基于變流量測試的天然氣輸送管道泄漏檢測新方法

宋　勇　蘇海波　董亞娟　張世明

中國石油化工股份有限公司勝利油田分公司地質(zhì)科學(xué)研究院

基于變流量測試的天然氣輸送管道泄漏檢測新方法

宋勇蘇海波董亞娟張世明

中國石油化工股份有限公司勝利油田分公司地質(zhì)科學(xué)研究院

輸氣管道泄漏檢測通常有物理探測法和數(shù)學(xué)模型模擬法兩大類。物理探測法可以準(zhǔn)確檢測出泄漏點(diǎn)的位置和漏點(diǎn)尺寸，但是停產(chǎn)損失和檢測成本較高；數(shù)學(xué)模型模擬法通過求解控制方程可在花費(fèi)很少的情況下快速判斷泄漏情況，但是具有很大的不確定性。建立了一種基于變流量測試的天然氣輸送管道泄漏位置和漏點(diǎn)大小的檢測方法，通過耦合天然氣在管道和泄漏點(diǎn)的流動，基于多個工作點(diǎn)測試結(jié)果求解流動控制方程，實(shí)現(xiàn)對漏點(diǎn)的檢測和定位。這種檢測方法在管線出入口氣量或出入口壓力有未知量的條件下使用，可簡單、快速地確定不同邊界條件對應(yīng)的泄漏情況。

輸氣管道；泄漏位置；流量；壓力；無因次變量；數(shù)學(xué)模型

由于天然氣的高效、清潔和可靠性，在所有使用的能源中天然氣供應(yīng)占到了將近四分之一，并預(yù)計(jì)在未來20年內(nèi)增長50%?，F(xiàn)有的天然氣輸送基礎(chǔ)設(shè)施逐漸老化，可靠并及時地檢測出天然氣管道的泄漏狀況是天然氣輸送保障的關(guān)鍵。現(xiàn)有天然氣管道泄漏檢測方法分為物理探測法［1］和數(shù)學(xué)模型模擬法［2］兩大類。物理探測法具有準(zhǔn)確定位和確定性高的優(yōu)點(diǎn)，但物理探測法需要在水平管道上安裝和維護(hù)大量昂貴設(shè)備，需要比較長的泄漏檢測時間，導(dǎo)致檢測成本較高［3］；數(shù)學(xué)模型模擬法具有成本低和泄漏檢測快速的優(yōu)勢，不必停輸，可以連續(xù)在線、實(shí)時監(jiān)測管道和識別泄漏，常規(guī)的數(shù)學(xué)模型模擬法的缺點(diǎn)是不確定性高，而且有些情況下無法提供所需要的流動參數(shù)［4］。

本文建立了一種基于變流量測試的天然氣輸送管道泄漏位置和漏點(diǎn)大小的檢測方法，這種方法可以在管線出入口氣量或出入口壓力有未知量的條件下使用，該方法可簡單、快速地確定不同邊界條件對應(yīng)的泄漏情況。

1　數(shù)學(xué)模型

1.1流動方程

通過耦合天然氣在管道和泄漏點(diǎn)的流動，基于多個工作點(diǎn)測試結(jié)果求解流動控制方程，實(shí)現(xiàn)對漏點(diǎn)的檢測和定位［5-6］。

管線流量與出入口壓力之間的關(guān)系如下

其中：

式中q為氣體流量（m3/h）；D為管線直徑（in）；e為常數(shù)，取2.718；Tsc為標(biāo)準(zhǔn)狀態(tài)溫度（K）；psc為標(biāo)準(zhǔn)狀態(tài)壓力（MPa）； pinlet為管線入口壓力（MPa）；poutlet為管線出口壓力（MPa）；Tˉ為平均溫度（K）；zˉ為平均氣體壓縮因子；γg為氣體密度；L為管線長度（m）；Δz為管線位差（m）；f為摩擦因數(shù)。

臨界流動狀態(tài)下泄漏點(diǎn)流動方程

式中A為泄漏點(diǎn)橫截面積（m2）；CD為流動系數(shù)；pup為上游壓力；k為流體的比熱系數(shù)；Tup為上游溫度（℃）。

亞臨界狀態(tài)下泄漏點(diǎn)流動方程為

流量系數(shù)

