第一篇：管道泄漏檢測技術在合水油田中的應用（xiexiebang推薦）

管道泄漏檢測技術在合水油田中的應用

摘 要： 本文對管道泄漏檢測方法進行了綜述，介紹了“負壓波法”和“輸量平衡法”互補型管道泄漏監測系統及受限條件。

關鍵詞：管道泄漏 負壓波法 管道輸量平衡法

一、序言

管道作為石油化工領域輸送流體的最基本單元。與車輛拉運相比，無論從降低成本、提高安全性等方面都有較明顯的優勢。合水油田作為即將挺近百萬噸油田隊列的一員，原油輸送必不可少，但是由于各種外界環境及人為因素導致管道經常遭受破壞，給國家財產造成很大的經濟損失，同時對環境的污染也是不可估量的。管道泄漏檢測定位技術的應用顯得尤為重要。

二、管道泄漏監測方法綜述

1.預警型管道泄漏監測報警定位系統

光纖振動傳感器檢測技術是沿管線埋設測震光纖來監測距離檢測光纖一定范圍內的振動，通過建立各種振動特征庫可以識別“振動”產生的原因與類型，對有可能威脅或正在輸油管線的情況產生預警并定位，顯然可以防患于未然。但由于測震光纖要求靈敏，所以不適于加“鎧”，而無“鎧”光纖自身的安全性大幅度降低；只適用于新鋪設的管線，否則施工成本太高；需要比較完備的適用性好的“特征庫”支持，且即便如此誤報也是在所難免的，因此目前應用較少。

振動聲波監測法其基本原理是沿管線埋設若干“測震”傳感器，形成虛擬防線，實時監測管線及周邊的振動聲波，以此判斷是否有人在管線上實施破壞行為。很顯然，它也能起到防患于未然的作用。但其“測震”傳感器需要每隔幾百米到幾千米就埋設一個，野外設備的施工、供電、通信和本身的安全維護與管理維護等的難度也是顯而易見的。另外它需要一個涵蓋盡可能寬的“聲源特征庫”來支持，否則“誤報”“漏報”在所難免。昂貴的造價和野外維護管理難度限制了它應用。

2.報警型管道泄漏監測報警定位系統

報警型以“管道瞬變模型法”、“負壓波法”、“管道輸量平衡法”、“振動聲波監測法”應用最多。

管道瞬變模型法是根據管道質量平衡原理，計算水利瞬變效應，建立數學模型，在計算機上實時運算，理論上可以準確定位。但由于管道的摩阻、流體的溫降梯度等不可能是完全線性的，所以判斷泄漏定位也就打了折扣。另外對壓力、流量、溫度等參數采集缺一不可，這對于某些不具備條件的管線就不適用，因而在一定程度上也限制了它的推廣。

管道輸量平衡法（簡稱輸量平衡法）根據質量守恒定理，同一期間流進和流出管道的油品的質量應當相等。在管道兩端安裝流量計，實時監測比對兩端流量，可以判斷有無泄漏發生。由于某些管線沒有流量計也不具備安裝流量計的條件，其應用也受到了很大的限制。

泄漏聲波檢測法也叫音波檢測法其基本原理是檢測泄漏時產生的“泄漏聲波”。聲波檢測法就是檢測沿著管道內的液體傳播低頻波，來判斷泄漏和定位的。由于“泄漏聲波”很微弱，需要特殊的聲波傳感器，目前可以做到的最大檢測距離是15km，具有了一定實用價值，是一種非常有前途的泄漏檢測預定位方法。但其造價過高限制了它的應用與推廣。

負壓波法也叫水擊波報警法。負壓波法因其所需參數可多可少，能夠根據已有的工藝流程取舍，施工、管理比較方便，對不同管網的適應性較強。這種簡單實用特點，已經使其成為目前應用最為成功最為廣泛的一種管道泄漏監測的方法。負壓波信號被分別設在管道起點和末點的壓力變送器捕獲。泄漏位置的不同，兩端變送器響應的時間差也不同，因此可以確定泄漏點的距離。

三、“負壓波法”和“輸量平衡法”互補型管道泄漏監測系統

“負壓波法”和“輸量平衡法”二者結合形成了優勢互補，不但極大地提高了泄漏監測的準確率，而且一個測壓點不需要再安裝兩臺壓力變送器了，從而使輸油管到泄漏報警系統應用更加靈活方便了。合水油區管道泄漏檢測均采用此方法，以下對此方法進行簡單介紹和總結使用中存在的問題。

1.系統構成

“負壓波法”和“輸量平衡法”互補型管道泄漏監測系統結構如圖所示。該系統主要由數據采集預處理系統、遠程通信系統、監視分析與管理系統三大部分組成。

2.“負壓波法”和“輸量平衡法”互補型管道泄漏監測系統的優點

“負壓波法”在判斷有無泄漏發生時，可能因為某些站內操作引起的非泄漏“壓力下降”導致發生頻繁的無意義報警，從而影響定位的準確性，更容易造成“狼來了”的惡性后果；“輸量平衡法”的引入使得問題得到有效解決，因此，二者結合后，形成了優勢互補，可以極大地提高泄漏監測的準確率，而且不需要安裝兩臺壓變，從而使其應用更加靈活方便。此方法不僅屏蔽了站內某些操作引起的壓力下降，而且可以輕而易舉地判斷出是否發生了泄漏。為生產帶來很大方便。

四、應用情況分析

管道泄漏檢測系統在合水油田的應用，降低了工人的勞動強度，提高了工作效率，減少了原油輸送過程中打空盜油及原油泄漏事件的發生。通過近4年的應用，該系統在對泄漏事件及管線打眼事件能夠準確檢測并報警提示，為生產帶來很大幫助，減少了經濟損失及對環境的污染。為了保證系統的高精度，在應用過程中還需注意以下幾方面。

1.關于信號干擾與識別

在理想的信號狀態下，要識別“負壓力波”信號并不困難。但在實際生產中，信號中的電磁干擾等會造成壓力下降的假象，加大了真正“泄漏壓力波”的識別難度。系統具有準確的識別能力外，還需要有良好的抗電磁干擾能力。

要做到這一點首先要合理選擇前端數據采集部分的硬件，采取良好的隔離和抗干擾措施，盡量減小電干擾對原始數據的影響。對于因工藝流程等引起的固有壓力波動，理論上可以采用各種波形變換手段對采集到的信號波形進行變形分析處理。如：均值濾波、中值濾波、小波變換等。這需要根據管道的工況條件合理運用，才能起到有效的作用。

2.關于多分支復雜管網

輸油管線大多不是一進一出簡單管段，多是中間有一個或幾個插入分支構成的復雜管網，這無疑給泄漏監測帶來了很大的難度。一般說來，對于多分支管網，最好能在每個插輸點安裝采集裝置，否則“管道輸量平衡法”將失去有效的依據，無法把中間站的“減壓操作”與確實發生的“泄漏” 區分開來。

3.關于多翻越管線

當管線穿越山梁溝壑，落差大時，就有可能形成半管油的充不滿現象，阻斷了壓力波的傳遞途徑，系統也就無法對泄漏進行定位。所以對于穿越山區的輸油管線必須合理選擇監測點并合理調整輸油參數，必要時可以適當節流。

4.關于報警和定位模式

采用 “自動報警定位+人工核實”的模式是比較切合實際的，且此模式也必須在工況條件比較好的管線上運用才有一定的意義。因為這樣可以充分發揮計算機的優勢，有效地避免誤報。倘若系統沒有“人工手動核實”功能，一旦“自動報警定位”出現偏差，將無法作進一步的分析判斷，有可能造成一些假象，引起不必要損失。

作者簡介：楊柳，（1986年―）女，漢族，學歷本科，于2009年畢業于西安石油大學（西安）自動化專業，在長慶油田分公司超低滲透油藏第一項目部從事數字化管理工作，助理工程師。

