4油气管道泄漏监测技术简介.ppt.ppt

油气管道的在线检测与泄漏检测技术简介,中国石油大学储运工程系安家荣,一、泄漏产生的原因及危害,管道运输是五大运输方式之一（铁路、公路、水运、空运、管道），是石油和天然气产品的主要运输方式，是国家的能源动脉，因此，安全是油气管道的生命。泄漏是影响油气管道安全的主要因素。管道的腐蚀穿孔、突发性的自然灾害(如地震、滑坡、河流冲刷)以及人为破坏等都会造成管道泄漏乃至破裂，威胁到长输管道的安全运行。,按损失程度的不同，泄漏可分为小漏(低于正常流量的3)、中漏(在正常流量的310以内)、和大漏(超过正常流量的10)三种。产生泄漏的原因可能千差万别。例如，小漏(或称为“砂眼”)通常发生于管道金属被周围介质腐蚀破坏时。埋地管线由于受土壤中电化学过程的作用，金属逐渐受到破坏，导致管壁上出现锈点和蜂窝，逐渐扩展到管道的全部壁厚。在土壤腐蚀的情况下，管壁穿孔速度可达67mm/年。发生泄漏的原因还可能是在管道施工过程中管道金属受到损伤，而在试压时又未能及时发现，这些呈小裂纹状的损伤在管线内外压力的作用下逐渐发展，从而导致出现砂眼或破裂。管线的工作压力过高，产生水击压力波，也可能使管线超压造成金属损伤和破裂。,我国有大部分油气管道的运行时间已超过二十年，管道强度和涂层完整性都已进入危险期，整个油田管网已进入事故高发期，据统计，我国油田管道穿孔率为0.66次/(km.a)左右。近年来，由于原油价格上涨，国内不法分子受利益驱动疯狂地在输油管道上打孔盗油，严重干扰了正常的输油生产，给油田造成了巨大的经济损失。例如，胜利油田油气集输公司仅在1999年10月一个月内就发生盗油破坏泄漏点13处，损失原油数千吨，直接经济损失200多万元。虽然采取了加大巡查力度，重奖举报考或发现泄漏及时封堵等措施，但收效甚微。长距离输油管道盗油事件也时有发生，且呈蔓延之势。例如中洛输油管道严重时每年发生盗油泄漏事故达300余起之多，给管道造成了严重的经济损失，同时造成了严重的环境污染。,泄漏产生的原因可归纳如下：,管道材质不良，由于材质开裂，存在砂眼；管道涂层损坏、脱落，造成管道腐蚀穿孔；管道接头、阀门安装不良造成泄漏；由于地下管道拥挤，在施工其他地下工程时而影响所致;由于高层建筑工程的重压，使地基下沉，致使管道开裂;由于地质构造原因使地基下沉，造成管道开裂（如地震、地下水位下降等）；穿越公路的管道由于重载车辆的通行而造成管道开裂；人为盗油，造成管道穿孔。,长输管道发生泄漏事故极其危险，因为除了损失油气产品之外，还会酿成爆炸或火灾事故，严重威胁管道沿线国家和人民的生命财产安全。另外，油气产品泄漏还会造成严重的环境污染，尤其是油品流入土壤和河流的危害更大，会污染水土介质，造成灭绝动植物。输油管道泄漏的污染面积可按下列经验公式估算：式中：s污染面积，m2q泄漏量，m3。因此，在油气管道的运行管理中，及时发现管道泄漏并确定漏点位置，对于保证管道的安全运行、减少因泄漏造成的经济损失和对环境的污染、防止爆炸和火灾事故的发生具有十分重要的意义。,二、管道的在线检测,管道在线检测是在不中断油气管道运行的条件下，用装有内检测器的智能清管器(smartpig)对管道的几何形状异常、金属损失、各种裂纹等损伤或缺陷进行检测。1、管道内检测器的类型(1)检测管道几何形状的通径检测器最广泛使用的测径器是由伞架式曲柄连杆机构及若干个探头组成的辐射架，探头上的位移传感器均匀地压在管壁上。其主机的结构示意图如下图所示。,管道通径检测器主机示意图,管道内壁横截面上的凹陷、椭圆变形等将使探头偏移，传感器捕捉到这些信号并将这些信号转换为电信号存储到机载的存储器中。