管道泄漏检测技术在合水油田中的应用（xiexiebang推荐）

第一篇：管道泄漏检测技术在合水油田中的应用（xiexiebang推荐）

管道泄漏检测技术在合水油田中的应用

摘 要： 本文对管道泄漏检测方法进行了综述，介绍了“负压波法”和“输量平衡法”互补型管道泄漏监测系统及受限条件。

关键词：管道泄漏 负压波法 管道输量平衡法

一、序言

管道作为石油化工领域输送流体的最基本单元。与车辆拉运相比，无论从降低成本、提高安全性等方面都有较明显的优势。合水油田作为即将挺近百万吨油田队列的一员，原油输送必不可少，但是由于各种外界环境及人为因素导致管道经常遭受破坏，给国家财产造成很大的经济损失，同时对环境的污染也是不可估量的。管道泄漏检测定位技术的应用显得尤为重要。

二、管道泄漏监测方法综述

1.预警型管道泄漏监测报警定位系统

光纤振动传感器检测技术是沿管线埋设测震光纤来监测距离检测光纤一定范围内的振动，通过建立各种振动特征库可以识别“振动”产生的原因与类型，对有可能威胁或正在输油管线的情况产生预警并定位，显然可以防患于未然。但由于测震光纤要求灵敏，所以不适于加“铠”，而无“铠”光纤自身的安全性大幅度降低；只适用于新铺设的管线，否则施工成本太高；需要比较完备的适用性好的“特征库”支持，且即便如此误报也是在所难免的，因此目前应用较少。

振动声波监测法其基本原理是沿管线埋设若干“测震”传感器，形成虚拟防线，实时监测管线及周边的振动声波，以此判断是否有人在管线上实施破坏行为。很显然，它也能起到防患于未然的作用。但其“测震”传感器需要每隔几百米到几千米就埋设一个，野外设备的施工、供电、通信和本身的安全维护与管理维护等的难度也是显而易见的。另外它需要一个涵盖尽可能宽的“声源特征库”来支持，否则“误报”“漏报”在所难免。昂贵的造价和野外维护管理难度限制了它应用。

2.报警型管道泄漏监测报警定位系统

报警型以“管道瞬变模型法”、“负压波法”、“管道输量平衡法”、“振动声波监测法”应用最多。

管道瞬变模型法是根据管道质量平衡原理，计算水利瞬变效应，建立数学模型，在计算机上实时运算，理论上可以准确定位。但由于管道的摩阻、流体的温降梯度等不可能是完全线性的，所以判断泄漏定位也就打了折扣。另外对压力、流量、温度等参数采集缺一不可，这对于某些不具备条件的管线就不适用，因而在一定程度上也限制了它的推广。

管道输量平衡法（简称输量平衡法）根据质量守恒定理，同一期间流进和流出管道的油品的质量应当相等。在管道两端安装流量计，实时监测比对两端流量，可以判断有无泄漏发生。由于某些管线没有流量计也不具备安装流量计的条件，其应用也受到了很大的限制。

泄漏声波检测法也叫音波检测法其基本原理是检测泄漏时产生的“泄漏声波”。声波检测法就是检测沿着管道内的液体传播低频波，来判断泄漏和定位的。由于“泄漏声波”很微弱，需要特殊的声波传感器，目前可以做到的最大检测距离是15km，具有了一定实用价值，是一种非常有前途的泄漏检测预定位方法。但其造价过高限制了它的应用与推广。

负压波法也叫水击波报警法。负压波法因其所需参数可多可少，能够根据已有的工艺流程取舍，施工、管理比较方便，对不同管网的适应性较强。这种简单实用特点，已经使其成为目前应用最为成功最为广泛的一种管道泄漏监测的方法。负压波信号被分别设在管道起点和末点的压力变送器捕获。泄漏位置的不同，两端变送器响应的时间差也不同，因此可以确定泄漏点的距离。

三、“负压波法”和“输量平衡法”互补型管道泄漏监测系统

“负压波法”和“输量平衡法”二者结合形成了优势互补，不但极大地提高了泄漏监测的准确率，而且一个测压点不需要再安装两台压力变送器了，从而使输油管到泄漏报警系统应用更加灵活方便了。合水油区管道泄漏检测均采用此方法，以下对此方法进行简单介绍和总结使用中存在的问题。

1.系统构成

“负压波法”和“输量平衡法”互补型管道泄漏监测系统结构如图所示。该系统主要由数据采集预处理系统、远程通信系统、监视分析与管理系统三大部分组成。

2.“负压波法”和“输量平衡法”互补型管道泄漏监测系统的优点

“负压波法”在判断有无泄漏发生时，可能因为某些站内操作引起的非泄漏“压力下降”导致发生频繁的无意义报警，从而影响定位的准确性，更容易造成“狼来了”的恶性后果；“输量平衡法”的引入使得问题得到有效解决，因此，二者结合后，形成了优势互补，可以极大地提高泄漏监测的准确率，而且不需要安装两台压变，从而使其应用更加灵活方便。此方法不仅屏蔽了站内某些操作引起的压力下降，而且可以轻而易举地判断出是否发生了泄漏。为生产带来很大方便。

四、应用情况分析

管道泄漏检测系统在合水油田的应用，降低了工人的劳动强度，提高了工作效率，减少了原油输送过程中打空盗油及原油泄漏事件的发生。通过近4年的应用，该系统在对泄漏事件及管线打眼事件能够准确检测并报警提示，为生产带来很大帮助，减少了经济损失及对环境的污染。为了保证系统的高精度，在应用过程中还需注意以下几方面。

1.关于信号干扰与识别

在理想的信号状态下，要识别“负压力波”信号并不困难。但在实际生产中，信号中的电磁干扰等会造成压力下降的假象，加大了真正“泄漏压力波”的识别难度。系统具有准确的识别能力外，还需要有良好的抗电磁干扰能力。

要做到这一点首先要合理选择前端数据采集部分的硬件，采取良好的隔离和抗干扰措施，尽量减小电干扰对原始数据的影响。对于因工艺流程等引起的固有压力波动，理论上可以采用各种波形变换手段对采集到的信号波形进行变形分析处理。如：均值滤波、中值滤波、小波变换等。这需要根据管道的工况条件合理运用，才能起到有效的作用。

2.关于多分支复杂管网

输油管线大多不是一进一出简单管段，多是中间有一个或几个插入分支构成的复杂管网，这无疑给泄漏监测带来了很大的难度。一般说来，对于多分支管网，最好能在每个插输点安装采集装置，否则“管道输量平衡法”将失去有效的依据，无法把中间站的“减压操作”与确实发生的“泄漏” 区分开来。

3.关于多翻越管线

当管线穿越山梁沟壑，落差大时，就有可能形成半管油的充不满现象，阻断了压力波的传递途径，系统也就无法对泄漏进行定位。所以对于穿越山区的输油管线必须合理选择监测点并合理调整输油参数，必要时可以适当节流。

4.关于报警和定位模式

采用 “自动报警定位+人工核实”的模式是比较切合实际的，且此模式也必须在工况条件比较好的管线上运用才有一定的意义。因为这样可以充分发挥计算机的优势，有效地避免误报。倘若系统没有“人工手动核实”功能，一旦“自动报警定位”出现偏差，将无法作进一步的分析判断，有可能造成一些假象，引起不必要损失。

作者简介：杨柳，（1986年―）女，汉族，学历本科，于2009年毕业于西安石油大学（西安）自动化专业，在长庆油田分公司超低渗透油藏第一项目部从事数字化管理工作，助理工程师。