第二篇：探究錄井技術在四川油田中的應用

探究錄井技術在四川油田中的應用

【摘要】隨著社會經濟的發展和科學技術的進步，越來越多的人將研究的重點放在了提高資源開采率與管理效率技術的研究上。伴隨著世界能源的有限性和能耗的不斷增加，需要技術力量的支持和引導。科技是第一生產力，能源問題已成為亟待解決的問題，面臨外界日益激烈的競爭環境，石油行業要想獲得更大的生產空間和更多的市場份額，就需要不斷地進行技術革新，不斷地進行新技術的應用與推廣，但這些技術的應用都必須建立在對技術的研究與對實際油田地質概況了解的基礎上，具體情況具體分析，才能發揮出科技真正的潛力與價值，創造更大的社會財富。本文將從簡析錄井技術、簡析錄井技術在四川油田中的應用情況，淺談錄井技術的發展前景等幾個方面做以簡要的分析，旨在了解錄井技術及其相關開采知識，了解錄井技術對石油開采業的影響，不斷的對錄井技術進行科學創新，使其能夠為社會經濟效益的提高和加速石油的開采率及開采進程做出貢獻，并將錄井技術在實踐應用中不斷推廣。

【關鍵詞】錄井技術；四川油田；鉆井工程；社會經濟效益

前言

深度測量、地質描述以及使用熱導檢測儀進行氣測錄井服務豐富了初期錄井服務的內容。而隨著技術革新，儀器設備之間的更新換代，錄井技術得到了更廣闊的發展天地。科學技術的不斷發展，計算機技術的推進，使錄井技術呈現出自動化、數字化、智能化的發展趨勢。通過對各種地質數據的分析和相應數據庫的研究進行綜合評價，可幫助其作出科學、正確的決策，大大提高了工作效率和實際開采進程，使錄井技術在實踐中的應用更加游刃有余。

一、簡析錄井技術

錄井技術是現代科學技術和多學科理論在石油勘探中的應用，是多種技術與多門學科集合而成的高新技術的集合體。錄井技術包括地質錄井、氣測錄井、鉆井液錄井、工程錄井、地球化學錄井和地球物理錄（測）井等內容。它是石油鉆井勘探技術由科學化鉆井階段到自動化、智能化鉆井階段的偉大嘗試。錄井技術是油田勘探開發過程中補課缺少的技術環節，對整個油田的社會經濟效益的提高具有重要的作用。隨著其不斷地發展，如今已改變了地質錄井的內涵，它以多參數、大信息量和實時性為現場提供可靠的決策資料，方便其發現油氣顯示、地質分層、儲量預測、區塊、構造評價等，保證工程施工、檢測的安全，指導科學鉆井，降低使用開采過程中的風險，拓寬錄井服務領域，以期增加錄井工作量，充實工作量，加速開發進程，避免或減少人力、物力、財力方面的消耗與浪費。

錄井系統綜合應用了巖屑描述軟件、巖心描述軟件、完井報告編制軟件等新的系統工具，在實現自動化的同時，提高了工作效率。通過對現場采集所有資料進行分門別類，摒棄各種影響因素，使其正確科學的反映地層情況，減少了人工整理資料的時間和誤差。對資料進行綜合分析研究，提高決策的正確性。利用先進的錄井系統及其整套數據管理和決策服務系統。方便了鉆井、取心、中途測試、井控、下套管、固井、起下鉆、擴眼、流量監測、防噴監測、打撈和海底作業等施工環節的順利進行。錄井系統通過向鉆井人員，錄井人員，現場監督，作業者基地管理人員等提供實時地地面和地下不同深度、不同時間的鉆井和測試信息，幫助作業人員及時做出井控、鉆機管理、安全、地質評價等方面的決策，從而提高鉆井效率、提高地質評價質量并為后續作業和生產提供高效的地質導向。

二、簡析錄井技術在四川油田中的應用情況

隨著石油鉆探技術的不斷改革，石油工程的決策者和地質人員也愈加重視鉆井錄井技術的應用。但是其的應用范圍比較有限，現已錄井技術在四川油田中的應用情況做以簡單的介紹，旨在了解其在實踐中的可操作性，幫助人們解決疑惑，接受新技術，推廣新技術。

四川油田屬于碳酸鹽裂縫性油氣藏，由于其地質條件較為復雜，給實際的勘探開發帶來了很大的困難。而通過川南地質錄井公司使用新的錄井開發技術，多數采用JL-I型的進口流量監測器，配合電磁流量傳感器，使其在檢測過程中不受鉆井液溫度、粘度、密度等外部因素的影響，從而完成了將近錄井35000m的進尺，使得鉆井的準確率高達90%以上。在四川油田的勘探過程中對預探井、邊遠井、地質結構復雜的深井運用了錄井技術，提高了其生產的時效、純鉆進時效、機械鉆井等，決策中也體現了其科學性及及時性的特點。極大地減少了避免了鉆井錄井事故的發生，節約了鉆井成本，提高了油田鉆探開采的社會經濟效益，縮短了鉆井周期。

四川油田根據其地質情況、成藏特征等概況，善于應用新科技，大膽實踐。大膽利用了錄井儀設備，該設備集地質和工程參數的采集、處理、顯示為一體，對四川油田的油氣層進行識別和指導安全施工和優化錄井等起到了舉足輕重的作用。通過錄井儀對鉆井液氣體檢測，通過井口鉆井液脫氣裝置和色譜儀連續分析和識別油氣層。將錄井液脫氣器改為電動式，提高了其錄井檢測的精確度；將信息技術和錄井技術的結合，運用色譜對相關數據進行分析，增加其工程錄井，預報和檢測工程事故，提高錄井技術的資源共享水平。利用轉盤轉速、鉆壓、機械轉速、鉆井液密度等參數來計算地層可鉆性指數、巖石強度指數、破裂地層壓力系數、處理和計算地層壓力系數、地層孔隙度的相關參數，從不同角度達到檢測地層壓力的目的。

錄井技術的巧妙運用也可起到對潛在的施工事故進行預報監測的效果。如預防一些鉆具事故（鉆桿、鉆鋌刺穿或扭斷，鉆頭堵塞或掉落），井漏事故等的發生，都需要錄井技術的實時監測平臺來防患于未然。

四川油田正是成功的運用了錄井技術以上的優點，使其在油田的勘探開發上不斷取得新的成就與收獲。

三、淺談錄井技術的發展前景

錄井技術依靠其便利的實時監測手段，減少或避免各類工程事故及隱患的發生。通過監控鹽膏侵、鹽水侵及一些有害氣體的濃度，保證了鉆井的安全。實現了社會效益、經濟效益與環境效益的統一，起到了良好的導向作用。為其奠定了更廣的發展前景，若將錄井傳感器發展到井下，使地面與地下錄井相互融合，有利于實現錄井技術的多元化、多樣化發展，在不斷的改進與深化中，不斷地使用和推廣錄井技術，使其服務于工業化與現代化建設，造福人類。

參考文獻：

[1]綜合錄井技術在四川油氣田鉆井工程中的應用實踐；《中文科技期刊數據庫》； 王俊良，劉奇志

[2]油田錄井技術應用現狀與發展對策分析；現代商貿工業 ；2011年第11期；黃晨翔

[3]綜合錄井技術在油氣田勘探中的應用；《油氣地質與采收率》；2003年第2期；邴堯忠，朱兆信，慈興華；

郝興瑞

第三篇：油氣管道泄漏檢測應對事故技術一覽

油氣管道泄漏檢測應對事故技術一覽

2014-04-13 能源情報

能源情報按：先是青島爆燃，接著是蘭州石化管道泄露污染飲用水，都是管道惹的禍。管道安全一向被企業重視，但為何還是屢次出現事故？看看這些檢測泄露的技術吧。

文/蘇欣 中油工程設計西南分公司

油氣長輸管道發生泄漏的原因多種多樣，但大致可以分為：(1)管道腐蝕：防護層老化、陰極保護失效, 以及腐蝕性介質對管道外壁造成的腐蝕和傳輸介質的腐蝕成分對管道內壁造成的腐蝕；(2)自然破壞：由于地震、滑坡等自然災害以及氣候變化使管道發生翹曲變形導致應力破壞；(3)第三方破壞：不法分子的盜竊破壞, 施工人員違章操作, 野蠻施工造成的破壞；(4)管道自身缺陷：包括管道焊接質量缺陷, 管道連接部位密封不良, 未設計管道伸縮節, 材料等原因。油氣管道泄漏不僅給生產、運營單位造成巨大的經濟損失，而且會對環境造成破壞、嚴重影響沿線居民的身體健康和生命安全。檢漏技術發展歷史 國外從上個世紀70年代就開始對管道泄漏檢測技術進行了研究。早在1976年德國學者R.Isermann和H.Siebert就提出以輸入輸出的流量和壓力信號經過處理后進行互相關分析的泄漏檢測方法；1979年Toslhio Fukuda提出了一種基于壓力梯度時間序列的管道泄漏檢測方法；L.Billman和R.Isermann在1987年提出采用非線性模型的非線性狀態觀測器的檢漏方法；A.Benkherouf在1988年提出了卡爾曼濾波器方法；1991 年Kurmer 等人開發了基于Sagnac 光纖干涉儀原理的管道流體泄漏檢測定位系統；1993年荷蘭殼牌(shell)公司的X.J.Zhang提出了統計檢漏法；1999年美國《管道與氣體雜志》報道了一種稱作“紋影”(Schlieren)的技術，即采用空氣中的光學折射成象原理可用于管道檢漏；2001年Witness提出了采用頻域分析的頻域響應法，其基本思想是將管道系統的模型轉換到頻域進行泄漏檢測和定位分析；2003年Marco Ferrante提出了采用小波分析的方法，利用小波技術對管道的壓力信號進行奇異性分析，由此來檢測泄漏。