测径器上的里程轮记录运行的里程数。通过地面的标志、跟踪系统，不但随时可以知道测径器的位置，还提高了里程数据的定位精度。将一次运行的数据通过数据采集系统及处理系统，检测出管道几何形状的异常，可以分辨出正常及变形的直管段、弯头、环焊缝、凹陷、椭圆度以及阀门、法兰等。,通径检测器检测的目的是：一方面可以确定管道变形是否影响其完整性；另一方面是检查变形程度是否满足通过智能清管器的要求，否则可能会卡住内检测器。因此，管道在线检测之前均要先运行通径检测器，并根据变形情况对管道进行相应整改。目前市场上供应的通径检测器的测径范围为100mm1500mm，其测径的灵敏度通常为管内壁直径的0.21，变形测量的精度在0.12。,(2)漏磁(mfl)检测器漏磁(magneticfluxleakage，mfl)技术因其可以检测出腐蚀或擦伤造成的金属损失及很小的缺陷，应用较简单，可兼用于油、气管道，结果有很高的可信度，因而得到广泛的应用。钢管为铁磁性材料，在外加磁场作用下被磁化。材料无缺陷时，磁力线绝大部分通过磁性材料且分布均匀；若材料表面或靠近表面存在凹凸、裂纹等缺陷，由于缺陷中导磁率较小，使通过该区域的磁力线弯曲，部分磁力线泄漏出材料表面，在缺陷部分形成泄漏磁场。用磁敏感元件对缺陷的泄漏磁场进行检测，将漏磁信号转换为电信号，经过记录、放大、a/d转换、储存、整理、分析，就可以得到缺陷的位置、大小等信息。,一套完整的漏磁检测系统由检测器(管道中运行的智能检测器)、调试分析系统(地面上的室外、室内部分)组成。mfl检测器发送前需要进行标准化调试，运行中检测到的数据需要处理分析，这些由地面上的调试分析系统完成。一台273mm管道的mfl检测器全长2590mm，重238kg，探头32个。主要技术指标如下：最大工作压力10mpa，工作温度-555，连续检测长度380km，被检测管道壁厚412mm，通过的最小曲率半径1.5d90，测量灵敏度0.357mm，缺陷定位精度为两参考标记间距的1。下图是管道mfl检测器主机的结构示意图。,管道mfl检测器主机示意图1一管壁；2一电池组；3一密封舱；4一漏磁检测仪；5一里程轮；6一弹簧；7一橡胶皮碗；8一电子元件；9一磁带记录仪,(3)超声波检测器超声波检测器主要是利用超声波的脉冲反射原理来测量管壁厚度。探头发射的超声波脉冲达到管壁后，反射回来由探头接收，根据接收时间间隔来检测管壁形状及厚度变化。这种方法的检测原理简单，能够检测到各种裂纹和管材夹杂等缺陷，能够对厚壁管道进行精确测量，并判别是管内壁还是外壁的缺陷。其缺点是超声波在气体中衰减很快，用于输气管道上需要耦合剂，才能更好地传输和接收超声波信号。,超声波检测器主要由密封圈、里程轮、探头、超声仪器系统、数据处理记录系统、电源等组成，其中超声仪、数据记录仪、电源部分都装在密封舱内，以防与油气接触。下图是一台720超声波检测器示意图。它全长6880mm，重l935kg。主要技术指标：超声波探头数256个；测管壁厚度范围712mm，壁厚测量精度0.5mm；里程系统定位精度1.0m；连续检测长度150km；可以通过2.5d的弯头和变形量13d的管段。,720超声波检测器,2、管道内检测器的选择目前在油气管道内检测上应用最多的是漏磁式与超声波检测器，两种检测器的原理不同，因而在检测对象、检测范围、检测结果及适用性上各有特点，有所不同。,两种检测方法中，漏磁法操作较简单，对检测环境要求不高，检测费用低于超声波法。它可以检测出管壁各种缺陷，对检测金属损失把握较大，但对于很浅、长而且窄的细小裂纹就难以检测到。它的检测精度受到各种因素影响，壁厚越大，精度越低，使用范围一般在壁厚12mm以下。