RU2499986C1 - Method of test for leakage of isolation valves of linear part of main oil pipeline in operation - Google Patents
Method of test for leakage of isolation valves of linear part of main oil pipeline in operation Download PDFInfo
- Publication number
- RU2499986C1 RU2499986C1 RU2012114875/28A RU2012114875A RU2499986C1 RU 2499986 C1 RU2499986 C1 RU 2499986C1 RU 2012114875/28 A RU2012114875/28 A RU 2012114875/28A RU 2012114875 A RU2012114875 A RU 2012114875A RU 2499986 C1 RU2499986 C1 RU 2499986C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- pressure
- valves
- oil pipeline
- pipeline
- test
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Предлагаемое изобретение относится к трубопроводному транспорту, позволяет определить герметичность перекрытия полости нефтепровода запорной арматурой. Известен способ определения герметичности запорной арматуры путем вычисления констант, характеризующих герметичность каждой арматуры [Азметов Х.А., Самойлов В.Б. К проверке исправности линейной арматуры магистральных нефтепродуктопроводов/ Труды Всесоюзного научно-исследовательского института по сбору, подготовке и транспорту нефти и нефтепродуктов. - Уфа: ВНИИСПТнефть, 1972, с.78-82]. Способ сложный и недостаточно точный.The present invention relates to pipeline transport, allows you to determine the tightness of the overlap of the cavity of the pipeline shut-off valves. A known method for determining the tightness of valves by calculating the constants characterizing the tightness of each valve [Azmetov H.A., Samoilov VB On checking the serviceability of linear fittings of oil trunk pipelines / Proceedings of the All-Union Scientific Research Institute for the collection, preparation and transportation of oil and oil products. - Ufa: VNIISPTneft, 1972, p. 78-82]. The method is complex and not accurate enough.
Наиболее близким техническим решением к заявляемому является способ определения герметичности запорных арматур нефтепровода, включающий в образованной ступенчатой диаграмме давления, ограниченной запорными арматурами в положении закрыто, измерение граничных значений и времени изменения давления от верхней до нижней границы и объема рабочего агента при закачке в нефтепровод и повышении в нем давления от нижней до верхней границы в положении запорных арматур открыто. Объемы утечек запорных арматур определяют исходя из измеренных величин [Решение РОСПАТЕНТа о выдаче патента на изобретение по заявке №2010134554/06 (049028)]. Недостаток - не приспособлен к реальным условиям необходимости обеспечения герметичности запорной арматуры в аварийных условиях с разрывом трубы магистрального нефтепровода.The closest technical solution to the claimed one is a method for determining the tightness of shutoff valves of an oil pipeline, including in the formed step diagram of pressure limited by shutoff valves in the closed position, measuring boundary values and time of pressure change from the upper to the lower boundary and the volume of the working agent when injected into the pipeline and increase in it the pressure from the lower to the upper boundary in the position of the shutoff valves is open. The leakage volumes of stop valves are determined on the basis of the measured values [Decision of ROSPATENT on the grant of a patent for an invention according to application No. 201034554/06 (049028)]. The disadvantage is that it is not adapted to the real conditions of the need to ensure the tightness of valves in emergency conditions with a pipe rupture of the main oil pipeline.
Технический результат изобретения - определение герметичности запорной арматуры, соответствующее условиям ее функционирования при аварии с разрывом труб магистрального нефтепровода. Технический результат достигается тем, что при проведении испытаний с созданием давления в нефтепроводе по ступенчатой диаграмме наибольшее давление устанавливают в левой, затем в правой крайних секциях, перепады давления между соседними секциями устанавливают равными статическому, обусловленному продольным профилем нефтепровода, а в качестве рабочего агента испытания используют перекачиваемый по нефтепроводу продукт.The technical result of the invention is the determination of the tightness of valves, corresponding to the conditions of its operation in an accident with a rupture of pipes of the main oil pipeline. The technical result is achieved by the fact that when conducting tests with the creation of pressure in the oil pipeline in a stepwise diagram, the highest pressure is set in the left and then in the right extreme sections, the pressure drops between adjacent sections are set equal to the static due to the longitudinal profile of the pipeline, and use product pumped through the pipeline.