我國對于管道泄漏技術的研究起步較晚，但發展很快。1988年方崇智提出了基于狀態估計的觀測器的方法；1989年王桂增提出了一種基于Kullback信息測度的管線泄漏檢測方法；1990年董東提出了采用帶時變噪聲估計器的推廣Kalman濾波方法；1992年提出了負壓波法泄漏檢測法；1997, 1998年天津大學分別采用模式識別、小波分析等技術對負壓波進行了很大程度的改進；1997年唐秀家等人首次提出基于神經網絡的管道泄漏檢測模型；1999年張仁忠等提出了壓力點分析(PPA)法和采集數據與實時仿真相關分析法相結合的方法；2000年胡志新等提出了分布式光纖布拉格光柵傳感器的油氣管道監測系統；2002年崔中興等介紹了聲波檢漏法；2003年胡志新提出了基于Sagnac 光纖干涉儀原理的天然氣管道泄漏檢測系統理論模型；2003年潘緯等利用小波分析方法來分析信號的奇異性及奇異性位置,來檢測天然氣管線泄漏；2003年夏海波等提出了基于GPS 時間標簽的管道泄漏定位方法；2004年白莉等提出了一致最大功效檢驗探測泄漏信號；2004年吳海霞等運用負壓波和質量平衡原理,采用模糊算法和邏輯判斷法,利用壓力、流量和輸差三重機制實現了對原油管道的泄漏監測及定位、原油滲漏監測和報警；2004年倫淑嫻等利用自適應模糊神經網絡系統的去噪方法可以提高壓力信號；2005年張紅兵等介紹了根據管道的瞬態數學模型，并應用特征線法求解進行不等溫輸氣管道泄漏監測；2005年劉恩斌等研究了一種新型的基于瞬態模型的管道泄漏檢測方法,并對傳統的特征線法差分格式進行了改進,將其應用于對管道瞬態模型的求解；2005年朱曉星等提出了將仿射變換的思想應用到基于瞬態壓力波的管道泄漏定位算法中；2005年白莉等等將擴展卡爾曼濾波算法,應用于海底管道泄漏監測與定位；2006年白莉等利用多傳感器的信息融合思想,提出分布式檢測與決策融合方法進行長距離海底管線泄漏監測；2006年提出了一種基于Mach-Zehnder光纖干涉原理的新型分布式光纖檢漏測試技術。泄漏檢測技術方法

對于檢漏技術的分類，現在沒有統一的規定，根據檢測過程中所使用的測量手段不同，分為基于硬件和軟件的方法；根據測量分析的媒介不同可分為直接檢測法與間接檢測法；根據檢測過程中檢測裝置所處位置不同可分為內部檢測法與外部檢測法；根據檢測對象的不同可分為檢測管壁狀況和檢測內部流體狀態的方法。2.1 熱紅外成像

對于加熱輸送的液體管道，當管道發生泄漏時,土壤被泄漏的液體加熱后溫度上升，通過紅外輻射的不同來感知這種異常的溫度，將其與事先保存在計算機中的管道周圍土壤正常溫度分布圖進行比較檢測泄漏。近年美國OIL TON公司開發出一種機載紅外檢測技術，由直升飛機攜帶一高精度紅外攝像機沿管道飛行，通過分析輸送物資與周圍土壤的細微溫差確定管道是否泄漏。這類方法不能對管線進行連續檢測，因此發現泄漏的實時性差而且對管道的埋設深度有一定的限制,具有關資料介紹,當直升機的飛行高度為300m時,管道的埋設深度應當在6m之內。2.2 探地雷達

探地雷達(GPR)將脈沖發射到地下介質中，通過時域波形的處理和分析探知地下管道是否泄漏。當管道內的原油發生泄漏時,管道周圍介質的電性質會發生變化,從而反射信號的時域波形也會發生變化,根據波形的變化就可以檢測到管道是否發生了泄漏。應用探地雷達探測時,物體必須有一定的體積,因此這種方法不適用于較細的管道。而且用探地雷達探測泄漏時,與管道周圍的地質特性有關,地質特性的突變對圖象有很大的影響,這也是應用中的一個難點。2.3 氣體成像

在輸氣管道泄漏檢測中,氣體成像技術也是一個比較有效的方法。以前氣體成像的原理主要是根據背景吸收氣體成像和紅外輻射吸收技術。設備比較笨重,需要大型的激光器。近年來,開發了一種稱之為“紋影”的技術,即采用空氣中光學折射成像原理檢漏。其設備輕巧、使用方便,還能提供有關泄漏量的指示。這種光學非侵入技術，可以遠距離觀測漏失量為每分鐘僅為幾毫升的輕微泄漏。泄漏到大氣中的天然氣比周圍的空氣折射率高，天然氣泄漏使光線發生折射，在攝像機和照明條件下光柵之間的泄漏，使光線到達攝像機時產生位移。這樣肉眼見不到的天然氣泄漏就變成可視的紋影圖象并可拍攝下來。利用這種技術，氧氣和氮氣難于在空氣中成象，但烴類氣體、揮發性流體的蒸氣卻容易看到；氦氣、氫氣、含氯氟烴等密度大于或小于空氣的氣體都可成象。同樣紋影攝像機也能看到冷暖氣流和超聲沖擊波。紋影成象技術不僅能發現氣休泄漏而且能提供信息估算泄漏量。這種技術是地面成象系統，但檢測來自地下的天然氣泄漏也是可行的。2.4 傳感器法

隨著傳感器技術的發展,人們已經制造出對某種化學物質特別敏感的傳感器,再借助于計算機和現代信號處理技術可以大大地提高檢測的靈敏度和精確度。(1)嗅覺傳感器 將嗅覺傳感器應用于管道檢測還是一項不大成熟的技術。可以將嗅覺傳感器沿管道按一定的距離布置,組成傳感器網絡對管道進行實時監控。當發生泄漏時,對泄漏物質非常敏感的嗅覺傳感器就會發出報警。(2)分布式光纖聲學傳感器

方法是利用Sagnac干涉儀測量泄漏所引起的聲輻射的相位變化來確定泄漏點的范圍，這種傳感器可以用于氣體或液體運輸管道。這種方法是把光纖傳感器放在管道內，通過接收到的泄漏液體或氣體的聲輻射，來確定泄漏和定位。由于是玻璃光纖，所以不會被分布沿線管道的高壓所影響，也不會影響管道內液體的非傳導特性，而且光纖還不受腐蝕性化學物資的損害，壽命較長。在理論上，10km管道定位精度能達到±5m，反應也較靈敏及時，但成本較高。2.5 探測球法

基于磁通、超聲、渦流、錄像等技術的探測球法是上世紀80年代末期發展起來的一項技術，將探測球沿管線內進行探測，利用超聲技術(“超聲豬”)或漏磁技術(“磁通豬”)采集大量數據，并進行事后分析，以判斷管道是否有泄漏點。該方法檢測準確、精度較高，缺點是探測只能間斷進行，易發生堵塞、停運的事故，而且造價較高。2.6 半滲透檢測管法

這種檢漏管埋設在管道上方，一旦氣體管道發生泄漏，安裝在檢測管一端的抽氣泵持續地從管內抽氣，并進入烴類檢測器，如檢測到油氣，則說明有泄漏發生。但這種方法安裝和維修費用相對較高，另外，土壤中自然產生的氣體(如沼氣)可能會造成假指示，容易引起誤報警。美國謝夫隆管道公司在天然氣管道上安裝了這種檢測系統(LASP)。2.7 檢漏電纜法

