陳鋒

摘要：輸油管道泄漏檢測技術運用對提升輸油管道油氣運輸穩(wěn)定性具有重要意義，同時切實保障輸油管道油氣運輸系統(tǒng)的安全及規(guī)范化作業(yè)，以免輸油管道泄漏問題的產(chǎn)生給油氣運輸帶來巨大損失。輸油管道泄漏問題的產(chǎn)生在管道油氣運輸中無可避免，為有效對該問題加以解決，要求技術人員能夠?qū)Χ喾N不同輸油管道檢測技術靈活運用，并提高技術運用實際效果，確?？稍谳斢凸艿腊l(fā)生大面積泄漏前對發(fā)現(xiàn)問題同時予以解決，以便為輸油管道系統(tǒng)的尤其運輸提供有利保障，繼而推動油氣管道運輸系統(tǒng)的安全化及穩(wěn)定化發(fā)展與運行。本文將以輸油管道檢測技術運用現(xiàn)狀及多種輸油管道檢測技術特點展開分析，同時根據(jù)東北地區(qū)某輸油管道泄漏檢測實例對相關檢測技運用進行深入探究，進而為輸油管道泄漏檢測技術的科學合理應用提供理論知識方面的相關幫助。

關鍵詞：輸油管道 泄漏 檢測技術 應用

近年來，應市場資源供應需求，我國輸油管道系統(tǒng)建設逐步趨于完善化發(fā)展，使各地區(qū)油氣資源使用便捷性有所提升，繼而成為城市化發(fā)展不可或缺的重要資源供應系統(tǒng)之一。為進一步提高輸油管道系統(tǒng)油氣運輸安全性及穩(wěn)定性，對輸油管道泄漏問題的實時監(jiān)測與解決至關重要，不僅可有效避免大范圍油氣泄漏事故的發(fā)生，同時是充分發(fā)揮油氣管道運輸系統(tǒng)資源運輸重要作用的有效途徑。

一、輸油管道泄漏檢測的研究現(xiàn)狀

管道輸送是我國五大運輸方式之一，由于管道生命周期不長.時間長了容易出現(xiàn)管道破裂、損壞、腐化的現(xiàn)象，導致管內(nèi)原油的泄露。如何改革輸油管道泄漏檢測技術，防止原油在運輸過程中泄露，已經(jīng)成為各企業(yè)越來越重視的問題。隨著科學技術的進步和發(fā)展，我國在對檢測硬件進行了改革和創(chuàng)新，提出了檢漏電纜法、油檢測元件法等檢測方法。近年來，隨著科學技術的發(fā)展和進步，從上個世紀80年起，對輸油管道檢測的方法就逐步趨向于以現(xiàn)代計算機網(wǎng)絡系統(tǒng)為主的現(xiàn)代電子檢測系統(tǒng)新的輸油管道檢測系統(tǒng)對管道泄漏的檢測和速度檢測及定位原油在輸油管道內(nèi)是否正常流通。

二、輸油管道泄漏檢測技術應用

輸油管道運輸技術運用進一步優(yōu)化傳統(tǒng)燃油及天然氣等燃料運輸模式，使油氣燃料運輸便捷性與安全性得到顯著提升，對保障油氣燃料運輸實際效益具有重要意義?，F(xiàn)階段各行業(yè)的迅猛發(fā)展使各地區(qū)油氣燃料需求量逐年上升，為滿足實際市場需求，保證區(qū)域發(fā)展的日常穩(wěn)定運轉(zhuǎn)，確立完善輸油管道管理及維護體系至關重要，尤其對輸油管道泄露檢測技術的靈活應用，是確保油氣輸送系統(tǒng)穩(wěn)定運行的重要保障。

現(xiàn)代輸油管道建設逐步向多元化及全面化邁進，使輸油管道覆蓋面積在短期內(nèi)逐漸上升。此時便涉及到多模式下的復雜環(huán)境輸油管道建設管理問題。復雜環(huán)境對輸油管道油氣運輸影響較大，尤其是輸油管道油氣泄露問題的產(chǎn)生，不僅對油氣供應企業(yè)造成嚴重經(jīng)濟損失，同時亦影響用戶對油氣燃料的正常使用。為此選擇適宜的輸油管道漏油檢測技術便成為解決油氣泄露問題的重要核心。由于油氣泄露問題所產(chǎn)生的原因存在一定的特異性，因此檢測技術應用條件差異較大，技術種類相對較多。目前輸油管道漏油檢測以瞬變流動檢測技術、硬件系統(tǒng)檢測技術及軟件系統(tǒng)檢測技術應用最為廣泛。