式中d1為管線直徑（in）；d2為泄漏點(diǎn)直徑（in）；Re為雷諾數(shù)。

1.2假設(shè)條件及無因次變量

需要單個工作點(diǎn)或多個工作點(diǎn)參數(shù)，用以解決在不同情況下確定氣體泄漏地點(diǎn)和速率（或大?。┑目刂品匠蹋?個基本假設(shè)：①管線中為單相氣體流動；②管線中的溫度剖面已知；③只有一處氣體泄漏；④漏失點(diǎn)的出口壓力（下游壓力）為大氣壓。

為得到通用解，引入了3個無因次變量，定義如下：

（1）無因次泄漏點(diǎn)位置。泄漏點(diǎn)距管線入口距離與整個管線長度之比為

式中Lleak，D為無因次泄漏點(diǎn)位置，即泄漏點(diǎn)距起點(diǎn)距離占總管線長度的比例，無因次；Lleak為泄漏點(diǎn)距管線入口的距離（m）；L為整個管線的長度（m）。

（2）無因次氣體泄漏流量。氣體泄漏流量與氣體入口流量之比為

式中qleak，D為無因次氣體泄漏流量，無因次；qleak為氣體泄漏的流量（m3/h）；qinlet為氣體入口的流量（m3/h）。

（3）無因次管線壓降。存在泄漏的管線壓降與沒有氣體泄漏的管線壓降之比為

式中ΔpD為無因次管線壓降，無因次；Δpleak為存在泄漏的管線壓降（MPa）；Δpnoleak為沒有氣體泄漏的管線壓降（MPa）。

2　泄漏檢測方法

2.1已知出入口流量和壓力

對于管線出入口的壓力和流量都已知的情況下，只需要單個工作點(diǎn)就可以確定氣體泄漏位置和漏點(diǎn)大小，步驟如下：

（1）進(jìn)行單工作點(diǎn)測試，記錄入口和出口處的氣體流量與壓力。

（2）利用公式（1）計(jì)算沒有泄漏時管線內(nèi)的壓降。與存在氣體泄漏的情況相比，此時的壓降最大。

（3）假設(shè)管線不同位置處存在不同漏失量的漏點(diǎn)，對應(yīng)入口到漏失點(diǎn)的管線聯(lián)立公式（1）和公式（4）或（5），可計(jì)算出管線內(nèi)漏失處的壓力和漏失點(diǎn)尺寸。對應(yīng)漏失點(diǎn)到管線出口利用公式（1）計(jì)算出管線壓降（此段流量等于總流量減去漏失流量），對應(yīng)每種情況利用公式（7）、（8）、（9）計(jì)算無因次泄漏位置、無因次氣體泄漏量以及無因次壓降。

（4）基于步驟（3）得到的數(shù)據(jù)，畫出無因次壓降與無因次氣體泄漏量和無因次泄漏位置的關(guān)系曲面，如圖1所示。

（5）根據(jù)已知工作點(diǎn)的出入口壓力和流量計(jì)算實(shí)際壓降、實(shí)際漏失量，進(jìn)而得到實(shí)際無因次壓降和實(shí)際無因次氣體泄漏量。

（6）根據(jù)實(shí)際無因次壓降大小，在步驟（4）計(jì)算出的無因次壓降曲面上得到曲線AB。

（7）根據(jù)實(shí)際無因次泄漏量大小，在步驟（4）計(jì)算出的無因次壓降曲面上得到曲線CD。

（8）將曲線AB與曲線CD的交點(diǎn)E在X-Y面上投影，可得到點(diǎn)F；在X軸上找到F點(diǎn)的投影，可得到無因次泄漏位置G，如圖1所示，根據(jù)公式（7）可計(jì)算得到實(shí)際泄漏位置。