檢漏電纜多用于液態烴類燃料的泄漏檢測。電纜與管道平行鋪設，當泄漏的烴類物質滲入電纜后，會引起電纜特性的變化。目前己研制的有滲透性電纜、油溶性電纜和碳氫化合物分布式傳感電纜。這種方法能夠快速而準確地檢測管道的微小滲漏及其滲漏位置，但其必須沿管道鋪設，施工不方便，且發生一次泄漏后，電纜受到污染，在以后的使用中極易造成信號混亂，影響檢測精度，如果重新更換電纜，將是一個不小的工程。2.8 GPS時間標簽法

GPS(全球定位系統)的基本定位原理是：衛星不間斷地發送自身的星歷參數和時間信息，用戶接收到這些信息后，經過計算求出接收機的三維位置，三維方向以及運動速度和時間信息。采用GPS同步時間脈沖信號是在負壓波的基礎上強化各傳感器數據采集的信號同步關系，通過采樣頻率與時間標簽的換算分別確定管道泄漏點上游和下游的泄漏負壓波的速度，然后利用泄漏點上下游檢測到的泄漏特征信號的時間標簽差就可以確定管道泄漏的位置。采用GPS進行同步采集數據，泄漏定位精度可達到總管線長度的1%之內，比傳統方法精度提高近3倍。2.9 放射性示蹤劑檢測

放射性示蹤劑檢測是將放射性示蹤劑(如碘131)加到管道內, 隨輸送介質一起流動, 遇到管道的泄漏處, 放射性示蹤劑便會從泄漏處漏到管道外面, 并附著于泥土中。示蹤劑檢漏儀放于管道內部, 在輸送介質的推動下行走。行走過程中, 指向管壁的多個傳感器可在3600 范圍內隨時對管壁進行監測。經過泄漏處時, 示蹤劑檢漏儀便可感受到泄漏到管外的示蹤劑的放射性, 并記錄下來。根據記錄, 可確定管道的泄漏部位。這種方法對微量泄漏檢測的靈敏度很高。該方法優點是靈敏度高, 可監測到百萬分之一數量級, 甚至十億分之一數量級,但是由于放射性示蹤劑對人身安全和生態環境的影響,因此如何選擇化學和生物穩定性好、分析操作簡單、靈敏度高、無毒、應用環境安全等特點的示蹤劑, 進行示蹤監測是亟待解決的問題。2.10 體積或質量平衡法

管道在正常運行狀態下，其輸入和輸出質量應該相等，泄漏必然產生量差。體積或質量平衡法是最基本的泄漏探測方法，可靠性較高。但是管道泄漏定位算法對流量測量誤差十分敏感, 管道泄漏定位誤差為流量測量誤差的6-7 倍, 因此流量測量誤差的減小可顯著提高管道泄漏檢測定位精度。提高流量計精度是一種簡便可行的方法,北京大學的唐秀家教授于1996 年首次提出了采用三次樣條插值擬合腰輪流量計誤差流動曲線, 動態修正以腰輪流量計滑流量為主的計量誤差的方法。此方法能顯著提高管道泄漏檢測的靈敏度和泄漏精度。2.11 負壓波

當管道發生泄漏事故時, 在泄漏處立即有物質損失, 并引起局部密度減小, 進而造成壓力降低。由于管道中流體不能立即改變流速, 會在泄漏處和其任一端流體之間產生壓差。該壓差引起液流自上而下流至泄漏處附近的低壓區。該液流立即擠占因泄漏而引起密度及壓力減小的區域在臨近泄漏區域和其上、下游之間又產生新的壓差。泄漏時產生的減壓波就稱為負壓波。設置在泄漏點兩端的傳感器根據壓力信號的變化和泄漏產生的負壓波傳播到上下游的時間差，就可以確定泄漏位置。該方法靈敏準確，無需建立管線的數學模型，原理簡單，適用性很強。但它要求泄漏的發生是快速突發性的，對微小緩慢泄漏不是很有效。基于負壓波的傳播理論, 提出了兩種定位方法：(1)設計了一種能夠快速捕捉負壓波前鋒到達壓力測量點的波形特征點的微分算法, 并基于此種算法進行漏點定位；(2)將極性相關引入漏點定位技術, 通過確定相關函數峰值點的方法, 進行漏點定位。這兩種定位方法是對泄漏時的壓力時間序列分別從微分和積分, 從瞬態和穩態兩方面進行處理,提取特征值。這兩種方法配合使用, 相互參照, 能夠提高泄漏點定位的準確度。

目前,負壓波法在我國輸油管道上進行了多次試驗,取得了令人滿意的效果,但在輸氣管道上的試驗并不多。有文獻指出,負壓波法完全適合于氣體管道的泄漏檢測, ICI 公司曾經使用負壓波法在乙烯管道上進行過成功的試驗。使用壓力波法時,應當選用只對負壓波敏感的壓力傳感器(因為泄漏不會產生正壓波),傳感器應當盡量靠近管道,而且要設定合適的閾值,這樣可以更好地抑制噪音。2.12 壓力點分析法(PPA)PPA較其它方法體現了許多優點。該方法依靠分析由單一測點取得數據, 極易實現。增添測點可改善性能, 但在技術上不是必需的。在站場或干線某位置上安裝一個壓力傳感器, 泄漏時漏點產生的負壓波向檢測點傳播, 引起該點壓力(或流量)變化, 分析比較檢測點數據與正常工況的數據, 可檢測出泄漏。再由負壓波傳播速度和負壓波到達檢測點的時間可進行漏點定位。PPA具有使用簡便、安裝迅速等特點。美國謝夫隆管道公司(CPL)將PPA法作為其管道數據采集與處理系統(SCADA)的一部分，試驗結果表明，PPA具有優良的檢漏性能，能在10min內確定50gal/min的漏失。但壓力點分析法要求捕捉初漏的瞬間信息，所以不能檢測微滲。該方法使用于檢測氣體、液體和某些多相流管道，己廣泛應用于各種距離和口徑的管道泄漏檢測。2.13 壓力梯度法

壓力梯度法是上世紀80年代末發展起來的一種技術，它的原理是：當管道正常輸送時，站間管道的壓力坡降呈斜直線，當發生泄漏時，漏點前后的壓力坡降呈折線狀，折點即為泄漏點，據此可算出實際泄漏位置。壓力梯度法只需要在管道兩端安裝壓力傳感器，簡單、直觀，不僅可以檢測泄漏，而且可確定泄漏點的位置。但因為管道在實際運行中，沿線壓力梯度呈非線性分布，因此壓力梯度法的定位精度較差，而且儀表測量對定位結果有很大影響。所以壓力梯度法定位可以作為一個輔助手段與其它方法一起使用。2.14 小波變換法

小波變換即小波分析是20世紀80年代中期發展起來新的數學理論和方法，被稱為數學分析的“顯微鏡”，是一種良好的時頻分析工具。利用小波分析可以檢測信號的突變、去噪、提取系統波形特征、提取故障特征進行故障分類和識別等。因此，可以利用小波變換檢測泄漏引發的壓力突降點并對其進行消噪，以此檢測泄漏并提高檢測的精度。小波變換法的優點是不需要管線的數學模型，對輸入信號的要求較低，計算量也不大，可以進行在線實時泄漏檢測，克服噪聲能力強，是一種很有前途的泄漏檢測方法。但應注意，此方法對山工況變化及泄漏引起的壓力突降難以識別，易產生誤報警。

2.15 互相關分析法

相關技術實質是在時延域中考察兩個信號之間的相似性，包含自相關和互相關兩個內容。油氣輸送管道管壁一般都是彈性體，流體發生泄漏時，流體受壓力噴射而誘發彈性波并沿管壁內傳播。檢測管道某兩點處的彈性波信號，分析其互相關函數,利用相關時延技術便可判定是否發生泄漏及泄漏的位置。相關檢漏技術是綜合振動、測試、信號處理等許多學科知識的高新技術。用互相關分析法檢漏和定位靈敏、準確，只需檢測壓力信號，不需要數學模型，計算量小。但它對快速突發性的泄漏比較敏感，對泄漏速度慢、沒有明顯負壓波出現的泄漏很難奏效。2.16 基于瞬變流模型的檢漏法