三、輸油管道泄漏檢測技術種類

（一）瞬變流動法

1.監(jiān)控微機檢測

監(jiān)控微機監(jiān)測要求在管道兩端設置傳感器，數(shù)據(jù)監(jiān)控以溫度值、壓力值及流量值為主。在流體運用通過管道內(nèi)壁后，傳感器可對相關數(shù)據(jù)進行實時監(jiān)控，并將監(jiān)控信息實時反饋至相關的管理中心。該技術運用對輸油管道檢測全面性及準確性有所提升，保障數(shù)據(jù)檢測可與輸油管道數(shù)據(jù)保持一致，有效避免數(shù)據(jù)檢測信息與事實不符的情況，具體瞬變流動檢漏法泄露自動檢測系統(tǒng)如下圖3-1所示。

2.使用計算機仿真軟件檢測

在使用計算機作為數(shù)據(jù)輸入終端過程中，計算機可以迅速、準確的得到首站和末站所顯示的流量、溫度、壓力所反映的數(shù)據(jù)以及管道中檢測點的壓力、溫度等參數(shù)傳上顯示出的參數(shù)，再通過中心計算機中裝有的由實時模塊、報警模塊以及泄漏檢測定位模塊組成的線仿真軟件通過描述管道運行的數(shù)學模型，由中心計算機計算出的數(shù)據(jù)輸出后。相關工作管理人員可以通過現(xiàn)實的數(shù)據(jù)進行分析和預算輸油管道內(nèi)原有輸送情況是否正常，在輸油管道哪個位置可能出現(xiàn)泄漏、破損情況。

（二）硬件檢漏方法

1.超聲波法

顧名思義，超聲波檢漏即是利用設備超聲波回彈對管道內(nèi)漏點進行判斷，超聲波設備使用主要由超聲波發(fā)射設備及超聲波接收設備組成。由于超聲波壓縮傳輸距離較遠，傳輸速度較快，因此該技術在距離較遠的輸油管道泄漏檢測中應用廣泛。超聲波設備信號發(fā)射以x為信號發(fā)射基礎，其數(shù)據(jù)接收也應以x1為數(shù)據(jù)接收依據(jù)，如在數(shù)據(jù)接收設備數(shù)據(jù)處理中，存在非固定波段信號，則數(shù)據(jù)接收將無法以x1為數(shù)據(jù)傳輸依據(jù)，此時數(shù)據(jù)可能產(chǎn)生多種變量，因而可判斷為輸油管道內(nèi)存在泄漏問題。根據(jù)數(shù)據(jù)信息接收信息，技術人員需及時的利用相關公式進行運算，從而將輸油管道漏點的準確位置進行確定。

2.光纖檢漏法

現(xiàn)代光纖技術檢漏相對較為成熟，以光作為傳播介質(zhì)，通過傳感器對光線的反饋查驗輸油管道是否存在泄漏問題。該技術設備運用主要以棱鏡為主，棱鏡將光線傳輸距離及傳輸速度提升，降低光線傳輸損失，傳感器檢測可對光線損耗進行運算，如其數(shù)據(jù)損耗處理合理范圍內(nèi)，則可判斷為未出現(xiàn)管道泄漏情況。若光線在固定值范圍內(nèi)損耗上升，則傳感器接收可將其判斷為存在輸油管道泄漏。該方法具有檢測效率高的基本特點，但卻存在因油氣與傳感器接觸不佳而導致的漏檢問題。

3.直接觀察法

直接觀察法主要用于地廣人稀區(qū)域環(huán)境內(nèi)的管道泄漏檢測處理。該技術運用較為便捷。該方法主要分為兩種方面，首先是人工式檢測方法，該方法主要依賴技術人員的管道管理經(jīng)驗進行判斷，同時可選用訓練有素的動物進行輔助檢查，利用其敏銳的嗅覺幫助技術人員更好及更為迅速的發(fā)現(xiàn)管道泄漏問題。在現(xiàn)代的管道檢測應用中，該方法已逐步為機械設備所取代，現(xiàn)代檢測多選擇無人機掛載紅外線設備方法對輸油管道泄漏進行檢測，雖該方法與第一種方法相比具有效率高及更為安全的實際優(yōu)勢，但同樣需依賴技術人員的管理維護經(jīng)驗來實現(xiàn)對管道泄漏問題的檢測與解決。endprint

