а на последующем участке – снизится, то срабатывает сигнал тревоги. Та­кой системой станционной автоматики тради­ционно оборудуются все НПС АК «Транс­нефть» и .

Достоинства метода

- Самая низкая стоимость в инсталля­ции и эксплуатации;

- Простота алгоритма в сочетании с ис­пользованием только штатных средств КИП;

- Оперативность обнаружения значи­тельных утечек (аварий, разрывов);

- Интеграция с современными отечест­венными элементами САУ, т. е. авто­матическое отключение насосов и пе­рекрытие задвижек на поврежденном участке трубопровода при появлении утечки.

К сожалению, используемые детерминиро­ванные модели установившихся изотермичес­ких режимов течения дают более 30% погреш­ности расчета распределения эксплуатационно­го давления по длине трубопровода. В этой си­туации пороговые уставки давления, использу­емые алгоритмом для диагностики утечки, на­значаются волевым решением в соответствии с опытом эксплуатации того или иного участка трубопровода. С целью уменьшения вероятнос­ти ложного срабатывания системы эти ставки завышены, что снижает чувствительность.

Недостатки метода

- Низкая чувствительность (10-15% от номинальной производительности);

- Применение только при установив­шемся режиме эксплуатации трубо­провода;

- Ложное срабатывание при перекачке различных жидкостей пли нарушении сплошности потока;

- Большая погрешность определения места утечки;

- Не применим в сложных трубопровод­ных сетях переменного диаметра, при наличии отводов или аккумулирую­щих емкостей.

Ложные срабатывания систем СОУ в пер­вую очередь обусловлены уровнем моделей, ис­пользуемых для описания поведения эксплуата­ционного участка нефтепровода, уложенного в рельеф местности. Несколько лучшие результа­ты по определению места утечки имеет следующий алгоритм СОУ, традиционно при­меняемый в практике эксплуатации отечествен­ных трубопроводов.

2 Метод гидравлической локации места утеч­ки нефти.