第二篇：探究录井技术在四川油田中的应用

探究录井技术在四川油田中的应用

【摘要】随着社会经济的发展和科学技术的进步，越来越多的人将研究的重点放在了提高资源开采率与管理效率技术的研究上。伴随着世界能源的有限性和能耗的不断增加，需要技术力量的支持和引导。科技是第一生产力，能源问题已成为亟待解决的问题，面临外界日益激烈的竞争环境，石油行业要想获得更大的生产空间和更多的市场份额，就需要不断地进行技术革新，不断地进行新技术的应用与推广，但这些技术的应用都必须建立在对技术的研究与对实际油田地质概况了解的基础上，具体情况具体分析，才能发挥出科技真正的潜力与价值，创造更大的社会财富。本文将从简析录井技术、简析录井技术在四川油田中的应用情况，浅谈录井技术的发展前景等几个方面做以简要的分析，旨在了解录井技术及其相关开采知识，了解录井技术对石油开采业的影响，不断的对录井技术进行科学创新，使其能够为社会经济效益的提高和加速石油的开采率及开采进程做出贡献，并将录井技术在实践应用中不断推广。

【关键词】录井技术；四川油田；钻井工程；社会经济效益

前言

深度测量、地质描述以及使用热导检测仪进行气测录井服务丰富了初期录井服务的内容。而随着技术革新，仪器设备之间的更新换代，录井技术得到了更广阔的发展天地。科学技术的不断发展，计算机技术的推进，使录井技术呈现出自动化、数字化、智能化的发展趋势。通过对各种地质数据的分析和相应数据库的研究进行综合评价，可帮助其作出科学、正确的决策，大大提高了工作效率和实际开采进程，使录井技术在实践中的应用更加游刃有余。

一、简析录井技术

录井技术是现代科学技术和多学科理论在石油勘探中的应用，是多种技术与多门学科集合而成的高新技术的集合体。录井技术包括地质录井、气测录井、钻井液录井、工程录井、地球化学录井和地球物理录（测）井等内容。它是石油钻井勘探技术由科学化钻井阶段到自动化、智能化钻井阶段的伟大尝试。录井技术是油田勘探开发过程中补课缺少的技术环节，对整个油田的社会经济效益的提高具有重要的作用。随着其不断地发展，如今已改变了地质录井的内涵，它以多参数、大信息量和实时性为现场提供可靠的决策资料，方便其发现油气显示、地质分层、储量预测、区块、构造评价等，保证工程施工、检测的安全，指导科学钻井，降低使用开采过程中的风险，拓宽录井服务领域，以期增加录井工作量，充实工作量，加速开发进程，避免或减少人力、物力、财力方面的消耗与浪费。

录井系统综合应用了岩屑描述软件、岩心描述软件、完井报告编制软件等新的系统工具，在实现自动化的同时，提高了工作效率。通过对现场采集所有资料进行分门别类，摒弃各种影响因素，使其正确科学的反映地层情况，减少了人工整理资料的时间和误差。对资料进行综合分析研究，提高决策的正确性。利用先进的录井系统及其整套数据管理和决策服务系统。方便了钻井、取心、中途测试、井控、下套管、固井、起下钻、扩眼、流量监测、防喷监测、打捞和海底作业等施工环节的顺利进行。录井系统通过向钻井人员，录井人员，现场监督，作业者基地管理人员等提供实时地地面和地下不同深度、不同时间的钻井和测试信息，帮助作业人员及时做出井控、钻机管理、安全、地质评价等方面的决策，从而提高钻井效率、提高地质评价质量并为后续作业和生产提供高效的地质导向。

二、简析录井技术在四川油田中的应用情况

随着石油钻探技术的不断改革，石油工程的决策者和地质人员也愈加重视钻井录井技术的应用。但是其的应用范围比较有限，现已录井技术在四川油田中的应用情况做以简单的介绍，旨在了解其在实践中的可操作性，帮助人们解决疑惑，接受新技术，推广新技术。

四川油田属于碳酸盐裂缝性油气藏，由于其地质条件较为复杂，给实际的勘探开发带来了很大的困难。而通过川南地质录井公司使用新的录井开发技术，多数采用JL-I型的进口流量监测器，配合电磁流量传感器，使其在检测过程中不受钻井液温度、粘度、密度等外部因素的影响，从而完成了将近录井35000m的进尺，使得钻井的准确率高达90%以上。在四川油田的勘探过程中对预探井、边远井、地质结构复杂的深井运用了录井技术，提高了其生产的时效、纯钻进时效、机械钻井等，决策中也体现了其科学性及及时性的特点。极大地减少了避免了钻井录井事故的发生，节约了钻井成本，提高了油田钻探开采的社会经济效益，缩短了钻井周期。

四川油田根据其地质情况、成藏特征等概况，善于应用新科技，大胆实践。大胆利用了录井仪设备，该设备集地质和工程参数的采集、处理、显示为一体，对四川油田的油气层进行识别和指导安全施工和优化录井等起到了举足轻重的作用。通过录井仪对钻井液气体检测，通过井口钻井液脱气装置和色谱仪连续分析和识别油气层。将录井液脱气器改为电动式，提高了其录井检测的精确度；将信息技术和录井技术的结合，运用色谱对相关数据进行分析，增加其工程录井，预报和检测工程事故，提高录井技术的资源共享水平。利用转盘转速、钻压、机械转速、钻井液密度等参数来计算地层可钻性指数、岩石强度指数、破裂地层压力系数、处理和计算地层压力系数、地层孔隙度的相关参数，从不同角度达到检测地层压力的目的。

录井技术的巧妙运用也可起到对潜在的施工事故进行预报监测的效果。如预防一些钻具事故（钻杆、钻铤刺穿或扭断，钻头堵塞或掉落），井漏事故等的发生，都需要录井技术的实时监测平台来防患于未然。

四川油田正是成功的运用了录井技术以上的优点，使其在油田的勘探开发上不断取得新的成就与收获。

三、浅谈录井技术的发展前景

录井技术依靠其便利的实时监测手段，减少或避免各类工程事故及隐患的发生。通过监控盐膏侵、盐水侵及一些有害气体的浓度，保证了钻井的安全。实现了社会效益、经济效益与环境效益的统一，起到了良好的导向作用。为其奠定了更广的发展前景，若将录井传感器发展到井下，使地面与地下录井相互融合，有利于实现录井技术的多元化、多样化发展，在不断的改进与深化中，不断地使用和推广录井技术，使其服务于工业化与现代化建设，造福人类。

参考文献：

[1]综合录井技术在四川油气田钻井工程中的应用实践；《中文科技期刊数据库》； 王俊良，刘奇志

[2]油田录井技术应用现状与发展对策分析；现代商贸工业 ；2011年第11期；黄晨翔

[3]综合录井技术在油气田勘探中的应用；《油气地质与采收率》；2003年第2期；邴尧忠，朱兆信，慈兴华；

郝兴瑞

第三篇：油气管道泄漏检测应对事故技术一览

油气管道泄漏检测应对事故技术一览

2014-04-13 能源情报

能源情报按：先是青岛爆燃，接着是兰州石化管道泄露污染饮用水，都是管道惹的祸。管道安全一向被企业重视，但为何还是屡次出现事故？看看这些检测泄露的技术吧。

文/苏欣 中油工程设计西南分公司

油气长输管道发生泄漏的原因多种多样，但大致可以分为：(1)管道腐蚀：防护层老化、阴极保护失效, 以及腐蚀性介质对管道外壁造成的腐蚀和传输介质的腐蚀成分对管道内壁造成的腐蚀；(2)自然破坏：由于地震、滑坡等自然灾害以及气候变化使管道发生翘曲变形导致应力破坏；(3)第三方破坏：不法分子的盗窃破坏, 施工人员违章操作, 野蛮施工造成的破坏；(4)管道自身缺陷：包括管道焊接质量缺陷, 管道连接部位密封不良, 未设计管道伸缩节, 材料等原因。油气管道泄漏不仅给生产、运营单位造成巨大的经济损失，而且会对环境造成破坏、严重影响沿线居民的身体健康和生命安全。检漏技术发展历史 国外从上个世纪70年代就开始对管道泄漏检测技术进行了研究。早在1976年德国学者R.Isermann和H.Siebert就提出以输入输出的流量和压力信号经过处理后进行互相关分析的泄漏检测方法；1979年Toslhio Fukuda提出了一种基于压力梯度时间序列的管道泄漏检测方法；L.Billman和R.Isermann在1987年提出采用非线性模型的非线性状态观测器的检漏方法；A.Benkherouf在1988年提出了卡尔曼滤波器方法；1991 年Kurmer 等人开发了基于Sagnac 光纤干涉仪原理的管道流体泄漏检测定位系统；1993年荷兰壳牌(shell)公司的X.J.Zhang提出了统计检漏法；1999年美国《管道与气体杂志》报道了一种称作“纹影”(Schlieren)的技术，即采用空气中的光学折射成象原理可用于管道检漏；2001年Witness提出了采用频域分析的频域响应法，其基本思想是将管道系统的模型转换到频域进行泄漏检测和定位分析；2003年Marco Ferrante提出了采用小波分析的方法，利用小波技术对管道的压力信号进行奇异性分析，由此来检测泄漏。