文獻[18]介紹了一種基于瞬變流模型的檢漏方法。該方法根據擬穩態流的假設，考慮了在瞬態條件下管道的流量變化和壓力分布。對一條假設天然氣管道的研究結果表明，即使是對于瞬態條件，該方法也比以往一些未考慮管道的流量變化和壓力分布的常規方法更準確地確定管道的泄漏點。這種方法也能應用于設有能引起管道流量分布突變的配氣站的管道系統。

瞬態模型法主要針對動態檢測泄漏,瞬時模擬管道運行工況,它可以提供確定管道存儲量變化的數據,為流量平衡法提供參考量。使用管道瞬變模型法的關鍵在于建立比較準確的管道流體實時模型,以可測量的參數作為邊界條件,對管道內的壓力和流量等參數進行估計。當計算結果的偏差超過給定值時,即發出泄漏報警。2.17 應力波法

管線由于腐蝕、人為打孔原因破裂時，會產生一個高頻的振動噪聲，該噪聲以應力波的形式沿管壁傳播，強度隨距離按指數規律衰減。在管道上安裝對泄漏噪聲敏感的傳感器，通過分析管道應力波信號功率譜的變化，即可檢測出流體的泄漏。由于影響管道應力波傳播的因素很多，在實際中很難用解析的方法準確描述出管道振動。有人提出使用神經網絡學習管道正常信號與泄漏信號，進而對管道的泄漏進行判斷。

2.18 基于狀態估計的方法

該方法根據質量平衡方程、動量平衡方程、能量平衡方程及狀態方程等機理建模。得到一個非線性的分布式參數系統模型, 通常可采用差分法或特征線法等方法將其線性化。設計狀態估計器對系統狀態進行估計,將估計值作為泄漏檢測的依據,這就是基于狀態估計的方法的基本原理。其中估計器可以是觀測器,也可以是Kalman 濾波器。根據建立模型的方法,這類方法可分為不包含故障的模型法和包含故障的模型法。

①不包含故障的模型法。不包含故障的模型法的基本思路是,建立管道模型并設計估計器,模型中不含有泄漏的信息。當泄漏發生時,模型估計值與實際測量值將會產生殘差,可用殘差信號來進行檢測定位。當泄漏量大時,該方法不可行。另外,該方法需要設置流量計,而且對于氣體管道,檢測和定位的響應時間太慢。②包含故障的模型法。包含故障的模型法的基本思路是,建立管道模型時預先假設管道有幾處指定的位置發生了泄漏, 通過對系統的狀態估計得到這幾個預先假設的泄漏點的泄漏量估計值, 運用適當的判別準則便可進行泄漏檢測和定位。該方法在長90 km、內徑785 mm 的氣體管道上,在80 min 內可檢測出2 %的泄漏量,并在100min 內可完成定位,定位精度比較高。但當實際泄漏點不處于指定泄漏點之間時,定位公式將無法使用。對于氣體管道,檢測速度相對較慢,仍需設置流量計。

2.19 基于系統辨識的方法

通過系統辨識來建立模型是工業上經常使用的方法,與基于估計器的方法相比,具有實時性強和更加精確等優點,管道的模型也可以通過系統辨識的方法來得到。目前,采用的方法是在管道系統上施加M 序列信號,采用線性ARMA 模型結構增加某些非線性項來構成管道的模型結構,采用辨識的方法來求解模型參數,并用與估計器方法類似的原理進行檢漏和定位。

為了對管道的泄漏進行檢測,可以對根據管道實際情況建立“故障靈敏模型”及“無故障模型”進行對比和計算。系統辨識法的局限性與不包含故障的模型法類似。基于模型法的一個共同的問題在于,檢測管道泄漏時的響應時間慢,特別是對于氣體管道。這是由于氣體的動態特性變化比較緩慢,實際測量信號的采樣時間比較長的緣故。另外,基于模型的方法無一例外,都要采用實際測量的流量信號,由于流量計價格昂貴,維護起來比較困難,因此,我國多數管道沒有安裝,而且受流量測量時流體成分、溫度以及壓力等參數變化的影響,測量的準確度比較低。2.20 基于神經網絡的方法

由于有關管道泄漏的未知因素很多,采用常規數學模型進行描述存在較大困難,用于泄漏檢測時,常因誤差很大或易漏報誤報而不能用于工業現場。基于人工神經網絡檢測管道泄漏的方法,不同于已有的基于管道準確流動模型描述的泄漏檢測法,能夠運用自適應能力學習管道的各種工況,對管道運行狀況進行分類識別,是一種基于經驗的類似人類的認知過程的方法。試驗證明這種方法是十分靈敏和有效的。理論分析和實踐表明,這種檢漏方法能夠迅速準確預報出管道運行情況,檢測管道運行故障并且有較強的抗惡劣環境和抗噪聲干擾的能力。泄漏引發應力波適當的特征提取指標能顯著提高神經網絡的運算速度。基于神經網絡學習計算研制的管道泄漏檢測儀器簡潔實用,能適應復雜工業現場。神經網絡檢測方法可推廣應用到管道堵塞、積砂、積蠟、變形等多種故障的檢測中,對于管網故障診斷有廣泛的應用前景。2.21 統計檢漏法

該方法采用一種“順序概率測試”(SequentialProbability Ratio Test)假設檢驗的統計分析方法,從實際測量到的流量和壓力信號中實時計算泄漏發生的置信概率。在實際統計上,輸入和輸出的質量流通過流量變化(Inventory Variation)來平衡。在輸入的流量和壓力均值與輸出的流量和壓力均值之間會有一定的偏差,但大多數偏差在可以接受的范圍之內,只有一小部分偏差是真正的異常。通過計算標準偏差和檢驗零假設,對偏差的顯著性進行檢驗,來判斷是否出現故障。泄漏發生后,采用一種最小二乘算法進行定位。2.22 水力坡降線法 水力坡降線法的技術不太復雜。這種方法是根據上游站和下游站的流量等參數, 計算出相應的水力坡降, 然后分別按上游站出站壓力和下游站進站壓力作圖, 其交點就是理想的泄漏點。但是這種方法要求準確測出管道的流量、壓力和溫度值。對于間距長達幾十或百公里的長輸管道, 由儀表精度造成的誤差可能使泄漏點偏移幾公里到幾十公里, 甚至更遠, 給尋找實際泄漏點帶來困難。因此,應用水力坡降線法尋找長輸管道泄漏點時應考慮儀表精度的影響。壓力表、溫度計和流量計等的精度對泄漏點的判定都有直接關系。把上、下游站這3種儀表的最大和最小兩種極端情況按照排列組合方式, 可以構成64 種組合, 其中有2 種組合決定泄漏區間的上、下游極端點。目前這種方法較少采用。檢漏方法性能指標 3.1 泄漏檢測性能指標

一個高效可靠的管道泄漏檢測與定位系統，必須在微小的泄漏發生時，在最短的時間內，正確地報警，準確地指出泄漏位置，并較好地估計出泄漏量，而且對工況的變化適應性要強，也即泄漏檢測與定位系統誤報率、漏報率低，魯棒性強，當然還應便于維護。歸結起來可分為:靈敏性、定位精度、響應時間、誤報率、評估能力、適應能力、有效性、維護要求、費用。3.2 診斷性能指標

1)正常工序操作和泄漏的分離能力:是指對正常的起/ 停泵、調閥、倒罐等情況和管道泄漏情況的區分能力。這種區分能力越強,誤報率越低。

2)泄漏辨識的準確性:指泄漏檢測系統對泄漏的大小及其時變特性的估計的準確程度。對于泄漏時變特性的準確估計,不僅可識別泄漏的程度,而且可對老化、腐蝕的管道進行預測并給出一個合理的處理方法。3.3 綜合性能指標

1)魯棒性:指泄漏診斷系統在存有噪聲、干擾、建模誤差等情況下正確完成泄漏診斷的任務,同時保證滿意的誤報率和漏報率的能力。診斷系統魯棒性越強,可靠性就越高。

2)自適應能力:指診斷系統對于變化的診斷對象具有自適應能力,并且能夠充分利用由于變化產生的新的信息來改善自身。

在實際工程設計中,首先要正確分析工況條件及最終性能要求,明確各性能要求的主次關系,然后從眾多的泄漏檢測方法中進行分析,經過適當權衡和取舍,最后選定最優解決方案。4 存在問題及發展趨勢