超声波检测则不同，它适于裂纹检测，且精度和置信度高，缺点是用于输气管时需要耦合剂，使其检测运行费用增加。检测结果的准确性及稳定可靠性除了与检测器的分辨率、仪器的机械、电子、计算机技术水平高低有关外，还与管道的运行工况有关，如管道中流动不稳定、检测器的运行速度过快或运动受阻等都会影响到测量结果。,检测的费用包括：管道检测准备费、检测费(包括检测器标定及运行、数据分析及缺陷评价费)、开挖验证费、管道修理费等。若检测器类型选择不当或检测器精度不高，因而不能准确地确定管道缺陷尺寸，导致需要增加数据分析和开挖验证的费用，可能使额外费用增加值超过检测本身的花费。工程实践表明，采用高分辨率的检测器能对缺陷的位置、大小准确测定并合理评价，可以减少开挖工作量，从而使总费用下降很多。,3、管道在线检测的工作程序为了使管道在线检测顺利进行并确保价格昂贵的内检测器安全运行，必需做好检测前、检测过程的程序安排，并严格执行：(1)管道调查及附属设施整改确保管道条件符合检测器要求，否则需进行整改。为便于跟踪检测器，在现场勘察过程中要沿线设立标志，确定管道位置及走向。,(2)检测前清管常规清管将管壁的结蜡层清除干净，通径检测确认已无妨碍内检测器之处。之后还应针对所输介质特点再进行清管，以排除可能造成伪信号的管内杂质。(3)通过模拟器用以检查管道通过内检测器的能力，防止运行中发生堵卡。(4)投运检测器发出带检测器的清管器，沿线定点对其跟踪。,(5)检测器接收及数据处理取出检测器，处理数据后，可得到检测出的全部缺陷清单及严重缺陷的清单。(6)提交检测报告报告管道的腐蚀状况，对严重缺陷进行描述。列出开挖点。(7)开挖验证将开挖的检测结果与实际测绘结果比较，以检查在线检测的精度是否满足检测器的精度指标。,三、输油管道的泄漏检测,(一）管道泄漏检测法分类管道泄漏检测主要有两个目的：一是防止泄漏对人及环境造成危害和污染，二是防止管道输送油品的泄漏损失。根据不同的分类依据，管道检漏方法有多种分类方法：1、根据应用性质可划分为两类，即不影响输油工艺操作的在线检测和输油管道停运或部分改变的检测（离线检测）。2、根据检测位置不同划分为管外检测法和管内检测法。管外检测和在线检测多用于突发性泄漏，而管内检测和停运检测适用于检测管道腐蚀状况及微小泄漏。管内检漏法多数基于磁通、超声、涡流和录象等技术，检漏较准确，但只适用于较大口径管道，多设计成清管器型，检漏时易发生管道堵塞事故，投资大，检测费用高。,在外部检测法中，沿管线巡视法、流量差法、压力差法和负压波法等费用较低，但精度较差；聚合物电缆检测法检测准确，速度快，但连续使用性差，费用很高。近年来发展起来的scada模型法响应速度较快，可快速检测出较大的管道泄漏故障，但需很大投资，沿管道需要安装复杂控制传感系统。,3、根据检测对象的不同，可将检漏方法分为两类。一是直接检测泄漏的石油、天然气的直接检漏方法；另一种是检测因泄漏造成的流量、压力、声音等物理参数的间接检漏法。直接检测法是测出泄漏的输送液体在地表的痕迹或挥发气体。如：利用检漏电缆、检漏光纤等测量泄漏后检测元件的阻抗、电阻率等特性变化来检测泄漏。或者采用人工巡线或机载仪器飞行巡线检查泄漏。近年美国oilton公司开发出一种机载红外检测技术，由直升飞机带一高精度红外摄像机沿管道飞行，通过分析输送物质与周围土壤的细微温差来确定管道是否泄漏。,间接检测法是通过测量泄漏时管道系统的流量、压力、压力波等物理参数的变化来检测泄漏的方法。主要分为3种类型：实时模型法质量平衡法基于信号处理的方法,实时模型法实时模型法是研究得最多的一种方法，它应用实时诊断系统与管道scada系统相结合，进行动态泄漏检测。