我国对于管道泄漏技术的研究起步较晚，但发展很快。1988年方崇智提出了基于状态估计的观测器的方法；1989年王桂增提出了一种基于Kullback信息测度的管线泄漏检测方法；1990年董东提出了采用带时变噪声估计器的推广Kalman滤波方法；1992年提出了负压波法泄漏检测法；1997, 1998年天津大学分别采用模式识别、小波分析等技术对负压波进行了很大程度的改进；1997年唐秀家等人首次提出基于神经网络的管道泄漏检测模型；1999年张仁忠等提出了压力点分析(PPA)法和采集数据与实时仿真相关分析法相结合的方法；2000年胡志新等提出了分布式光纤布拉格光栅传感器的油气管道监测系统；2002年崔中兴等介绍了声波检漏法；2003年胡志新提出了基于Sagnac 光纤干涉仪原理的天然气管道泄漏检测系统理论模型；2003年潘纬等利用小波分析方法来分析信号的奇异性及奇异性位置,来检测天然气管线泄漏；2003年夏海波等提出了基于GPS 时间标签的管道泄漏定位方法；2004年白莉等提出了一致最大功效检验探测泄漏信号；2004年吴海霞等运用负压波和质量平衡原理,采用模糊算法和逻辑判断法,利用压力、流量和输差三重机制实现了对原油管道的泄漏监测及定位、原油渗漏监测和报警；2004年伦淑娴等利用自适应模糊神经网络系统的去噪方法可以提高压力信号；2005年张红兵等介绍了根据管道的瞬态数学模型，并应用特征线法求解进行不等温输气管道泄漏监测；2005年刘恩斌等研究了一种新型的基于瞬态模型的管道泄漏检测方法,并对传统的特征线法差分格式进行了改进,将其应用于对管道瞬态模型的求解；2005年朱晓星等提出了将仿射变换的思想应用到基于瞬态压力波的管道泄漏定位算法中；2005年白莉等等将扩展卡尔曼滤波算法,应用于海底管道泄漏监测与定位；2006年白莉等利用多传感器的信息融合思想,提出分布式检测与决策融合方法进行长距离海底管线泄漏监测；2006年提出了一种基于Mach-Zehnder光纤干涉原理的新型分布式光纤检漏测试技术。泄漏检测技术方法

对于检漏技术的分类，现在没有统一的规定，根据检测过程中所使用的测量手段不同，分为基于硬件和软件的方法；根据测量分析的媒介不同可分为直接检测法与间接检测法；根据检测过程中检测装置所处位置不同可分为内部检测法与外部检测法；根据检测对象的不同可分为检测管壁状况和检测内部流体状态的方法。2.1 热红外成像

对于加热输送的液体管道，当管道发生泄漏时,土壤被泄漏的液体加热后温度上升，通过红外辐射的不同来感知这种异常的温度，将其与事先保存在计算机中的管道周围土壤正常温度分布图进行比较检测泄漏。近年美国OIL TON公司开发出一种机载红外检测技术，由直升飞机携带一高精度红外摄像机沿管道飞行，通过分析输送物资与周围土壤的细微温差确定管道是否泄漏。这类方法不能对管线进行连续检测，因此发现泄漏的实时性差而且对管道的埋设深度有一定的限制,具有关资料介绍,当直升机的飞行高度为300m时,管道的埋设深度应当在6m之内。2.2 探地雷达

探地雷达(GPR)将脉冲发射到地下介质中，通过时域波形的处理和分析探知地下管道是否泄漏。当管道内的原油发生泄漏时,管道周围介质的电性质会发生变化,从而反射信号的时域波形也会发生变化,根据波形的变化就可以检测到管道是否发生了泄漏。应用探地雷达探测时,物体必须有一定的体积,因此这种方法不适用于较细的管道。而且用探地雷达探测泄漏时,与管道周围的地质特性有关,地质特性的突变对图象有很大的影响,这也是应用中的一个难点。2.3 气体成像

在输气管道泄漏检测中,气体成像技术也是一个比较有效的方法。以前气体成像的原理主要是根据背景吸收气体成像和红外辐射吸收技术。设备比较笨重,需要大型的激光器。近年来,开发了一种称之为“纹影”的技术,即采用空气中光学折射成像原理检漏。其设备轻巧、使用方便,还能提供有关泄漏量的指示。这种光学非侵入技术，可以远距离观测漏失量为每分钟仅为几毫升的轻微泄漏。泄漏到大气中的天然气比周围的空气折射率高，天然气泄漏使光线发生折射，在摄像机和照明条件下光栅之间的泄漏，使光线到达摄像机时产生位移。这样肉眼见不到的天然气泄漏就变成可视的纹影图象并可拍摄下来。利用这种技术，氧气和氮气难于在空气中成象，但烃类气体、挥发性流体的蒸气却容易看到；氦气、氢气、含氯氟烃等密度大于或小于空气的气体都可成象。同样纹影摄像机也能看到冷暖气流和超声冲击波。纹影成象技术不仅能发现气休泄漏而且能提供信息估算泄漏量。这种技术是地面成象系统，但检测来自地下的天然气泄漏也是可行的。2.4 传感器法

随着传感器技术的发展,人们已经制造出对某种化学物质特别敏感的传感器,再借助于计算机和现代信号处理技术可以大大地提高检测的灵敏度和精确度。(1)嗅觉传感器 将嗅觉传感器应用于管道检测还是一项不大成熟的技术。可以将嗅觉传感器沿管道按一定的距离布置,组成传感器网络对管道进行实时监控。当发生泄漏时,对泄漏物质非常敏感的嗅觉传感器就会发出报警。(2)分布式光纤声学传感器

方法是利用Sagnac干涉仪测量泄漏所引起的声辐射的相位变化来确定泄漏点的范围，这种传感器可以用于气体或液体运输管道。这种方法是把光纤传感器放在管道内，通过接收到的泄漏液体或气体的声辐射，来确定泄漏和定位。由于是玻璃光纤，所以不会被分布沿线管道的高压所影响，也不会影响管道内液体的非传导特性，而且光纤还不受腐蚀性化学物资的损害，寿命较长。在理论上，10km管道定位精度能达到±5m，反应也较灵敏及时，但成本较高。2.5 探测球法

基于磁通、超声、涡流、录像等技术的探测球法是上世纪80年代末期发展起来的一项技术，将探测球沿管线内进行探测，利用超声技术(“超声猪”)或漏磁技术(“磁通猪”)采集大量数据，并进行事后分析，以判断管道是否有泄漏点。该方法检测准确、精度较高，缺点是探测只能间断进行，易发生堵塞、停运的事故，而且造价较高。2.6 半渗透检测管法