長輸管道的泄漏檢測與定位具有十分重要的現實意義,盡管已經取得很大的進步,工程實踐中已得到應用,取得了一定的經濟效益,同時也暴露了許多尚需解決的問題。例如長輸管道的小泄漏檢測和定位仍是重點攻克問題；如何增強泄漏檢測和定位系統的自適應能力和自學習能力；如何將多種方法有機的結合起來進行綜合診斷,發揮各自的優勢,從而提高整個系統的綜合診斷性能；如何有效解決長輸管道的非線性分布參數的時間滯后問題等。

目前的泄漏檢測和定位手段是多學科多技術的集成,特別是隨著傳感器技術、模式識別技術、通信技術、信號處理技術和模糊邏輯、神經網絡、專家系統、粗糙集理論等人工智能技術等發展,為泄漏檢測定位方法帶來了新的活力,可對諸如流量、壓力、溫度、密度、粘度等管道和流體信息進行采集和處理,通過建立數學模型或通過信號處理,或通過神經網絡的模式分類，或通過模糊理論對檢測區域或信號進行模糊劃分,利用粗糙集理論簡約模糊規則,從而提取故障特征等基于知識的方法進行檢測和定位。將建立管道的數學模型和某種信號處理方法相結合、將管外檢測技術和管內檢測技術相結合、將智能方法引入檢測和定位技術實現智能檢測、機器人檢測和定位等是一研究方向。

第四篇：輸油管線泄漏監測技術在勝利油田油氣管道輸送中應用

輸油管線泄漏監測技術在勝利油田油氣管道輸送中應用

發布時間：2005.11.07 閱覽次數：1657 作者：曹志陽 單位：

摘要：文章對國內外輸油管道泄漏檢測方法進行了分析，對油田輸油管道防盜監測的方法進行了探討。針對油田輸油管道防盜監測問題，指出了油田輸油管道防盜監測系統的關鍵技術是管道泄漏檢測報警及泄漏點的精確定位，并介紹了勝利油田輸油管道泄漏監測系統的應用情況。

主題詞：輸油 管道 泄漏 監測 防盜

泄漏是輸油管道運行的主要故障。特別是近年來，輸油管道被打孔盜油以及腐蝕穿孔造成泄漏事故屢有發生，嚴重干擾了正常生產，造成巨大的經濟損失，僅勝利油田每年經濟損失就高達上千萬元。因此，輸油管道泄漏監測系統的研究與應用成為油田亟待解決的問題。先進的管道泄漏自動監測技術，可以及時發現泄漏，迅速采取措施，從而大大減少盜油案件發生，減少漏油損失，具有明顯的經濟效益和社會效益。國內外輸油管道泄漏監測技術的現狀

輸油管道泄漏自動監測技術在國外得到了廣泛的應用，美國等發達國家立法要求管道必須采取有效的泄漏監測系統。

輸油管道檢漏方法主要有三類：生物方法、硬件方法和軟件方法。

1.1 生物方法

這是一種傳統的泄漏檢測方法，主要是用人或經過訓練的動物（狗）沿管線行走查看管道附件的異常情況、聞管道中釋放出的氣味、聽聲音等，這種方法直接準確，但實時性差，耗費大量的人力。

.2 硬件方法

主要有直觀檢測器、聲學檢測器、氣體檢測器、壓力檢測器等，直觀檢測器是利用溫度傳感器測定泄漏處的溫度變化，如用沿管道鋪設的多傳感器電纜。聲學檢測器是當泄漏發生時流體流出管道會發出聲音，聲波按照管道內流體的物理性質決定的速度傳播，聲音檢測器檢測出這種波而發現泄漏。如美國休斯頓聲學系統公司（ASI）根據此原理研制的聲學檢漏系統（wavealert），由多組傳感器、譯碼器、無線發射器等組成，天線伸出地面和控制中心聯系，這種方法受檢測范圍的限制必須沿管道安裝很多聲音傳感器。氣體檢測器則需使用便攜式氣體采樣器沿管道行走，對泄漏的氣體進行檢測。

1.3 軟件方法

它采用由SCADA系統提供的流量、壓力、溫度等數據，通過流量或壓力變化、質量或體積平衡、動力模型和壓力點分析軟件的方法檢測泄漏。國外公司非常重視輸油管道的安全運行，管道泄漏監測技術比較成熟，并得到了廣泛的應用。殼牌公司經過長期的研究開發生產出了一種商標名稱為ATMOS Pine的新型管道泄漏檢測系統，ATMOS

Pine是基于統計分析原理而設計出來的，利用優化序列分析法（序列概率比試驗法）測定管道進出口流量和壓力總體行為變化以檢測泄漏，同時兼有先進的圖形識別功能。該系統能夠檢測出1.6kg/s的泄漏而不發生誤報警。

目前國內油田長距離輸油管道大都沒有安裝泄漏自動檢測系統，主要靠人工沿管線巡視，管線運行數據靠人工讀取，這種情況對管道的安全運行十分不利。我國長距離輸油管道泄漏監測技術的研究從九十年代開始已有相關報道，但只是近兩年才真正取得突破，在生產中發揮作用。清華大學自動化系、天津大學精密儀器學院、北京大學、石油大學等都在這一方面做過研究。如：中洛線（中原—洛陽）濮陽首站到滑縣段安裝了天津大學研制的管道運行狀態及泄漏監測系統（壓力波法），東北管道局1993年應用清華大學研制的檢漏系統（以負壓波法為主，結合壓力梯度法）進行了現場試驗。管道泄漏監測技術的研究

通過對國內外各種管道泄漏檢測技術的分析對比，結合油田輸油管道防盜監測的特殊要求，勝利油田油氣集輸公司等單位組織開展了廣泛深入的調查研究。

防盜監測系統的技術關鍵解決兩方面的問題：一是管道泄漏檢測的報警，二是泄漏點的精確定位。針對這兩項關鍵技術勝利油田采用的技術思路是：以壓力波（負壓波）檢測法為主，和流量檢測法相結合。2.1 系統硬件構成

① 計算機系統:在管道的上下游兩端各安裝了一套工業控制計算機,用于數據采集及軟件處理。

② 一次儀表: 壓力變送器 溫度變送器 流量傳感器

③ 數據傳輸系統:兩套擴頻微波設備，用于實時數據傳輸。

2.2 檢漏方法

2.2.1負壓波法

當長輸管道發生泄漏時，泄漏處由于管道內外的壓差，使泄漏處的壓力突降，泄漏處周圍的液體由于壓差的存在向泄漏處補充，在管道內產生負壓波動，這樣過程從泄漏點向上、下游傳播，并以指數律衰減，逐漸歸于平靜，這種壓降波動和正常壓力波動大不一樣，具有幾乎垂直的前緣。管道兩端的壓力傳感器接收管道的瞬變壓力信息，而判斷泄漏的發生，通過測量泄漏時產生的瞬時壓力波到達上游、下游兩端的時間差和管道內的壓力波的傳播速度計算出泄漏點的位置。為了克服噪聲干擾，可采用小波變換或相關分析、基于隨機變量之間差異程度的kullback信息測度檢測等方法對壓力信號進行處理。前蘇聯從20世紀70年代開始研究和使用自動檢漏技術，負壓波檢漏系統的普及，使輸油管線泄漏事故減少88%。負壓波的傳播規律跟管道內的聲音、水擊波相同，其速度取決于管壁的彈性和液體的壓縮性。國內曾經實測過大慶原油管道在平均油溫44℃、密度845kg/m3時的水擊波傳播速度為1029m/s。對于一般原油鋼質管道，負壓波的速度約為1000～1200m/s，頻率范圍0.2～20kHz。負壓波法對于突發性泄漏比較敏感，能夠在3min內檢測到，適合于監視犯罪分子在管道上打孔盜油，但是對于緩慢增大的腐蝕滲漏不敏感。

負壓波法具有較快的響應速度和較高的定位精度。其定位公式為

上下游分別設置壓力測點p1、p2，當管線在X處發生泄漏時，泄漏產生 的負壓波即以一定的速度α向兩邊傳播，在t和t+τ0時刻被傳感器p1、p2檢測到，對壓力信號進行相關處理，式中α為波速，L為p1、p2之間的距離