Разность давления между прилегающими секциями i и i+1 определяют из соотношенияThe pressure difference between adjacent sections i and i + 1 is determined from the ratio
Δрi,i+1=γHi, (1)Δр i, i + 1 = γH i , (1)
где γ - объемный вес нефти; Hi - напор столба нефти, действующий на затвор i-й запорной арматуры в положении закрыто при аварии нефтепровода.where γ is the volumetric weight of the oil; H i - the pressure of the oil column acting on the valve of the i-th stop valve in the closed position in the event of an oil pipeline accident.
Сущность способа заключается в следующем. В полости нефтепровода создают давление по ступенчатой диаграмме с наибольшим давлением рв в левой крайней секции, обеспечивая разность давлений в местах установки запорных арматур в положении закрыто (фиг.1). Считается, что в процессе определения герметичности запорных арматур рабочий агент не вытекает из полсти нефтепровода в окружающую среду и сопрягаемые участки магистрального нефтепровода. Из-за перетока рабочего агента через неплотности затвора запорной арматуры происходит выравнивание давлений в секциях до рн. Замеряют начальное и конечные давления, фиксируют время их достижения. Затем создают давление по ступенчатой диаграмме с наибольшим давлением рв в правой крайней секции, обеспечивая разность давлений в местах установки арматур (фиг.2). После выравнивания давления в секциях до рн замеряют начальное и конечные давления, фиксируют время их достижения.The essence of the method is as follows. In the cavity of the pipeline create pressure in a stepwise diagram with the highest pressure p in the left extreme section, providing a pressure difference in the installation of valves in the closed position (figure 1). It is believed that in the process of determining the tightness of shut-off valves, the working agent does not leak from the half-pipe of the pipeline into the environment and the mating sections of the main pipeline. Due to the flow of the working agent via gate valves leakage occurs in the pressure equalization sections to p n. Measure the initial and final pressure, record the time to reach them. Then create pressure in a step diagram with the highest pressure p in the right extreme section, providing a pressure difference in the places of installation of the fittings (figure 2). After equalizing the pressure in the sections to r n measure the initial and final pressure, record the time to reach them.
При давлении рн и положении запорных арматур открыто в полость нефтепровода протяженностью L закачивают рабочий агент до достижения давления нефти pв с одновременным измерением объема закачки.When the pressure p n and the position of the shutoff valves, the working agent is pumped open into the cavity of a pipeline of length L until the oil pressure p in is reached with the simultaneous measurement of the injection volume.
Принципы реализации способа следующий. В нефтепровод 1 (фиг.1, 3) в левую крайнюю секцию 2 при положении запорных арматур 3 открыто и запорной арматуре в положении закрыто, установленной на границе правой крайней секции 4, пунктом управления 5 подают команду на устройство подачи 6 рабочего агента, который через кран 7 с обратным клапаном осуществляет подачу рабочего агента. При достижении в i-й секции нефтепровода 1 давления рi, измеряемого датчиком 8, блок управления подает команду на отключение устройства подачи рабочего агента. Затем запорное устройство переводится в положение закрыто. Измерение давления pt датчиками производится в каждой секции. Таким образом, в нефтепроводе 1 создают давление по ступенчатой диаграмме с наибольшим давлением рв в левой крайней секции. После завершения создания давления по ступенчатой диаграмме и закрытия всех запорных арматур фиксируют время t1 и наибольшее давление в секции рв нефтепровода 1. Из-за перетока рабочего агента через неплотности затворов закрытых запорных арматур происходит выравнивание давлений в секциях до рн. Время выравнивания давлений t2 и давление рн фиксируют.The principles for implementing the method are as follows. In the oil pipeline 1 (Figs. 1, 3), in the left