这种检漏管埋设在管道上方，一旦气体管道发生泄漏，安装在检测管一端的抽气泵持续地从管内抽气，并进入烃类检测器，如检测到油气，则说明有泄漏发生。但这种方法安装和维修费用相对较高，另外，土壤中自然产生的气体(如沼气)可能会造成假指示，容易引起误报警。美国谢夫隆管道公司在天然气管道上安装了这种检测系统(LASP)。2.7 检漏电缆法

检漏电缆多用于液态烃类燃料的泄漏检测。电缆与管道平行铺设，当泄漏的烃类物质渗入电缆后，会引起电缆特性的变化。目前己研制的有渗透性电缆、油溶性电缆和碳氢化合物分布式传感电缆。这种方法能够快速而准确地检测管道的微小渗漏及其渗漏位置，但其必须沿管道铺设，施工不方便，且发生一次泄漏后，电缆受到污染，在以后的使用中极易造成信号混乱，影响检测精度，如果重新更换电缆，将是一个不小的工程。2.8 GPS时间标签法

GPS(全球定位系统)的基本定位原理是：卫星不间断地发送自身的星历参数和时间信息，用户接收到这些信息后，经过计算求出接收机的三维位置，三维方向以及运动速度和时间信息。采用GPS同步时间脉冲信号是在负压波的基础上强化各传感器数据采集的信号同步关系，通过采样频率与时间标签的换算分别确定管道泄漏点上游和下游的泄漏负压波的速度，然后利用泄漏点上下游检测到的泄漏特征信号的时间标签差就可以确定管道泄漏的位置。采用GPS进行同步采集数据，泄漏定位精度可达到总管线长度的1%之内，比传统方法精度提高近3倍。2.9 放射性示踪剂检测

放射性示踪剂检测是将放射性示踪剂(如碘131)加到管道内, 随输送介质一起流动, 遇到管道的泄漏处, 放射性示踪剂便会从泄漏处漏到管道外面, 并附着于泥土中。示踪剂检漏仪放于管道内部, 在输送介质的推动下行走。行走过程中, 指向管壁的多个传感器可在3600 范围内随时对管壁进行监测。经过泄漏处时, 示踪剂检漏仪便可感受到泄漏到管外的示踪剂的放射性, 并记录下来。根据记录, 可确定管道的泄漏部位。这种方法对微量泄漏检测的灵敏度很高。该方法优点是灵敏度高, 可监测到百万分之一数量级, 甚至十亿分之一数量级,但是由于放射性示踪剂对人身安全和生态环境的影响,因此如何选择化学和生物稳定性好、分析操作简单、灵敏度高、无毒、应用环境安全等特点的示踪剂, 进行示踪监测是亟待解决的问题。2.10 体积或质量平衡法

管道在正常运行状态下，其输入和输出质量应该相等，泄漏必然产生量差。体积或质量平衡法是最基本的泄漏探测方法，可靠性较高。但是管道泄漏定位算法对流量测量误差十分敏感, 管道泄漏定位误差为流量测量误差的6-7 倍, 因此流量测量误差的减小可显著提高管道泄漏检测定位精度。提高流量计精度是一种简便可行的方法,北京大学的唐秀家教授于1996 年首次提出了采用三次样条插值拟合腰轮流量计误差流动曲线, 动态修正以腰轮流量计滑流量为主的计量误差的方法。此方法能显著提高管道泄漏检测的灵敏度和泄漏精度。2.11 负压波

当管道发生泄漏事故时, 在泄漏处立即有物质损失, 并引起局部密度减小, 进而造成压力降低。由于管道中流体不能立即改变流速, 会在泄漏处和其任一端流体之间产生压差。该压差引起液流自上而下流至泄漏处附近的低压区。该液流立即挤占因泄漏而引起密度及压力减小的区域在临近泄漏区域和其上、下游之间又产生新的压差。泄漏时产生的减压波就称为负压波。设置在泄漏点两端的传感器根据压力信号的变化和泄漏产生的负压波传播到上下游的时间差，就可以确定泄漏位置。该方法灵敏准确，无需建立管线的数学模型，原理简单，适用性很强。但它要求泄漏的发生是快速突发性的，对微小缓慢泄漏不是很有效。基于负压波的传播理论, 提出了两种定位方法：(1)设计了一种能够快速捕捉负压波前锋到达压力测量点的波形特征点的微分算法, 并基于此种算法进行漏点定位；(2)将极性相关引入漏点定位技术, 通过确定相关函数峰值点的方法, 进行漏点定位。这两种定位方法是对泄漏时的压力时间序列分别从微分和积分, 从瞬态和稳态两方面进行处理,提取特征值。这两种方法配合使用, 相互参照, 能够提高泄漏点定位的准确度。

目前,负压波法在我国输油管道上进行了多次试验,取得了令人满意的效果,但在输气管道上的试验并不多。有文献指出,负压波法完全适合于气体管道的泄漏检测, ICI 公司曾经使用负压波法在乙烯管道上进行过成功的试验。使用压力波法时,应当选用只对负压波敏感的压力传感器(因为泄漏不会产生正压波),传感器应当尽量靠近管道,而且要设定合适的阈值,这样可以更好地抑制噪音。2.12 压力点分析法(PPA)PPA较其它方法体现了许多优点。该方法依靠分析由单一测点取得数据, 极易实现。增添测点可改善性能, 但在技术上不是必需的。在站场或干线某位置上安装一个压力传感器, 泄漏时漏点产生的负压波向检测点传播, 引起该点压力(或流量)变化, 分析比较检测点数据与正常工况的数据, 可检测出泄漏。再由负压波传播速度和负压波到达检测点的时间可进行漏点定位。PPA具有使用简便、安装迅速等特点。美国谢夫隆管道公司(CPL)将PPA法作为其管道数据采集与处理系统(SCADA)的一部分，试验结果表明，PPA具有优良的检漏性能，能在10min内确定50gal/min的漏失。但压力点分析法要求捕捉初漏的瞬间信息，所以不能检测微渗。该方法使用于检测气体、液体和某些多相流管道，己广泛应用于各种距离和口径的管道泄漏检测。2.13 压力梯度法

压力梯度法是上世纪80年代末发展起来的一种技术，它的原理是：当管道正常输送时，站间管道的压力坡降呈斜直线，当发生泄漏时，漏点前后的压力坡降呈折线状，折点即为泄漏点，据此可算出实际泄漏位置。压力梯度法只需要在管道两端安装压力传感器，简单、直观，不仅可以检测泄漏，而且可确定泄漏点的位置。但因为管道在实际运行中，沿线压力梯度呈非线性分布，因此压力梯度法的定位精度较差，而且仪表测量对定位结果有很大影响。所以压力梯度法定位可以作为一个辅助手段与其它方法一起使用。2.14 小波变换法

小波变换即小波分析是20世纪80年代中期发展起来新的数学理论和方法，被称为数学分析的“显微镜”，是一种良好的时频分析工具。利用小波分析可以检测信号的突变、去噪、提取系统波形特征、提取故障特征进行故障分类和识别等。因此，可以利用小波变换检测泄漏引发的压力突降点并对其进行消噪，以此检测泄漏并提高检测的精度。小波变换法的优点是不需要管线的数学模型，对输入信号的要求较低，计算量也不大，可以进行在线实时泄漏检测，克服噪声能力强，是一种很有前途的泄漏检测方法。但应注意，此方法对山工况变化及泄漏引起的压力突降难以识别，易产生误报警。

2.15 互相关分析法

相关技术实质是在时延域中考察两个信号之间的相似性，包含自相关和互相关两个内容。油气输送管道管壁一般都是弹性体，流体发生泄漏时，流体受压力喷射而诱发弹性波并沿管壁内传播。检测管道某两点处的弹性波信号，分析其互相关函数,利用相关时延技术便可判定是否发生泄漏及泄漏的位置。相关检漏技术是综合振动、测试、信号处理等许多学科知识的高新技术。用互相关分析法检漏和定位灵敏、准确，只需检测压力信号，不需要数学模型，计算量小。但它对快速突发性的泄漏比较敏感，对泄漏速度慢、没有明显负压波出现的泄漏很难奏效。2.16 基于瞬变流模型的检漏法