这种方法的关键是建立准确的管道实时模型。定时取管道的一组实测参数作为边界条件，由实时模型计算管道中流体的压力、流量值，然后将这些计算值与实测值作比较，当计算结果的偏差超过给定值时，即发出泄漏警报。现场实验表明，目前用实时模型法能检测出大于输量4的泄漏，定位精度较低，不足10。,质量平衡法基于质量守恒原理，一条不泄漏的管道，流入与流出的质量流量必相等。实时测出管道出口与入口流量，有一定的差值则表明管段内可能发生泄漏。由于所测流量与流体的各种性质(如温度、压力、密度、粘度)有关，从而使情况变得复杂，在实际应用中需要进行修正。由于管道瞬态工况会影响流量变化及准确测量，通常采用累计平均值来判断，这使检测时间增长并降低了检测精度。故采用质量平衡法检漏时，常需配合使用其他方法。,基于信号处理的方法在管道沿线的关键点，scada系统通过传感器测量流量、温度、压力等参数对管道进行实时监测，测量到的数据被送往中央控制中心，运用各种算法实时分析处理，以此进行泄漏检测和定位。常用对泄漏前、后沿线压力分布变化或负压波传播情况的分析来检测泄漏及定位。这种方法包括压力梯度法、负压波法、压力点分析法和统计分析法等。目前国内输油管道上应用最多的是负压波法。,由于单一的泄漏监测方法往往有一定的局限性，很难完全满足实际需要，在应用中要考虑各种检漏方法的特点，可以采用多种检测方法配合使用，组成可靠性和经济性综合效果最佳的泄漏检测系统。两类方法相比，泄漏直接检测法敏感性好，定位精度高，误报警率低，但对管道进行一次完整的检测需要较长的时间；间接检测法可以连续检测泄漏，实现对管道的实时监测，但敏感性和定位精度相对较低，误报警率也较高。,1、直接检漏法(1)油溶电缆法该方法采用附有易被碳氢化合物溶解的绝缘材料的两芯电缆沿管线埋设。这种电缆与渗漏油接触就会发生电缆间的阻抗变化。在管道一端通过对阻抗分布参数测量处理即可确定管道状态及渗漏位置。,(二)各种检漏方法简介,(2)反射脉冲检测法,将特殊材料（该材料具有透油不透水特性）制成的同轴电缆沿管道铺设，从电缆一端发射脉冲，脉冲碰到被油浸透的电缆处会反射脉冲，通过检测反射脉冲信号，可检测管道泄漏位置。这种方法的优点是不需在管道上设任何地面检测设备，不需要过多的检测员，就能快速而准确地确定管道的微小渗漏及渗漏位置。上述两种方法的共同点是都具有很高的灵敏度，但又都存在造价高、无法连续使用、设备更换困难的缺点，从而限制了它们的推广使用。,(3)油检测元件法,该方法是沿管道外层设置一种导电性粉体元件，当泄漏的油接触到该元件时，其电阻会发生急剧变化，在管道端部，通过测量处理电阻变化，即可确定漏点定位置。,(4)油溶性压力管法,将充有压缩空气的油溶性软管缠在管道外围，软管遇到泄漏的油品便会溶解产生漏洞断裂，压缩空气外泄，管内压力下降，由此即可知泄漏。这种方法具有使用一次性，发现泄漏后，该处软管即损坏，更换比较困难。,(5)气体法,这种方法是通过检测在输油管道沿线有无可燃性气体，当超过规定的浓度阈值时，可判断存在油品的泄漏。阈值大小可控制系统检漏的灵敏度。天然气、煤气管道常采用此法检漏。,(6)机载红外线法,该方法是应用直升机吊一航天用的精密红外摄象机沿管道飞行，通过判读输送油料与周围土壤的细微温差成像确定是否有油料泄漏。例如美国佛罗里达技术网络公司用直升机以160km/h的速度沿线飞行，机上载有红外线摄象装置，记录埋地输油管道周围某些不规则的地热辐射效应，利用光谱分析可检测出较小泄漏位置。原苏联曾用美国研制的机载远距离激光分析仪沿输送天然气的管道飞行可发现大小为几米、乙烷浓度仅为百分之一的气体云，分析结果记录在摄象机内。