Система обнаружения утечек СОУ-ИСА ООО «Инсист Автоматика»

Автоматизация объектов нефтегазодобычи является крупнейшей сферой деятельности компании «Инсист Автоматика». Компания выполнила десятки проектов по созданию АСУ ТП всех этапов движения нефти от скважины до врезки в магистральный трубопровод.

Специалисты компании, изучив опыт зарубежных и отечественных ведущих производителей систем обнаружения утечек (СОУ), требования, предъявляемые к СОУ американскими стандартами: API 1130 Computational PipeLine Monitoring for Liquid PipeLines, 2002; API 1155 Evaluation Methodology for Software Based Leak Detection Systems, 1995; российским отраслевым стандартам - РД 13.320.00-КТН-544-06 «Системы обнаружения утечек на магистральных нефтепроводах. Общее техническое задание на проектирование, изготовление и ввод в эксплуатацию», 2006 г., разработали оригинальные алгоритмы (с применением методов математической статистики) обнаружения утечек. Они были положены в основу СОУ-ИСА для напорных трубопроводов, транспортирующих нефть/нефтепродукты.

СОУ-ИСА согласно классификации API 1130 позиционируется как СОУ на основе статистического анализа, согласно классификации РД 13.320.00-КТН-544-06 – как комбинированная СОУ.

• обнаружение нарушения герметичности трубопровода на основании измерений давления р, температуры Т и расхода продукта на входе Qвх и выходе Qвых из трубопровода;
• расчет предполагаемой величины утечки;
• расчет предполагаемого места утечки (для участков трубопроводов длиной более 300 м);
• фиксацию времени обнаружения утечки.

Контроль состояния трубопровода осуществляется в динамическом, стационарном и статическом режимах работы трубопровода тремя независимыми алгоритмами. Это позволяет значительно повысить вероятность обнаружения малой утечки или несанкционированного отбора продукта из трубопровода и уменьшить вероятность ложных срабатываний.

Первые две системы СОУ-ИСА установлены на участках трубопровода ТПП «Когалымнефтегаз» от коммерческого узла учета нефти (КУУН) пункта приема – сдачи нефти (ПСП) до узлов врезки в магистральный трубопровод. Данные участки трубопроводов характеризуются малой протяженностью (380 и 780 м). Для функционирования СОУ использовалось имеющееся оборудование, что позволило значительно сократить затраты заказчика. Дополнительно был установлен только сервер СОУ-ИСА.

Данные о расходе, температуре, давлении, состоянии задвижек и насосов поступают на сервер СОУ-ИСА со станции управления АСУ ТП ПСП, отображение выходной информации СОУ-ИСА осуществляется на мнемосхемах дополнительных видеокадров АРМ диспетчера ПСП (рис. 1). СОУ-ИСА, установленная на участках трубопровода ТПП «Когалымнефтегаз», успешно прошла приемосдаточные и эксплуатационные испытания.

Для испытаний СОУ-ИСА были сделаны специальные врезки на контролируемом участке. Для слива нефти использовалась передвижная емкость вместимостью 4 м3. Интенсивность утечки на сливной линии менялась сменой дроссельных шайб диаметром 40, 30, 20 и 10 мм. Для каждого размера дроссельной шайбы была выполнена имитация утечки длительностью 20 – 40 с. СОУ-ИСА зафиксировала все факты утечек, определила местоположение утечки с погрешностью ±30 м, вычислила величину утечки. Графики изменения давления и расхода при проведении испытаний представлены на рис. 2. СОУ-ИСА также успешно прошла испытания комиссии ОАО «АК «Транснефть».

В настоящее время компания «Инсист Автоматика» осуществляет проектирование СОУ для участка нефтепровода длиной 31,5 км без промежуточных узлов задвижек. Для трубопроводов с промежуточными узлами задвижек может использоваться вариант построения СОУ-ИСА, представленный на рис. 3. В данном случае станции управления должны быть оснащены средствами установки точного времени, а данные о расходе, давлении и температуре должны передаваться на сервер СОУ-ИСА с меткой времени. Цикл опроса датчиков давления должен быть не более 0,1 с. В приведенной схеме датчики температуры установлены до и после задвижки, но их число может быть уменьшено установкой только одного датчика после узла задвижек. Возможен вариант установки датчика температуры только в начале и конце контролируемого участка, но при этом увеличивается погрешность определения местоположения утечки.

• длина трубопровода не более 10 км;
• диаметр – 0,53 м;
• режим работы трубопровода – стационарный;
• погрешность канала измерения давления – 0,1 %;
• шкала датчика давления 0 – 6 МПа;
• цикл опроса датчика давления не более 0,1 с;
• плотность нефти – 827 кг/м3.

При этом алгоритм, основанный на анализе точек контроля давления, обеспечивает обнаружение минимальной утечки интенсивностью 12 м3/ч с вероятностью 0,99. При неизменных вышеперечисленных данных и шкале датчика давления 0 – 4 МПа величина минимальной утечки, обнаруживаемой СОУ-ИСА, составляет 7,6 м3/ч с вероятностью 0,99. Погрешность определения координаты предполагаемого местоположения утечки составляет ±150 м.

При длине трубопровода не более 10 км, погрешности канала измерения расхода 1 % и повторяемости расходомеров 0,5 % алгоритм, основанный на анализе расхода продукта, обеспечивает обнаружение минимальной утечки, равной 1 % текущего расхода. Величина минимально обнаруживаемой утечки для трубопроводов небольшой длины может быть уменьшена до 0,5 % текущего расхода, но при этом увеличивается время ее обнаружения (рис. 4). Так, при расходе 600 м3/ч величина интенсивности минимально обнаруживаемой утечки составляет 6 м3/ч (для труб небольшой длины – 3 м3/ч).