文献[18]介绍了一种基于瞬变流模型的检漏方法。该方法根据拟稳态流的假设，考虑了在瞬态条件下管道的流量变化和压力分布。对一条假设天然气管道的研究结果表明，即使是对于瞬态条件，该方法也比以往一些未考虑管道的流量变化和压力分布的常规方法更准确地确定管道的泄漏点。这种方法也能应用于设有能引起管道流量分布突变的配气站的管道系统。

瞬态模型法主要针对动态检测泄漏,瞬时模拟管道运行工况,它可以提供确定管道存储量变化的数据,为流量平衡法提供参考量。使用管道瞬变模型法的关键在于建立比较准确的管道流体实时模型,以可测量的参数作为边界条件,对管道内的压力和流量等参数进行估计。当计算结果的偏差超过给定值时,即发出泄漏报警。2.17 应力波法

管线由于腐蚀、人为打孔原因破裂时，会产生一个高频的振动噪声，该噪声以应力波的形式沿管壁传播，强度随距离按指数规律衰减。在管道上安装对泄漏噪声敏感的传感器，通过分析管道应力波信号功率谱的变化，即可检测出流体的泄漏。由于影响管道应力波传播的因素很多，在实际中很难用解析的方法准确描述出管道振动。有人提出使用神经网络学习管道正常信号与泄漏信号，进而对管道的泄漏进行判断。

2.18 基于状态估计的方法

该方法根据质量平衡方程、动量平衡方程、能量平衡方程及状态方程等机理建模。得到一个非线性的分布式参数系统模型, 通常可采用差分法或特征线法等方法将其线性化。设计状态估计器对系统状态进行估计,将估计值作为泄漏检测的依据,这就是基于状态估计的方法的基本原理。其中估计器可以是观测器,也可以是Kalman 滤波器。根据建立模型的方法,这类方法可分为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,建立管道模型并设计估计器,模型中不含有泄漏的信息。当泄漏发生时,模型估计值与实际测量值将会产生残差,可用残差信号来进行检测定位。当泄漏量大时,该方法不可行。另外,该方法需要设置流量计,而且对于气体管道,检测和定位的响应时间太慢。②包含故障的模型法。包含故障的模型法的基本思路是,建立管道模型时预先假设管道有几处指定的位置发生了泄漏, 通过对系统的状态估计得到这几个预先假设的泄漏点的泄漏量估计值, 运用适当的判别准则便可进行泄漏检测和定位。该方法在长90 km、内径785 mm 的气体管道上,在80 min 内可检测出2 %的泄漏量,并在100min 内可完成定位,定位精度比较高。但当实际泄漏点不处于指定泄漏点之间时,定位公式将无法使用。对于气体管道,检测速度相对较慢,仍需设置流量计。

2.19 基于系统辨识的方法

通过系统辨识来建立模型是工业上经常使用的方法,与基于估计器的方法相比,具有实时性强和更加精确等优点,管道的模型也可以通过系统辨识的方法来得到。目前,采用的方法是在管道系统上施加M 序列信号,采用线性ARMA 模型结构增加某些非线性项来构成管道的模型结构,采用辨识的方法来求解模型参数,并用与估计器方法类似的原理进行检漏和定位。

为了对管道的泄漏进行检测,可以对根据管道实际情况建立“故障灵敏模型”及“无故障模型”进行对比和计算。系统辨识法的局限性与不包含故障的模型法类似。基于模型法的一个共同的问题在于,检测管道泄漏时的响应时间慢,特别是对于气体管道。这是由于气体的动态特性变化比较缓慢,实际测量信号的采样时间比较长的缘故。另外,基于模型的方法无一例外,都要采用实际测量的流量信号,由于流量计价格昂贵,维护起来比较困难,因此,我国多数管道没有安装,而且受流量测量时流体成分、温度以及压力等参数变化的影响,测量的准确度比较低。2.20 基于神经网络的方法

由于有关管道泄漏的未知因素很多,采用常规数学模型进行描述存在较大困难,用于泄漏检测时,常因误差很大或易漏报误报而不能用于工业现场。基于人工神经网络检测管道泄漏的方法,不同于已有的基于管道准确流动模型描述的泄漏检测法,能够运用自适应能力学习管道的各种工况,对管道运行状况进行分类识别,是一种基于经验的类似人类的认知过程的方法。试验证明这种方法是十分灵敏和有效的。理论分析和实践表明,这种检漏方法能够迅速准确预报出管道运行情况,检测管道运行故障并且有较强的抗恶劣环境和抗噪声干扰的能力。泄漏引发应力波适当的特征提取指标能显著提高神经网络的运算速度。基于神经网络学习计算研制的管道泄漏检测仪器简洁实用,能适应复杂工业现场。神经网络检测方法可推广应用到管道堵塞、积砂、积蜡、变形等多种故障的检测中,对于管网故障诊断有广泛的应用前景。2.21 统计检漏法

该方法采用一种“顺序概率测试”(SequentialProbability Ratio Test)假设检验的统计分析方法,从实际测量到的流量和压力信号中实时计算泄漏发生的置信概率。在实际统计上,输入和输出的质量流通过流量变化(Inventory Variation)来平衡。在输入的流量和压力均值与输出的流量和压力均值之间会有一定的偏差,但大多数偏差在可以接受的范围之内,只有一小部分偏差是真正的异常。通过计算标准偏差和检验零假设,对偏差的显著性进行检验,来判断是否出现故障。泄漏发生后,采用一种最小二乘算法进行定位。2.22 水力坡降线法 水力坡降线法的技术不太复杂。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测出管道的流量、压力和温度值。对于间距长达几十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,应用水力坡降线法寻找长输管道泄漏点时应考虑仪表精度的影响。压力表、温度计和流量计等的精度对泄漏点的判定都有直接关系。把上、下游站这3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64 种组合, 其中有2 种组合决定泄漏区间的上、下游极端点。目前这种方法较少采用。检漏方法性能指标 3.1 泄漏检测性能指标

一个高效可靠的管道泄漏检测与定位系统，必须在微小的泄漏发生时，在最短的时间内，正确地报警，准确地指出泄漏位置，并较好地估计出泄漏量，而且对工况的变化适应性要强，也即泄漏检测与定位系统误报率、漏报率低，鲁棒性强，当然还应便于维护。归结起来可分为:灵敏性、定位精度、响应时间、误报率、评估能力、适应能力、有效性、维护要求、费用。3.2 诊断性能指标

1)正常工序操作和泄漏的分离能力:是指对正常的起/ 停泵、调阀、倒罐等情况和管道泄漏情况的区分能力。这种区分能力越强,误报率越低。

2)泄漏辨识的准确性:指泄漏检测系统对泄漏的大小及其时变特性的估计的准确程度。对于泄漏时变特性的准确估计,不仅可识别泄漏的程度,而且可对老化、腐蚀的管道进行预测并给出一个合理的处理方法。3.3 综合性能指标

1)鲁棒性:指泄漏诊断系统在存有噪声、干扰、建模误差等情况下正确完成泄漏诊断的任务,同时保证满意的误报率和漏报率的能力。诊断系统鲁棒性越强,可靠性就越高。

2)自适应能力:指诊断系统对于变化的诊断对象具有自适应能力,并且能够充分利用由于变化产生的新的信息来改善自身。

在实际工程设计中,首先要正确分析工况条件及最终性能要求,明确各性能要求的主次关系,然后从众多的泄漏检测方法中进行分析,经过适当权衡和取舍,最后选定最优解决方案。4 存在问题及发展趋势