4.放射性示蹤劑檢漏物法

放射性示蹤劑泄漏檢測要求在管道內(nèi)壁結(jié)構安裝固定數(shù)量傳感器，并對管道內(nèi)環(huán)境狀況進行實時監(jiān)測。放射性示蹤劑主要由碘131構成，能夠隨管道內(nèi)油氣物質(zhì)進行流動同時產(chǎn)生一定的混合效應。在該項技術運用中，要求注意控制管道內(nèi)流動壓力，保障數(shù)據(jù)傳輸?shù)臏蚀_，以便傳感器能夠?qū)κ聚檮?shù)據(jù)進行準確的分析檢測。一旦管道內(nèi)部示蹤劑泄漏，即可產(chǎn)生物質(zhì)放射性問題，由于放射物質(zhì)波及范圍較遠，合理安裝的傳感器能夠接收到放射物質(zhì)的放射性反饋，此時便可根據(jù)數(shù)據(jù)反饋有效的對管道泄漏位置進行定位，并予以有效解決。

5.光纖溫度傳感器檢漏

光纖溫度傳感器技術利用原油加溫提高溫度環(huán)境，通過對環(huán)境變化的判斷來實現(xiàn)對輸油管道內(nèi)部環(huán)境控制，一旦溫度環(huán)境產(chǎn)生較大波動，則有較大概率產(chǎn)生輸油管道泄漏問題。該技術運用檢測距離較長，最高可達到25千米，僅利用單一的溫度傳感單元即可完成檢測工作，無需選用復雜的溫度傳感檢測設備，技術操作簡單，可適用于多種環(huán)境下的輸油管道泄漏檢測。該檢測技術可利用設備傳感監(jiān)控優(yōu)勢對其進行臨界值設定，若輸油管道溫度超過規(guī)定范圍，則可及時報警，繼而保障輸油管道油氣正常運輸。

（三）基于軟件的檢漏法

1.壓力點分析法

壓力點分析法通過壓力磁場變化對輸油管道油氣運輸狀況進行分析，在不同階段的觸感器可為輸油管道運輸提供實時的數(shù)據(jù)分析。該方法操作便捷，同時設備安裝便捷，僅通過單一壓力傳輸即可對輸油管道泄漏問題進行判斷。壓力點分析主要針對單一測試區(qū)域內(nèi)的線性變化信息進行收集，通過對多種數(shù)據(jù)的分析控制實現(xiàn)對泄漏點定位，再利用負壓波傳輸進行精準定位，從而保障輸油管道泄漏檢測位置的準確性。

2.質(zhì)量平衡檢漏法

該方法基于管道流體流動的質(zhì)量守恒關系，在管道無泄漏的情況下進人管道的流體質(zhì)量流量應等于流出管道的流體質(zhì)量流量。當泄漏程度達到一定量時，入口與出口就形成明顯的流量差。檢測管道多點位的輸人和輸出流量，或檢測管道兩端泵站的流量并將信號匯總構成質(zhì)量流量平衡圖像，根據(jù)圖像的變化特征就可確定泄漏的程度和大致的位置。該方法簡單、直觀。改進動態(tài)質(zhì)量平衡法，在進行管道泄漏檢測時，流量計的精度以及管道油品存余量的估計誤差是動態(tài)質(zhì)量平衡管道泄漏檢測技術中的兩個關鍵因素。但是改進后的動態(tài)流量平衡法需要建立管道的動態(tài)模型，而且這種方法確定泄漏位置，對少量泄漏的敏感性差，不能及時發(fā)現(xiàn)泄漏，因此該方法需要與其它方法聯(lián)合使用。

3.負壓波法

負壓波法檢測原理主要依賴流體局部密度進行分析。由于管道泄漏可導管道封閉空間結(jié)構受到破壞，此時局部地區(qū)流體密度下降，易于對管道泄漏問題進行判斷，該方法使用需在管道兩側(cè)安裝固定傳感器，并控制負壓波輸出，利用管線與流體流通作為介質(zhì)，通過負壓波傳輸對壓力進行數(shù)據(jù)分析，同時應在同一時間對數(shù)據(jù)進行建模運算，從而保障對管道泄漏位置的判斷準確。因負壓波傳輸速度不穩(wěn)定，因此該方法對小范圍的管道泄漏檢測效果不佳，主要由于管道的多點泄漏檢測。