Описанным выше порядком создают давление по ступенчатой диаграмме с наибольшим давлением рв в правой крайней секции (фиг.2, 4), ограниченной запорными арматурами. После завершения создания давления по ступенчатой диаграмме и закрытия всех запорных арматур фиксируют время t1 и наибольшее давление рв нефтепровода 1. Из-за перетока рабочего агента через неплотности затвора закрытых запорных арматур происходит выравнивание давлений в секциях до рн. Время выравнивания давлений t2 и давление рн фиксируют. Затем устройством подачи 5 при всех запорных арматурах в положении открыто в нефтепровод 1 подают рабочий агент с обеспечением повышения давления от рн до рв и измерением объема закачки рабочего агента V3.The above-described order creates pressure in a stepwise diagram with the highest pressure p in the right extreme section (Fig.2, 4), limited by shut-off valves. After the creation of pressure in the step diagram and the closure of all shut-off valves, the time t 1 and the highest pressure p in the oil pipeline 1 are fixed. Due to the overflow of the working agent through the leakage of the valve of the closed shut-off valves, the pressures in the sections up to r n are equalized. The pressure equalization time t 2 and pressure p n are fixed. Then, the
1. Функциональным назначением запорной арматуры, установленной на линейной части магистрального нефтепровода (ЛЧ МН), является герметичное перекрытие полости нефтепровода в условиях аварий с разрывом стенки труб. При этом запорная арматура должна создавать герметичность затвора при статическом давлении, обусловленном продольным профилем нефтепровода. Иногда даже новые запорные арматуры, прошедшие стандартные испытания при более высоких значениях перепада давления, чем перепад давления, действующего на затворы арматур в аварийных ситуациях на ЛЧ МН, оказываются негерметичными [Э.М.Ясин, В.Л.Березин, К.Е.Ращепкин. Надежность магистральных нефтепроводов. - М.: Недра, 1972, 184 с.]. Таким образом, можно заключить, что герметичность запорных арматур зависит от перепада давления, действующего на затворы арматур. В связи с этим, необходимо испытание на герметичность запорной арматуры, установленной на ЛЧ МН, проводить при статическом давлении. Исходя из этого при испытании на герметичность запорных арматур созданием давления по ступенчатой диаграмме разность давлений между прилегающими секциями i и i+1 следует определить из соотношения1. The functional purpose of the shutoff valves installed on the linear part of the main oil pipeline (LF MN) is a tight shutoff of the cavity of the oil pipeline in the event of accidents with a rupture of the pipe wall. At the same time, the shut-off valves must create a tightness of the shutter at static pressure due to the longitudinal profile of the pipeline. Sometimes even new stop valves that have passed standard tests at higher pressure drop than the pressure drop acting on the valves of the valves in emergency situations at LF MN are leaky [E.M. Yasin, V.L. Berezin, K.E. Raschepkin. Reliability of oil trunk pipelines. - M .: Nedra, 1972, 184 p.]. Thus, we can conclude that the tightness of the shutoff valves depends on the pressure drop acting on the valves of the valves. In this regard, it is necessary to test the tightness of the valves installed on the LF MN, to carry out at static pressure. Based on this, when testing the tightness of shut-off valves by creating pressure in a stepwise diagram, the pressure difference between adjacent sections i and i + 1 should be determined from the relation
Δрi,i+1=γHi, (1)Δр i, i + 1 = γH i , (1)
где γ - объемный вес нефти; Hi - напор столба нефти, действующий на затвор i-й запорной арматуры в положении закрыто при аварии нефтепровода.where γ is the volumetric weight of the oil; H i - the pressure of the oil column acting on the valve of the i-th stop valve in the closed position in case of an oil pipeline accident.