长输管道的泄漏检测与定位具有十分重要的现实意义,尽管已经取得很大的进步,工程实践中已得到应用,取得了一定的经济效益,同时也暴露了许多尚需解决的问题。例如长输管道的小泄漏检测和定位仍是重点攻克问题；如何增强泄漏检测和定位系统的自适应能力和自学习能力；如何将多种方法有机的结合起来进行综合诊断,发挥各自的优势,从而提高整个系统的综合诊断性能；如何有效解决长输管道的非线性分布参数的时间滞后问题等。

目前的泄漏检测和定位手段是多学科多技术的集成,特别是随着传感器技术、模式识别技术、通信技术、信号处理技术和模糊逻辑、神经网络、专家系统、粗糙集理论等人工智能技术等发展,为泄漏检测定位方法带来了新的活力,可对诸如流量、压力、温度、密度、粘度等管道和流体信息进行采集和处理,通过建立数学模型或通过信号处理,或通过神经网络的模式分类，或通过模糊理论对检测区域或信号进行模糊划分,利用粗糙集理论简约模糊规则,从而提取故障特征等基于知识的方法进行检测和定位。将建立管道的数学模型和某种信号处理方法相结合、将管外检测技术和管内检测技术相结合、将智能方法引入检测和定位技术实现智能检测、机器人检测和定位等是一研究方向。

第四篇：输油管线泄漏监测技术在胜利油田油气管道输送中应用

输油管线泄漏监测技术在胜利油田油气管道输送中应用

发布时间：2005.11.07 阅览次数：1657 作者：曹志阳 单位：

摘要：文章对国内外输油管道泄漏检测方法进行了分析，对油田输油管道防盗监测的方法进行了探讨。针对油田输油管道防盗监测问题，指出了油田输油管道防盗监测系统的关键技术是管道泄漏检测报警及泄漏点的精确定位，并介绍了胜利油田输油管道泄漏监测系统的应用情况。

主题词：输油 管道 泄漏 监测 防盗

泄漏是输油管道运行的主要故障。特别是近年来，输油管道被打孔盗油以及腐蚀穿孔造成泄漏事故屡有发生，严重干扰了正常生产，造成巨大的经济损失，仅胜利油田每年经济损失就高达上千万元。因此，输油管道泄漏监测系统的研究与应用成为油田亟待解决的问题。先进的管道泄漏自动监测技术，可以及时发现泄漏，迅速采取措施，从而大大减少盗油案件发生，减少漏油损失，具有明显的经济效益和社会效益。国内外输油管道泄漏监测技术的现状

输油管道泄漏自动监测技术在国外得到了广泛的应用，美国等发达国家立法要求管道必须采取有效的泄漏监测系统。

输油管道检漏方法主要有三类：生物方法、硬件方法和软件方法。

1.1 生物方法

这是一种传统的泄漏检测方法，主要是用人或经过训练的动物（狗）沿管线行走查看管道附件的异常情况、闻管道中释放出的气味、听声音等，这种方法直接准确，但实时性差，耗费大量的人力。

.2 硬件方法

主要有直观检测器、声学检测器、气体检测器、压力检测器等，直观检测器是利用温度传感器测定泄漏处的温度变化，如用沿管道铺设的多传感器电缆。声学检测器是当泄漏发生时流体流出管道会发出声音，声波按照管道内流体的物理性质决定的速度传播，声音检测器检测出这种波而发现泄漏。如美国休斯顿声学系统公司（ASI）根据此原理研制的声学检漏系统（wavealert），由多组传感器、译码器、无线发射器等组成，天线伸出地面和控制中心联系，这种方法受检测范围的限制必须沿管道安装很多声音传感器。气体检测器则需使用便携式气体采样器沿管道行走，对泄漏的气体进行检测。

1.3 软件方法

它采用由SCADA系统提供的流量、压力、温度等数据，通过流量或压力变化、质量或体积平衡、动力模型和压力点分析软件的方法检测泄漏。国外公司非常重视输油管道的安全运行，管道泄漏监测技术比较成熟，并得到了广泛的应用。壳牌公司经过长期的研究开发生产出了一种商标名称为ATMOS Pine的新型管道泄漏检测系统，ATMOS

Pine是基于统计分析原理而设计出来的，利用优化序列分析法（序列概率比试验法）测定管道进出口流量和压力总体行为变化以检测泄漏，同时兼有先进的图形识别功能。该系统能够检测出1.6kg/s的泄漏而不发生误报警。

目前国内油田长距离输油管道大都没有安装泄漏自动检测系统，主要靠人工沿管线巡视，管线运行数据靠人工读取，这种情况对管道的安全运行十分不利。我国长距离输油管道泄漏监测技术的研究从九十年代开始已有相关报道，但只是近两年才真正取得突破，在生产中发挥作用。清华大学自动化系、天津大学精密仪器学院、北京大学、石油大学等都在这一方面做过研究。如：中洛线（中原—洛阳）濮阳首站到滑县段安装了天津大学研制的管道运行状态及泄漏监测系统（压力波法），东北管道局1993年应用清华大学研制的检漏系统（以负压波法为主，结合压力梯度法）进行了现场试验。管道泄漏监测技术的研究

通过对国内外各种管道泄漏检测技术的分析对比，结合油田输油管道防盗监测的特殊要求，胜利油田油气集输公司等单位组织开展了广泛深入的调查研究。

防盗监测系统的技术关键解决两方面的问题：一是管道泄漏检测的报警，二是泄漏点的精确定位。针对这两项关键技术胜利油田采用的技术思路是：以压力波（负压波）检测法为主，和流量检测法相结合。2.1 系统硬件构成

① 计算机系统:在管道的上下游两端各安装了一套工业控制计算机,用于数据采集及软件处理。

② 一次仪表: 压力变送器 温度变送器 流量传感器

③ 数据传输系统:两套扩频微波设备，用于实时数据传输。

2.2 检漏方法

2.2.1负压波法

当长输管道发生泄漏时，泄漏处由于管道内外的压差，使泄漏处的压力突降，泄漏处周围的液体由于压差的存在向泄漏处补充，在管道内产生负压波动，这样过程从泄漏点向上、下游传播，并以指数律衰减，逐渐归于平静，这种压降波动和正常压力波动大不一样，具有几乎垂直的前缘。管道两端的压力传感器接收管道的瞬变压力信息，而判断泄漏的发生，通过测量泄漏时产生的瞬时压力波到达上游、下游两端的时间差和管道内的压力波的传播速度计算出泄漏点的位置。为了克服噪声干扰，可采用小波变换或相关分析、基于随机变量之间差异程度的kullback信息测度检测等方法对压力信号进行处理。前苏联从20世纪70年代开始研究和使用自动检漏技术，负压波检漏系统的普及，使输油管线泄漏事故减少88%。负压波的传播规律跟管道内的声音、水击波相同，其速度取决于管壁的弹性和液体的压缩性。国内曾经实测过大庆原油管道在平均油温44℃、密度845kg/m3时的水击波传播速度为1029m/s。对于一般原油钢质管道，负压波的速度约为1000～1200m/s，频率范围0.2～20kHz。负压波法对于突发性泄漏比较敏感，能够在3min内检测到，适合于监视犯罪分子在管道上打孔盗油，但是对于缓慢增大的腐蚀渗漏不敏感。

负压波法具有较快的响应速度和较高的定位精度。其定位公式为

上下游分别设置压力测点p1、p2，当管线在X处发生泄漏时，泄漏产生 的负压波即以一定的速度α向两边传播，在t和t+τ0时刻被传感器p1、p2检测到，对压力信号进行相关处理，式中α为波速，L为p1、p2之间的距离