未發生泄漏時，相關系數Φ（τ）維持在某一值附近；當泄漏發生時，Φ（τ）將發生變化，而且當τ＝τ0時，Φ（τ）將達到最大值。

理論上：

解出定位公式如下：

式中：X 泄漏點距首端測壓點的距離 m

L 管道全長m

a 壓力波在管道介質中的傳播速度 m/s

上、下游壓力傳感器接收壓力波的時間差 s

由以上公式可知要實現準確的定位，必須精確的計算壓力波在管道介質中的傳播速度a和上、下游壓力傳感器接收壓力波的時間差。

① 壓力波在管道介質中傳播速度的確定

壓力波在管道內傳播的速度決定于液體的彈性、液體的密度和管材的彈性：

式中 α——管內壓力波的傳播速度，m/s；

K——液體的體積彈性系數，Pa；

ρ——液體的密度，kg/m ；

E——管材的彈性，Pa；

D——管道的直徑，m；

e——管壁厚度，m；

C ——與管道約束條件有關的修正系數；

式中彈性系數K和密度ρ隨原油的溫度變化而變化，因此，必須考慮溫度對負壓波波速的影響，對負壓波波速進行溫度修正。在理論計算的基礎上，結合現場反復試驗，可以比較準確的確定負壓波的波速。

② 壓力波時間差 的確定

要確定壓力波時間差，必須捕捉到兩端壓力波下降的拐點，采用有效的信號處理方法是必須的，如：Kullback信息測度法、相關分析法和小波變換法。

③ 模式識別技術的應用

正常的泵、閥、倒罐作業等各種操作也會產生負壓波。為了排除這些負壓波干擾，在系統中采用了先進的模式識別技術，依據泄漏波與生產作業產生的負壓波波形等特征的差別,經過現場反復模擬試驗，提高了系統報警準確率,減少了系統誤報警。

2.2.2流量檢測

管道在正常運行狀態下，管道輸入和輸出流量應該相等，泄漏發生時必然產生流量差，上游泵站的流量增大，下游泵站的流量減少。但是由于管道本身的彈性及流體性質變化等多種因素影響，首末兩端的流量變化有一個過渡過程，所以，這種方法精度不高，也不能確定泄漏點的位置。德國的阿爾卑斯管道公司（TAL）原油管道上安裝使用了該系統，將超聲波流量計，夾合在管道外進行測量，然后根據管道溫度、壓力變化，計算出管道內總量，一旦出現不平衡，就說明出現泄漏。日本在《石油管道事業法》中也規定使用這種檢漏系統，并且規定在30s中檢測到泄漏量在80L以上時報警。流量差法不夠靈敏，但是可靠性較高，它跟壓力波結合使用，可以大大減少誤報警。應用效果與推廣情況

經過勝利油田組織的專家驗收和現場試驗，系統達到的主要技術指標：

①最小泄漏量監測靈敏度：單位時間總輸量的0.7％；

②報警點定位誤差：≦被測管長的2％；

③報警反應時間：≦200秒。

勝利油田輸油管道泄漏監測報警系統整體水平在國內居于領先地位，應用效果和推廣規模都是較好的，目前勝利油田油氣集輸公司輸油管道上已經推廣應用檢漏系統，取得了明顯的效益，多次抓獲盜油破壞分子，有力地打擊了盜油犯罪，為油田每年減少經濟損失1000多萬元，為管道的安全運行提供了保證。

４結論

4.1 采用負壓波與流量相結合的方法監測輸油管道的泄漏是有效的、可靠的；

4.2 依靠油田局域網進行實時數據傳輸能夠提高泄漏監測系統的反應速度，能夠實現全自動的泄漏監測報警與定位；

4.3

在油田輸油管道安裝管道泄漏監測系統能夠確保管道安全運行,明顯減少管道盜油事故的發生,具有明顯的社會效益和經濟效益。

參考文獻

1、《管線狀態監測與泄漏診斷》 化工自動化與儀表 王桂增等

2、《原油管道泄漏檢測與定位》 儀器儀表學報 靳世久等

3、Designing a cost-effective and reliable pipeline

leak-detection system Dr JunZhang Pipes & Pipelines

International January-February 1997

4、W Al-Rafai and R J Barnes Underlying the performance

of real-time software-based pipeline leak-detection

修大隊（一隊）

systems Pipes & Pipelines International Nov-Dec.1999

作者單位：勝利油田海洋石油開發公司

地址：山東省東營市河口區勝利油田海洋石油開發公司維254273

Email：czybh@sina.com

第五篇：力控組態軟件在長慶“數字化”油田中的應用

北京三維力控科技有限公司

力控自動化軟件平臺在長慶“數字化”油田中的應用

關鍵詞： 數字化油田 SOA架構 監控組態軟件 ForceControl GIS系統 概述：

長慶“數字化”油田是一個復雜的、多層結構的信息化系統，該項目集成了多種硬件平臺、軟件平臺、多種開發工具、多個廠家共同實施和開發的特大型“數字化”項目，實施周期長，項目中將采用幾千套的力控監控組態軟件做為基礎的油井、氣井、聯合站、集輸等油田關鍵生產的數據采集與集成，同時力控企業實時數據庫pSpace做為海量分布式數據管理平臺起到集中數據處理與存儲的作用，力控系列產品家族做為基礎的自動化軟件平臺和數據中心管理平臺為數字化油田基礎的數據采集與管理發揮了巨大的作用。

項目背景介紹

長慶油田為國內第二大油田，礦產資源登記面積25.78萬平方公里,跨越5省區，長慶油田管理的7萬口油、氣、水井分布在37萬平方公里的鄂爾多斯盆地，涉及4省（區）、數十個市縣，各采油、采氣廠比較分散獨立，管理難度之大、企業成本之高可想而知。

為了降低企業成本、完善企業管理、提高企業在行業的競爭力，長慶油田成立了數字化建設項目組，利用采油工藝整體優化技術、油藏管理技術、自動控制技術、計算機網絡技術、數據整合技術、數據共享與交換技術，結合油田特點，集成、整合現有的綜合資源，創新技術和管理理念，建立全油田統一的生產管理、綜合研究的數字化管理系統，實現“同一平臺、信息共享、多級監視、分散控制”，達到強化安全、過程監控、節約人力資源和提高效益的目標。

項目實施與應用情況詳細介紹 2.1項目的規劃

數字化油田項目采用面向SOA的服務的多層架構，系統與地理信息系統、視頻系統、管理信息系統無縫集成，所有的生產數據完全由力控自動化軟件平臺采用分布式構架進行遠程匯總。以建設“油氣田生產運行管理系統”為樞紐，建立面向油氣田生產、科研、管理、經營的生產管理調度系統和信息資源共享平臺，做到油氣田生產管理指揮智能化、辦公自動化、管理信息化、信息資源網絡化、業務處理電子化以及決策科學信息化，實現油氣田生產管理的高度協調統一，把油氣田建設成為現代化的數字油氣田。

長慶油田采氣廠與輸油處SCADA系統，先將采氣廠與輸油處的數據由各個分廠采集至西安長慶大廈信息中心，為生產與調度提供原始數據，同時給Google Earth電子地圖系統提供方便的數據接口。

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2.2、系統網絡拓撲圖 2.2.1系統整體網絡圖

長慶數字化油田系統結構圖圖例注釋應用服務器WEB服務器ERP系統工程師防病毒服務器工程師大屏幕備份服務器NAS分發交換機數據庫服務器辦公大樓交換機核心交換機 工業隔離設備數據應用中心Internet路由器應用服務器防火墻工業安全隔離設備防火墻各廠數據中心硬件防火墻實時數據庫 從服務器3 U冗余實時數據庫 主服務器 實時數據整合關系數據庫磁盤陣列千兆交換機長慶油田數據處理區路由器工業隔離設備工業隔離設備工業隔離設備工業隔離設備ADSLModem工業隔離設備ADSLModem工業隔離設備ADSLModem工業隔離設備ADSLModem力控軟件力控軟件力控軟件力控軟件力控軟件力控軟件力控軟件ADSL鏈路采油一廠采油二廠采油三廠采氣一廠采氣二廠采氣三廠采油四廠各采油●●●●●●采氣●●●●●●廠 長慶油田有多個采油廠每個采油廠的信息化程度千差萬別、使用的硬件設備和軟件也不相同。每個廠需要采集點數為6000/4000余點。數據的實時性、安全性、可靠性是油田數字化的基礎，為了建立安全可靠的數據平臺，在各分廠采用北京三維力控科技的監控組態軟件ForceControl6.0和力控科技自主知識產權的實時數據庫產品pSpace。ForceControl6.0與pSpace可以很好的無縫集成，保證了數據的安全可靠。