这种方法可用于长管道、微小泄漏的检测。,(7)封入气体压力检测法,这种方法是在双层管的两管间隙内密封一定压力的氮气，当内管泄漏时，氮气压力上升；而当外管泄漏时，氮气压力下降，由此即可检漏。当双层管较长时，可采用加间隔的办法，利用两隔开管段间的压力差检漏。这种方法只能用于双层管，应用范围较小。海底管道多为双层管，可用该方法检漏。,(8)水面监视法,对于海底管道及横穿各种水域的管道，可采用监视管道上面的水面的方法。当发现水面有油污出现时，可判断泄漏产生。根据当时的水流，密度等参数，可估算泄漏位置。这种方法的精度很差，一般难以满足工业要求，只能进行粗略判断。,2、间接检漏法,(1)质量平衡检漏法质量平衡检漏法是一种人们较熟悉的检漏法。其工作原理为：在每个泵站上用流量计测量一段时间内流过的油品质量，然后考虑仪表误差、温度压力对管内存油质量的影响，通过分析计算，判断管道是否发生了泄漏。该方法的缺点是每个泵站都需要安装流量计，投资大，且不能确定漏点的具体位置，目前已很少使用。,(2)水力坡降线法,水力坡降线法是技术上不太复杂，大家又比较熟悉的方法之一。这种方法是根据上游站和下游站的流量等参数，计算出相应的水力坡降，然后分别按上游站出站压力和下游站进站压力作图，其交点就是理想的泄漏点。但是，这种方法要求准确的测出管道的流量，压力和温度值。对于间距长达几十公里或百公里的长输管道，由仪表精度造成的误差可能使泄漏点偏移几公里到几十公里，甚至更远，给寻找实际泄漏点带来困难。因此，应用水力坡降法寻找长输管道泄漏点时应考虑仪表精度的影响。,压力表、温度计和流量计的精度对泄漏点的判定都有直接的关系。把上下游站这三种仪表的最大和最小两种极端情况按照排列组合方式，可以构成六十四种组合，其中有两种组合决定泄漏区间的上下游极端点，相应于这两点的组合见下表。,下图是这两种组合的图解，图中从上、下游引出的坡降线各三条，中点划线是按仪表读数计算的，而上、下两条则是按进压和排压波动范围计算的，它们的交点指出泄漏可能的范围。,(3)声信号分析法,油品在高压下通过漏孔时，会发出噪声，检测这些噪声就可以判断是否有管道穿孔。借助于管线上漏孔两侧的传感器可对漏孔进行定位。这种方法用于长输管道时存在以下问题：泄漏所激发的噪声本身很微弱；声波在从漏孔到测点的传播路径上存在很大衰减；传感器也接收到漏孔以外的其它声信号（如结构振动或道路施工、交通噪声）。为了解决以上问题，需要每隔1km安装一个传感器，信号传输采用无限电传输，投资相对较大。该方法除了可以监测泄露外，还可以监测在管道上是否有打孔行为。,(4)负压波检漏技术,负压波法是近年来国际上颇受重视的管道泄漏检测方法。当管道发生泄漏时，泄漏点处由于管道内外的压差，流体迅速流失，压力下降。泄漏点两边的液体由于存在压差而向泄漏点处补充，这一过程依次向上下游传递，相当于泄漏点处产生了以一定速度传播的负压力波。瞬态压力波定位方法是根据泄漏产生的瞬态压力波传播到上下游的时间差和管内压力波的传播速度计算出泄漏点的位置。压力波在原油中传播的速度一般为10001200米/秒左右，只要管道两端的压力传感器准确地捕捉到包含泄漏信息的负压波，就可以监测出泄漏，并能够根据负压波传播到两端的时间和压力波的传播速度进行定位。该方法具有很快的响应速度和较高的定位精度。,负压波法检漏定位原理图,可利用下式计算出泄漏点的位置。式中：x泄漏点至上游站的距离，m；l站间管道长度，m；t1、t2负压波传播到上、下游站的时间，s；a管输介质中负压波的传播速度，m/s。,(5)压力点分析（ppa）检测法,压力点分析法(pressurepointanalys