未发生泄漏时，相关系数Φ（τ）维持在某一值附近；当泄漏发生时，Φ（τ）将发生变化，而且当τ＝τ0时，Φ（τ）将达到最大值。

理论上：

解出定位公式如下：

式中：X 泄漏点距首端测压点的距离 m

L 管道全长m

a 压力波在管道介质中的传播速度 m/s

上、下游压力传感器接收压力波的时间差 s

由以上公式可知要实现准确的定位，必须精确的计算压力波在管道介质中的传播速度a和上、下游压力传感器接收压力波的时间差。

① 压力波在管道介质中传播速度的确定

压力波在管道内传播的速度决定于液体的弹性、液体的密度和管材的弹性：

式中 α——管内压力波的传播速度，m/s；

K——液体的体积弹性系数，Pa；

ρ——液体的密度，kg/m ；

E——管材的弹性，Pa；

D——管道的直径，m；

e——管壁厚度，m；

C ——与管道约束条件有关的修正系数；

式中弹性系数K和密度ρ随原油的温度变化而变化，因此，必须考虑温度对负压波波速的影响，对负压波波速进行温度修正。在理论计算的基础上，结合现场反复试验，可以比较准确的确定负压波的波速。

② 压力波时间差 的确定

要确定压力波时间差，必须捕捉到两端压力波下降的拐点，采用有效的信号处理方法是必须的，如：Kullback信息测度法、相关分析法和小波变换法。

③ 模式识别技术的应用

正常的泵、阀、倒罐作业等各种操作也会产生负压波。为了排除这些负压波干扰，在系统中采用了先进的模式识别技术，依据泄漏波与生产作业产生的负压波波形等特征的差别,经过现场反复模拟试验，提高了系统报警准确率,减少了系统误报警。

2.2.2流量检测

管道在正常运行状态下，管道输入和输出流量应该相等，泄漏发生时必然产生流量差，上游泵站的流量增大，下游泵站的流量减少。但是由于管道本身的弹性及流体性质变化等多种因素影响，首末两端的流量变化有一个过渡过程，所以，这种方法精度不高，也不能确定泄漏点的位置。德国的阿尔卑斯管道公司（TAL）原油管道上安装使用了该系统，将超声波流量计，夹合在管道外进行测量，然后根据管道温度、压力变化，计算出管道内总量，一旦出现不平衡，就说明出现泄漏。日本在《石油管道事业法》中也规定使用这种检漏系统，并且规定在30s中检测到泄漏量在80L以上时报警。流量差法不够灵敏，但是可靠性较高，它跟压力波结合使用，可以大大减少误报警。应用效果与推广情况

经过胜利油田组织的专家验收和现场试验，系统达到的主要技术指标：

①最小泄漏量监测灵敏度：单位时间总输量的0.7％；

②报警点定位误差：≦被测管长的2％；

③报警反应时间：≦200秒。

胜利油田输油管道泄漏监测报警系统整体水平在国内居于领先地位，应用效果和推广规模都是较好的，目前胜利油田油气集输公司输油管道上已经推广应用检漏系统，取得了明显的效益，多次抓获盗油破坏分子，有力地打击了盗油犯罪，为油田每年减少经济损失1000多万元，为管道的安全运行提供了保证。

４结论

4.1 采用负压波与流量相结合的方法监测输油管道的泄漏是有效的、可靠的；

4.2 依靠油田局域网进行实时数据传输能够提高泄漏监测系统的反应速度，能够实现全自动的泄漏监测报警与定位；

4.3

在油田输油管道安装管道泄漏监测系统能够确保管道安全运行,明显减少管道盗油事故的发生,具有明显的社会效益和经济效益。

参考文献

1、《管线状态监测与泄漏诊断》 化工自动化与仪表 王桂增等

2、《原油管道泄漏检测与定位》 仪器仪表学报 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

修大队（一队）

systems Pipes & Pipelines International Nov-Dec.1999

作者单位：胜利油田海洋石油开发公司

地址：山东省东营市河口区胜利油田海洋石油开发公司维254273

Email：czybh@sina.com

第五篇：力控组态软件在长庆“数字化”油田中的应用

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力控自动化软件平台在长庆“数字化”油田中的应用

关键词： 数字化油田 SOA架构 监控组态软件 ForceControl GIS系统 概述：

长庆“数字化”油田是一个复杂的、多层结构的信息化系统，该项目集成了多种硬件平台、软件平台、多种开发工具、多个厂家共同实施和开发的特大型“数字化”项目，实施周期长，项目中将采用几千套的力控监控组态软件做为基础的油井、气井、联合站、集输等油田关键生产的数据采集与集成，同时力控企业实时数据库pSpace做为海量分布式数据管理平台起到集中数据处理与存储的作用，力控系列产品家族做为基础的自动化软件平台和数据中心管理平台为数字化油田基础的数据采集与管理发挥了巨大的作用。

项目背景介绍

长庆油田为国内第二大油田，矿产资源登记面积25.78万平方公里,跨越5省区，长庆油田管理的7万口油、气、水井分布在37万平方公里的鄂尔多斯盆地，涉及4省（区）、数十个市县，各采油、采气厂比较分散独立，管理难度之大、企业成本之高可想而知。

为了降低企业成本、完善企业管理、提高企业在行业的竞争力，长庆油田成立了数字化建设项目组，利用采油工艺整体优化技术、油藏管理技术、自动控制技术、计算机网络技术、数据整合技术、数据共享与交换技术，结合油田特点，集成、整合现有的综合资源，创新技术和管理理念，建立全油田统一的生产管理、综合研究的数字化管理系统，实现“同一平台、信息共享、多级监视、分散控制”，达到强化安全、过程监控、节约人力资源和提高效益的目标。

项目实施与应用情况详细介绍 2.1项目的规划

数字化油田项目采用面向SOA的服务的多层架构，系统与地理信息系统、视频系统、管理信息系统无缝集成，所有的生产数据完全由力控自动化软件平台采用分布式构架进行远程汇总。以建设“油气田生产运行管理系统”为枢纽，建立面向油气田生产、科研、管理、经营的生产管理调度系统和信息资源共享平台，做到油气田生产管理指挥智能化、办公自动化、管理信息化、信息资源网络化、业务处理电子化以及决策科学信息化，实现油气田生产管理的高度协调统一，把油气田建设成为现代化的数字油气田。

长庆油田采气厂与输油处SCADA系统，先将采气厂与输油处的数据由各个分厂采集至西安长庆大厦信息中心，为生产与调度提供原始数据，同时给Google Earth电子地图系统提供方便的数据接口。

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2.2、系统网络拓扑图 2.2.1系统整体网络图

长庆数字化油田系统结构图图例注释应用服务器WEB服务器ERP系统工程师防病毒服务器工程师大屏幕备份服务器NAS分发交换机数据库服务器办公大楼交换机核心交换机 工业隔离设备数据应用中心Internet路由器应用服务器防火墙工业安全隔离设备防火墙各厂数据中心硬件防火墙实时数据库 从服务器3 U冗余实时数据库 主服务器 实时数据整合关系数据库磁盘阵列千兆交换机长庆油田数据处理区路由器工业隔离设备工业隔离设备工业隔离设备工业隔离设备ADSLModem工业隔离设备ADSLModem工业隔离设备ADSLModem工业隔离设备ADSLModem力控软件力控软件力控软件力控软件力控软件力控软件力控软件ADSL链路采油一厂采油二厂采油三厂采气一厂采气二厂采气三厂采油四厂各采油●●●●●●采气●●●●●●厂 长庆油田有多个采油厂每个采油厂的信息化程度千差万别、使用的硬件设备和软件也不相同。每个厂需要采集点数为6000/4000余点。数据的实时性、安全性、可靠性是油田数字化的基础，为了建立安全可靠的数据平台，在各分厂采用北京三维力控科技的监控组态软件ForceControl6.0和力控科技自主知识产权的实时数据库产品pSpace。ForceControl6.0与pSpace可以很好的无缝集成，保证了数据的安全可靠。