該信息化項目將采用幾千套的監控組態軟件做為基礎的油井、氣井、聯合站、集輸等油田關鍵生產的數據采集與集成，力控企業實時數據庫pSpace做為海量數據管理平臺起到集中數據處理的作用，該項目完全是一個多層結構，多種軟件平臺、多種開發工具、多個廠家實施的特大型數字化項目，力控產品家族在該項目中做為基礎的自動化軟件平臺和數據中心平臺發揮了巨大的作用。

分廠信息處理舉例：

信息中心針對數據管理平臺配備兩臺冗余的服務器，在內網中運行，為確保網絡安全，專門配置一臺雙網卡服務器,一網口采集第三方軟件的數據，另一網口接入至VPN專網，力控ForceControl6.0組態軟件以OPC方式采集第三方的數據,將采集的數據一方面交由本地實時數據庫pSpace處理，另一方面通過力控的NetServer組件，供遠端力控實時數據庫pSpace快速訪問數據。各分廠需要采集的數據數據經力控分布式實時數據庫pSpace進行數

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據匯總后，統一送到面向SOA服務結構的管理系統中。

2.2.2采油（氣）廠網絡拓撲圖

2.3采油（氣）廠實施方案

長慶油田的眾多采油（氣）廠，雖然信息化程度千差萬別、使用的硬件設備和軟件也不相同，但采用的網絡結構大體相似。下面以力控軟件在蘇里格油氣田的解決方案為例，詳述采油（氣）廠的方案實施。

2.3.1 現場系統現狀

由于油田油井負荷監控的設備五花八門，各家產品的技術手段完全不一樣，油井負荷控制RTU里的的傳輸協議，通訊標準也無法做到統一，而長慶油田選用的廠家設備眾多，因此監控組態軟件配合廠家實現的手段也各種各樣，對監控組態軟件開發廠家提出了集成的挑戰，而RTU存儲的負荷數據進到上位機監控組態軟件后，各個廠家實現的手段也不一樣，有的用文件方式做存儲，有的采用關系數據庫做存儲，由于模式不一樣，比如常見的C/S、B/S網絡發布各家采用的開發模式都不一樣，同時廠家技術力量的參差不齊也為以后的系統維護帶來很多的隱患。由力控forcecontrol6.1做為統一的采集平臺進行內網web發布與數據傳輸，滿足了各類集成商統一部署的需要，對以后系統擴展和升級帶來了便利。

2.3.2力控解決方案

廠家的負荷管理的數據部分統一采用關系數據庫做存儲，自己控制和管理，自己實現WEB發布后，與力控forcecontrol6.1的發布功能進行集成發布，這樣的好處是廠家自己的監控管理軟件出現問題的時候不會干擾到力控的軟件，方便后續改造和升級。

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井場控制站現有PLC/RTU負責采集井場的數據，如壓力，流量，溫度等等，通過GPRS/電臺的方式往集氣站發送數據；集氣站裝有PC機，安裝擁有國內大量SCADA應用案例的力控組態軟件采集來自井場的數據，每一個集氣站大約采集50-60口井的數據，同時可以考慮在集氣站設置RTU采集單元，對一些集氣站的信號進行采集并上發；建造2-3座氣處理廠，通過光纖采集若干集氣站的數據，同時處理廠裝有DCS控制系統，采集本廠的數據；通過在輸油管道關鍵部位、油氣區重點路段和井場、井站安裝視頻監控、設置電子視頻跟蹤鎖定及傳聲警示等電子遙控系統，實現異常情況自動報警，監控出入油區的車輛、人員。在油氣廠調度中心建造一個生產調度中心，安裝具有很高性能的實時數據庫pSpace通過光纖采集集氣站的數據和氣處理廠以及來自管網的數據，實現統一的管理。

廠級調度中心提供系統的全部功能，實現在調度中心通過計算機系統遠程監控場站、天然氣輸配管網的運行情況，企業級實時數據庫pSpace5.0 Server做為SCADA實時服務器負責處理、存儲、管理從場站、輸配管網各遠程站點傳送來的實時數據，同時又為網絡中的其它服務器和工作站提供實時數據。歷史數據經壓縮處理后存放在pSpace5.0 Server歷史庫中，也可以通過pSpace5.0 ODBCRouter寫入關系型數據庫ORACLE中。SCADA實時數據服務器運行通信管理軟件，可完成與各遠程站點的通信鏈接、協議轉換、網絡管理等任務。

蘇里格氣田開發是長慶創新實施數字化的典型。實施數字化管理前人工巡井是3天1次，如今控制平臺可實現每5分鐘電子巡井一次，巡井頻率是人工巡井的800多倍。這個氣田將來生產規模達到200億立方米以上，建設的氣井和集氣站將分別達到上萬口、120座，數字化管理可將用工的目標控制在2000人以內。數字化給長慶人觀念帶來革命性變革，成為長慶油田實施低成本戰略、加快油氣田開發的驅動力。

3、數字化大油田的構建 3.1調度中心數據平臺

在西安長慶大廈信息中心長慶油田可采用企業級的實時、歷史數據庫，匯集各采油（氣）廠的數據，采用面向SOA的服務的多層架構軟件平臺，數據處理系統與地理信息系統、視頻系統、管理信息系統無縫集成，將超過眾多廠家的SI在統一平臺上進行開發、實施和部署。將所有廠區工藝畫面都進行了適合于WEB發布的形式重新組態，按地圖中不同的節點配置不同的INDEX.HTM文件，可以很直觀的從電子地圖訪問到某廠的某個站控系統當前的運行情況。

利用SOA架構的接口標準化、業務功能模塊化、跨平臺和重用性等優點集成視頻系統實時遠程視頻監控生產、生活區安全關鍵點狀態；安全異常、突發事件自動報警及應急指令調度處理；集成管理信息系統實現了物資供應部門從計劃到采購、庫存、消耗整個物流的管

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理過程，實現了采購業務與投資計劃、財務與成本、庫存等信息集成，提供油田所需各類物資管理報表，利用系統數據進行全局性的統計分析計算，為領導提供決策支持。

3.2力控軟件與視頻系統的集成

與視頻監控系統進行良好的集成，支持SCADA畫面如何與視頻畫面進行聯動，可以與數字視頻技術基于服務器端與客戶端方式的開放融合。

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3.3力控軟件與GIS系統的集成

北京三維力控科技開發的ForceControl監控軟件具有豐富的組件接口，軟件可通過GIS組件實現與GIS系統的無縫集成。GIS組件支持Mapinfo與ArcGIS的地圖文件格式，支持組件方式集成GIS-GPS的功能，利用腳本和VBA調用可充分互動。

根據輸油氣管網信息管理的實際情況，我們采用B/S模式和C/S模式相結合的技術開發方案。在數據管理、專業應用中采用C/S結構模式，其他辦公部門以及用戶則采用B/S結構（即瀏覽器方式），兩種結構共享同一數據庫中的數據。B/S結構是基于Internet/Intranet應用技術之上，通過Web Server調用應用程序，實現信息的錄入、修改、查詢、統計等操作。GIS利用數據的空間屬性，將地理信息和數據庫結合在一起，通過圖形、符號、顏色對網點分布、狀態等，對統計數據信息進行反映，實現數據信息的可視化。

3.4力控軟件與ERP系統的集成

力控軟件“動態”數據源的設計保證了B/S和C/S等網絡模式的數據訪問，除了訪問自己的實時歷史數據庫，同步也支持SQL關系數據庫和國外大型實時歷史數據庫等多種數據庫系統，系統的參數管理提供了參數的“動態”注冊，方便負載調度，歷史數據存儲歸檔支持數據定時存儲、條件存儲、變化壓縮存儲、趨勢壓縮存儲等多種技術，具備更強大的生產數

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據分析與統計功能，并且軟件具有豐富的數據接口方便的與ERP系統的集成。

4、效益分析

力控科技系列產品在長慶油田從蘇里格數字化項目開始到現在應用已經有3年多了，力控系列軟件平臺在數字化項目中的作用發揮巨大。

數字化管理有效地控制投資、降低成本，已經成為長慶油田實施低成本戰略應對金融危機的一大法寶。有專家算了一筆賬：以蘇里格氣田一座集氣站(轄井50口)為例，在傳統的人工管理時代，每3天巡井一輪次，需要4名員工、兩臺車，每年運行費用約50萬元左右；通過實施數字化管理，每年每個站可節約運行費用25萬元。如果按蘇里格200億立方米開發規劃計算，120座集氣站一年就可節約運行費用3000萬元左右。