Напор Hi определяется на основе анализа геодезических высотных отметок продольного профиля нефтепровода и запорных арматур, а также координат мест возможного повреждения нефтепровода. Рассмотрим фиг.5 и фиг.6, где представлен продольный профиль участка нефтепровода с размещенными на нем запорными арматурами Аi-1, Аi, и Аi+1. Высотная отметка запорной арматуры Аi-1, равная Zi-1, больше высотной отметки Аi, равной Zi. Между арматурами Аi и Аi+1 имеется перевальная точка 10 с высотной отметкой Zм. Высотная отметка Zм больше высотной отметки арматуры Аi+1. В соответствии с фиг.5, возможное место 11 разрыва трубы нефтепровода расположено между арматурами Аi-1 и Аi, а в соответствии с фиг.6 место 11 разрыва расположено между арматурой Аi и перевальной точкой 10. Высотные отметки указанных арматур Аi-1 и Аi и перевальной точки 10 позволяют определить напор Hi для запорной арматуры Аi.The head H i is determined on the basis of the analysis of geodetic elevations of the longitudinal profile of the pipeline and shutoff valves, as well as the coordinates of the places of possible damage to the pipeline. Consider figure 5 and figure 6, which shows a longitudinal profile of a section of the pipeline with stop valves A i-1 , A i , and A i + 1 placed on it. The elevation of the stop valves A i-1 equal to Z i-1 is greater than the elevation of A i equal to Z i . Between the fittings A i and A i + 1 there is a
Для участка нефтепровода 9 и при разрыве трубы между арматурами Аi-1 и Аi, представленного на фиг.5,For the section of the
Hi=Zм-Zi. (2)H i = Z m -Z i . (2)
В случае разрыва трубы между арматурами Аi-1 и Аi In the event of a pipe rupture between fittings A i-1 and A i
Hi=Zi-1-Zi. (3)H i = Z i-1 -Z i . (3)
2. Возможные разрывы труб в общем случае могут быть в любой точке магистрального нефтепровода. В связи с этим при разрыве труб движение нефти в нефтепроводе в месте разрыва в сечении установки арматур может быть справа налево, как показано на фиг.5 стрелкой 12, и слева направо, как показано на фиг.6. Возможны случаи, когда запорная арматура обеспечивает необходимую герметичность только в одном направлении движения жидкости. С целью проверки герметичности арматур во всех возможных случаях, способ испытания запорных арматур, установленных на линейной части магистрального нефтепровода, должен содержать приемы, обеспечивающие возможность истечения жидкости через неплотности затвора слева направо и справа налево.2. Possible pipe ruptures in the general case can be at any point of the main oil pipeline. In this regard, when the pipes rupture, the movement of oil in the oil pipeline at the rupture point in the cross-section of the installation of fittings can be from right to left, as shown in Fig. 5 by
3. При определении герметичности запорных арматур образованием ступенчатой диаграммы давления объемы утечек, т.е. результаты испытания, зависят от свойства рабочего агента. Нефть, добываемая в разных месторождениях, существенно отличается по следующим свойствам, влияющим на результаты испытаний: плотность и вязкость. В связи с этим в качестве рабочего агента при испытании на герметичность запорных арматур следует использовать перекачиваемый по магистральному нефтепроводу продукт.3. When determining the tightness of shut-off valves by forming a stepwise pressure diagram, leakage volumes, i.e. test results depend on the properties of the working agent. Oil produced in different fields differs significantly in the following properties that affect the test results: density and viscosity. In this regard, the product pumped through the main oil pipeline should be used as a working agent in the leak test of stop valves.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2012114875/28A RU2499986C1 (en) | 2012-04-13 | 2012-04-13 | Method of test for leakage of isolation valves of linear part of main oil pipeline in operation |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2012114875/28A RU2499986C1 (en) | 2012-04-13 | 2012-04-13 | Method of test for leakage of isolation valves of linear part of main oil pipeline in operation |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2012114875A RU2012114875A (en) | 2013-10-20 |
RU2499986C1 true RU2499986C1 (en) | 2013-11-27 |
Family
ID=49357017
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2012114875/28A RU2499986C1 (en) | 2012-04-13 | 2012-04-13 | Method of test for leakage of isolation valves of linear part of main oil pipeline in operation |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2499986C1 (en) |
Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU1567899A1 (en) * | 1988-03-21 | 1990-05-30 | Волгоградский Политехнический Институт | Method of testing two-cavity articles for sealing |
RU2397464C1 (en) * | 2009-06-08 | 2010-08-20 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Газпромэнергодиагностика" | Test stand for ball valves (versions) |
US20110046903A1 (en) * | 2009-08-18 | 2011-02-24 | Franklin Charles M | System And Method For Detecting Leaks |
US20110295527A1 (en) * | 2008-12-11 | 2011-12-01 | Brinker Technology Limited | Method for estimating the location of a leak in a pipeline |
RU2010134554A (en) * | 2010-08-18 | 2012-02-27 | Юрий Владимирович Дудников (RU) | METHOD FOR DETERMINING THE TIGHTNESS OF LOCKING FITTINGS OF A LINEAR PART OF MAIN OIL PIPELINES |
-
2012
- 2012-04-13 RU RU2012114875/28A patent/RU2499986C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU1567899A1 (en) * | 1988-03-21 | 1990-05-30 | Волгоградский Политехнический Институт | Method of testing two-cavity articles for sealing |
US20110295527A1 (en) * | 2008-12-11 | 2011-12-01 | Brinker Technology Limited | Method for estimating the location of a leak in a pipeline |
RU2397464C1 (en) * | 2009-06-08 | 2010-08-20 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Газпромэнергодиагностика" | Test stand for ball valves (versions) |
US20110046903A1 (en) * | 2009-08-18 | 2011-02-24 | Franklin Charles M | System And Method For Detecting Leaks |
RU2010134554A (en) * | 2010-08-18 | 2012-02-27 | Юрий Владимирович Дудников (RU) | METHOD FOR DETERMINING THE TIGHTNESS OF LOCKING FITTINGS OF A LINEAR PART OF MAIN OIL PIPELINES |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
RU2012114875A (en) | 2013-10-20 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US10416064B2 (en) | Methods and systems for determining gas permeability of a subsurface formation | |
RU2456540C2 (en) | Method and device for testing of tubes | |
AU2010263370B2 (en) | Apparatus and method for detecting and quantifying leakage in a pipe | |
CN207263399U (en) | A kind of multistation valve airtight detection apparatus | |
CN103616322A (en) | Non-steady state detection device and non-steady state detection method for permeability of low-permeability rock | |
US20160160635A1 (en) | Measurement device | |
CN104122048A (en) | High-pressure gas tightness detection system | |
CN102879157A (en) | Airtightness detection method for protective engineering ventilation system and system thereof | |
RU2393380C1 (en) | Method for measurement of gas flow through untight gate of closed ball valve of stop and control valves of manifold pipeline and device for its implementation | |
CN203981365U (en) | A kind of high pressure air tightness detection system | |
RU2499986C1 (en) | Method of test for leakage of isolation valves of linear part of main oil pipeline in operation | |
WO2010067128A1 (en) | Method for estimating the location of a leak in a pipeline | |
CN108169462B (en) | Gas channeling simulation system | |
Zhu et al. | External hydraulic pressure and invert uplift study in a non-circular shallow tunnel | |
RU2457455C2 (en) | Method of determining air-tightness of check valves of oil pipeline | |
CN108223492A (en) | A kind of hydraulic linear motor element seal friction force and viscosity friction coefficient test system and method | |
CN209055285U (en) | A kind of experimental rig for examining valve high-low pressure to seal | |
RU2492322C2 (en) | Device to measure product yield of oil and gas producing wells | |
CN108119129B (en) | Grout surveys scurries subassembly | |
NO20180592A1 (en) | Method of testing an integrity of a structure comprising a chamber, and related apparatus | |
CN109655391B (en) | Rock-soil body material gas breakthrough/permeability characteristic double-module control test system | |
RU2580560C1 (en) | Method of determining air-tightness of gate of pipeline valves and device therefor | |
CN107542456B (en) | Experimental device and method for simulating influence of seepage resistance on formation pressure in drainage process | |
RU2548289C1 (en) | Device for measurement of oil and gas well flow rate | |
RU2551038C2 (en) | Method of tightness testing of injection well |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20140414 |