该信息化项目将采用几千套的监控组态软件做为基础的油井、气井、联合站、集输等油田关键生产的数据采集与集成，力控企业实时数据库pSpace做为海量数据管理平台起到集中数据处理的作用，该项目完全是一个多层结构，多种软件平台、多种开发工具、多个厂家实施的特大型数字化项目，力控产品家族在该项目中做为基础的自动化软件平台和数据中心平台发挥了巨大的作用。

分厂信息处理举例：

信息中心针对数据管理平台配备两台冗余的服务器，在内网中运行，为确保网络安全，专门配置一台双网卡服务器,一网口采集第三方软件的数据，另一网口接入至VPN专网，力控ForceControl6.0组态软件以OPC方式采集第三方的数据,将采集的数据一方面交由本地实时数据库pSpace处理，另一方面通过力控的NetServer组件，供远端力控实时数据库pSpace快速访问数据。各分厂需要采集的数据数据经力控分布式实时数据库pSpace进行数

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据汇总后，统一送到面向SOA服务结构的管理系统中。

2.2.2采油（气）厂网络拓扑图

2.3采油（气）厂实施方案

长庆油田的众多采油（气）厂，虽然信息化程度千差万别、使用的硬件设备和软件也不相同，但采用的网络结构大体相似。下面以力控软件在苏里格油气田的解决方案为例，详述采油（气）厂的方案实施。

2.3.1 现场系统现状

由于油田油井负荷监控的设备五花八门，各家产品的技术手段完全不一样，油井负荷控制RTU里的的传输协议，通讯标准也无法做到统一，而长庆油田选用的厂家设备众多，因此监控组态软件配合厂家实现的手段也各种各样，对监控组态软件开发厂家提出了集成的挑战，而RTU存储的负荷数据进到上位机监控组态软件后，各个厂家实现的手段也不一样，有的用文件方式做存储，有的采用关系数据库做存储，由于模式不一样，比如常见的C/S、B/S网络发布各家采用的开发模式都不一样，同时厂家技术力量的参差不齐也为以后的系统维护带来很多的隐患。由力控forcecontrol6.1做为统一的采集平台进行内网web发布与数据传输，满足了各类集成商统一部署的需要，对以后系统扩展和升级带来了便利。

2.3.2力控解决方案

厂家的负荷管理的数据部分统一采用关系数据库做存储，自己控制和管理，自己实现WEB发布后，与力控forcecontrol6.1的发布功能进行集成发布，这样的好处是厂家自己的监控管理软件出现问题的时候不会干扰到力控的软件，方便后续改造和升级。

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井场控制站现有PLC/RTU负责采集井场的数据，如压力，流量，温度等等，通过GPRS/电台的方式往集气站发送数据；集气站装有PC机，安装拥有国内大量SCADA应用案例的力控组态软件采集来自井场的数据，每一个集气站大约采集50-60口井的数据，同时可以考虑在集气站设置RTU采集单元，对一些集气站的信号进行采集并上发；建造2-3座气处理厂，通过光纤采集若干集气站的数据，同时处理厂装有DCS控制系统，采集本厂的数据；通过在输油管道关键部位、油气区重点路段和井场、井站安装视频监控、设置电子视频跟踪锁定及传声警示等电子遥控系统，实现异常情况自动报警，监控出入油区的车辆、人员。在油气厂调度中心建造一个生产调度中心，安装具有很高性能的实时数据库pSpace通过光纤采集集气站的数据和气处理厂以及来自管网的数据，实现统一的管理。

厂级调度中心提供系统的全部功能，实现在调度中心通过计算机系统远程监控场站、天然气输配管网的运行情况，企业级实时数据库pSpace5.0 Server做为SCADA实时服务器负责处理、存储、管理从场站、输配管网各远程站点传送来的实时数据，同时又为网络中的其它服务器和工作站提供实时数据。历史数据经压缩处理后存放在pSpace5.0 Server历史库中，也可以通过pSpace5.0 ODBCRouter写入关系型数据库ORACLE中。SCADA实时数据服务器运行通信管理软件，可完成与各远程站点的通信链接、协议转换、网络管理等任务。

苏里格气田开发是长庆创新实施数字化的典型。实施数字化管理前人工巡井是3天1次，如今控制平台可实现每5分钟电子巡井一次，巡井频率是人工巡井的800多倍。这个气田将来生产规模达到200亿立方米以上，建设的气井和集气站将分别达到上万口、120座，数字化管理可将用工的目标控制在2000人以内。数字化给长庆人观念带来革命性变革，成为长庆油田实施低成本战略、加快油气田开发的驱动力。

3、数字化大油田的构建 3.1调度中心数据平台

在西安长庆大厦信息中心长庆油田可采用企业级的实时、历史数据库，汇集各采油（气）厂的数据，采用面向SOA的服务的多层架构软件平台，数据处理系统与地理信息系统、视频系统、管理信息系统无缝集成，将超过众多厂家的SI在统一平台上进行开发、实施和部署。将所有厂区工艺画面都进行了适合于WEB发布的形式重新组态，按地图中不同的节点配置不同的INDEX.HTM文件，可以很直观的从电子地图访问到某厂的某个站控系统当前的运行情况。

利用SOA架构的接口标准化、业务功能模块化、跨平台和重用性等优点集成视频系统实时远程视频监控生产、生活区安全关键点状态；安全异常、突发事件自动报警及应急指令调度处理；集成管理信息系统实现了物资供应部门从计划到采购、库存、消耗整个物流的管

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理过程，实现了采购业务与投资计划、财务与成本、库存等信息集成，提供油田所需各类物资管理报表，利用系统数据进行全局性的统计分析计算，为领导提供决策支持。

3.2力控软件与视频系统的集成

与视频监控系统进行良好的集成，支持SCADA画面如何与视频画面进行联动，可以与数字视频技术基于服务器端与客户端方式的开放融合。

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3.3力控软件与GIS系统的集成

北京三维力控科技开发的ForceControl监控软件具有丰富的组件接口，软件可通过GIS组件实现与GIS系统的无缝集成。GIS组件支持Mapinfo与ArcGIS的地图文件格式，支持组件方式集成GIS-GPS的功能，利用脚本和VBA调用可充分互动。

根据输油气管网信息管理的实际情况，我们采用B/S模式和C/S模式相结合的技术开发方案。在数据管理、专业应用中采用C/S结构模式，其他办公部门以及用户则采用B/S结构（即浏览器方式），两种结构共享同一数据库中的数据。B/S结构是基于Internet/Intranet应用技术之上，通过Web Server调用应用程序，实现信息的录入、修改、查询、统计等操作。GIS利用数据的空间属性，将地理信息和数据库结合在一起，通过图形、符号、颜色对网点分布、状态等，对统计数据信息进行反映，实现数据信息的可视化。

3.4力控软件与ERP系统的集成

力控软件“动态”数据源的设计保证了B/S和C/S等网络模式的数据访问，除了访问自己的实时历史数据库，同步也支持SQL关系数据库和国外大型实时历史数据库等多种数据库系统，系统的参数管理提供了参数的“动态”注册，方便负载调度，历史数据存储归档支持数据定时存储、条件存储、变化压缩存储、趋势压缩存储等多种技术，具备更强大的生产数

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据分析与统计功能，并且软件具有丰富的数据接口方便的与ERP系统的集成。

4、效益分析

力控科技系列产品在长庆油田从苏里格数字化项目开始到现在应用已经有3年多了，力控系列软件平台在数字化项目中的作用发挥巨大。

数字化管理有效地控制投资、降低成本，已经成为长庆油田实施低成本战略应对金融危机的一大法宝。有专家算了一笔账：以苏里格气田一座集气站(辖井50口)为例，在传统的人工管理时代，每3天巡井一轮次，需要4名员工、两台车，每年运行费用约50万元左右；通过实施数字化管理，每年每个站可节约运行费用25万元。如果按苏里格200亿立方米开发规划计算，120座集气站一年就可节约运行费用3000万元左右。