圖1　無因次壓降與無因次氣體泄漏量和無因次泄漏位置的關(guān)系曲面

2.2已知入口流量和出、入口壓力，未知出口流量

對于已知入口流量和出、入口壓力，出口流量未知的情況，需要測試2個工作點(diǎn)，步驟如下：

（1）進(jìn)行2個工作點(diǎn)測試，分別測量入口流量1和入口流量2，以及各自對應(yīng)的入口、出口處的壓力。

（2）計(jì)算管線中無氣體泄漏時的管線壓力，進(jìn)而計(jì)算出對應(yīng)每個工作點(diǎn)流量的無因次壓降。

（3）與2.1中的步驟（3）和步驟（4）相同，分別畫出對應(yīng)每個工作點(diǎn)流量的特征曲面，如圖2和圖3所示。

（4）根據(jù)實(shí)際無因次壓降大小，在步驟（3）計(jì)算出的無因次壓降曲面上分別得到曲線A1B1和A2B2，如圖2和圖3所示。

（5）將曲線A1B1、A2B2在X-Y平面上投影，得到曲線A′1B′1、A′2B′2，如圖3所示。

（6）由曲線A′1B′1、A′2B′2得到其交點(diǎn)F′12。

（7）將點(diǎn)F′12在X軸上投影得到無因次泄漏位置點(diǎn)G′12，如圖3所示，根據(jù)公式（7）可計(jì)算得到實(shí)際泄漏位置。

（8）計(jì)算出口流量與泄漏量。

圖2　對應(yīng)流量1的無因次壓降與無因次氣體泄漏量和無因次泄漏位置的關(guān)系曲面

圖3　對應(yīng)流量2的無因次壓降與無因次氣體泄漏量和無因次泄漏位置的關(guān)系曲面

2.3其他邊界條件

對于已知入口壓力、入口和出口流量，出口壓力未知的情況，與2.2的處理方法類似，區(qū)別在于根據(jù)實(shí)際無因次流量分別在特征曲面上得到相關(guān)曲線，然后求交點(diǎn)的投影，如圖4所示。

圖4　出口壓力未知時的無因次壓降與無因次氣體泄漏量和無因次泄漏位置的關(guān)系曲面

如果管線的入口壓力未知，需要采取迭代的方法繪制無因次壓降曲面以及檢測泄漏位置。

3　現(xiàn)場應(yīng)用

用該方法檢測一段直徑為22 in、長度為157.2 km的海上天然氣管道泄漏，正常生產(chǎn)期間，管道入口壓力范圍為10～12 MPa，氣體流量在1.3×106～1.7×106m3/d之間。經(jīng)過數(shù)年的生產(chǎn)，管道發(fā)生了泄漏，導(dǎo)致管道入口和出口之間產(chǎn)生11%的流量差。采用依據(jù)聲學(xué)技術(shù)設(shè)計(jì)的探測器來進(jìn)行檢漏作業(yè)［6］，物理檢測確定泄漏發(fā)生在距管道入口105.354 km處。使用本文所提出的方法計(jì)算出的泄漏位置是105.537 km，接近實(shí)際的泄漏點(diǎn)。實(shí)踐表明，使用該方法可在物理檢測前縮小泄漏位置的范圍。模型和物理檢測之間的差異，可能是由于以下原因：溫度、壓力、流速測量不準(zhǔn)確，結(jié)垢、腐蝕和侵蝕導(dǎo)致管道的內(nèi)徑變化，管道內(nèi)液體冷凝和對氣體性質(zhì)的不準(zhǔn)確估計(jì)。

4　結(jié)論

基于變流量測試的輸氣管道泄漏檢測方法提供了一種簡單的確定輸氣管道泄漏點(diǎn)位置并估計(jì)泄漏點(diǎn)大小的新方法。該方法可以在入口或出口邊界條件不完全一致的情況下檢測泄漏情況，將該方法進(jìn)一步擴(kuò)展，可用于分支管線及并聯(lián)管線的泄漏點(diǎn)檢測。

［1］鄭賢斌，陳國明，朱紅衛(wèi).油氣長輸管線泄漏檢測與監(jiān)測定位技術(shù)研究進(jìn)展［J］.石油天然氣學(xué)報(bào)，2006，28（3）：152-155.

［2］李煒，朱蕓.長輸管線泄漏檢測與定位方法分析［J］.天然氣工業(yè)，2005，25（6）：105-109.

［3］鞠宇翔.長輸管線泄漏檢測方法及防腐措施［J］.油氣田地面工程，2003，22（5）：66.

［4］耿艷峰，張朝暉.氣體長輸管線泄漏檢測技術(shù)［J］.儀器儀表學(xué)報(bào)，2001（21）：328-330.

［5］秦先勇，張來斌，王朝暉，等.基于過程信息融合的管線泄漏診斷［J］.中國石油大學(xué)學(xué)報(bào)，2008（4）：82-86.

［6］王琦，梅玲玲，曹斌.哈薩克斯坦丙烷管線泄漏檢測［J］.油氣田地面工程，2012，31（10）：78-79.

（0546）8715367、313078158@qq.com

（欄目主持李艷秋）

10.3969/j.issn.1006-6896.2015.7.002

宋勇：高級工程師，2004年畢業(yè)于中國石油大學(xué)（華東）油氣田開發(fā)專業(yè)，工學(xué)碩士，現(xiàn)工作于勝利油田分公司地質(zhì)科學(xué)研究院，研究方向?yàn)橛吞镩_發(fā)工程。

2015-05-04