4.壓力分布圖法

由于地理環(huán)境和生產(chǎn)的需要，管道鋪設工藝結(jié)構復雜或由于調(diào)泵調(diào)閥時操作條件的改變，在無泄漏的情況下也可能出現(xiàn)異常的圖象特征而產(chǎn)生誤報警現(xiàn)象。為了克服管道瞬變流產(chǎn)生畸形壓力圖象，通?？疾煸搲毫D象的積分效應，這使得檢測及報警時間較長。對于長距離輸送管道由于需要布置較多壓力傳感器并且又不能實現(xiàn)截斷閥過于密集、還有信號需要同步傳輸裝備，因此整套檢測系統(tǒng)耗資較大。特別是沿線的信號采集設備容易人為破壞。

5.分段試壓法

分段試壓需將不同環(huán)境下輸油管道分為多個階段，通過對不同階段的管道壓力測試來判斷管道泄漏情況。該方法首次使用要求先對管道內(nèi)基本承壓能力進行試驗，而后以數(shù)據(jù)試驗信息為基礎，將管道內(nèi)壁壓控制在管道平均承壓值以下，以免管道測試對管道泄漏點進行過度擴張。對產(chǎn)生泄漏問題概率較大的階段，應選擇逐步加壓的方式進行測試。分段試壓階段輸油管道無法進行油氣運輸，同時工作量較大，作業(yè)速度相對較慢，主要適用于小范圍內(nèi)管道泄漏檢測。

四、輸油管道泄露檢測技術運用實例

（一）基礎概況

本文所述管道泄漏檢測實例系東北地區(qū)某油田油氣運輸工程。該工程于2007年開始建設，2009年正式投入使用。在2014年初期階段首次發(fā)生管道泄漏事故，該次事故通過利用管道點位探測技術將管道泄漏位置進行定位處理。本次泄漏事故檢測與維修共耗時22小時，為后期該地區(qū)輸油管道泄漏問題的解決積累了豐富的經(jīng)驗。由于該地區(qū)環(huán)境較為復雜，為有效以免大規(guī)模輸油管道泄漏問題的產(chǎn)生，該油氣公司與2016年末期階段組織管道泄漏檢測工作，該項作業(yè)項計劃共計進行15天，分三個階段進行管道泄漏檢測工作，并將檢測結(jié)果呈遞至集團公司內(nèi)部及有關部門。

（二）檢測技術篩選與檢測方案的確定

該輸油系統(tǒng)檢測第一階段系山區(qū)階段，該階段環(huán)境復雜，檢測難度較大，將采用超聲波檢測技術進行泄漏檢測。第二階段屬相對較為繁華地段，距離工業(yè)區(qū)相對較近，車道縱橫交錯，雖交通便利，但與輸油管線距離較遠，存在遮擋物遮擋問題，為保障該階段輸油管線檢測效果，通過結(jié)合地區(qū)實際情況以及與相關技術人員的磋商分析，確定將選用瞬變流動技術進行輸油管道泄漏檢測，以便降低檢測工作對周邊環(huán)境狀況產(chǎn)生的影響。該輸油系統(tǒng)第三階段處于農(nóng)林系統(tǒng)發(fā)達地區(qū)，該地區(qū)距離重點林牧養(yǎng)殖區(qū)較近，因此將選用無污染的壓力分布圖檢測技術進行管道泄漏檢測，繼而提高檢測工作時效性與安全性。

（三）輸油管道檢測及技術處理

在對多個區(qū)域的輸油管道檢測中，三個階段輸油管道均存在不同程度的管道泄漏問題。第一階段管道泄漏問題較為嚴重，在完成首次管道檢測后，又再次使用壓力點分析檢測進行管道泄漏檢測，通過檢測得出，第一階段管道泄漏總面積較大，泄漏問題嚴重，需及時進行管道維修處理。第二階段管道檢測雖未發(fā)現(xiàn)大范圍管道泄漏情況，但存在管道泄漏散布較廣及泄漏縱深較深問題。該階段管道采用瞬變流動檢測技術，因此管道檢測全面性較高，為后期維護工作帶來一定的便利。第三階段管道泄漏情況并不嚴重，相對于第一階段及第二階段管道泄漏情況，第三階段管道泄漏僅存在于管道分支連接部位，因而管道維修難度較低，可在短時間內(nèi)投入正常使用。

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（作者單位：中國石油天然氣股份有限公司管道長春輸油氣分公司）endprint