Диагностика трубопроводов, газонефтепроводов

Диагностика трубопроводов, газонефтепроводов

На рис.1 показана общая схема контроля для любых технологических трубопроводов с использованием специализированного магнитометрического прибора - измерителя концентрации напряжений типа ИКН. Прибор имеет экран, блок памяти для регистрации результатов измерений и сканирующее устройство в виде тележки, на которой смонтированы датчики измерений магнитного поля Н р и длины трубопроводов. Контроль не требует предварительной подготовки поверхности. В отдельных случаях контроль трубопроводов может осуществляться без снятия изоляции.

На рис.1 показана общая схема контроля для любых технологических трубопроводов с использованием специализированного магнитометрического прибора - измерителя концентрации напряжений типа ИКН. Прибор имеет экран, блок памяти для регистрации результатов измерений и сканирующее устройство в виде тележки, на которой смонтированы датчики измерений магнитного поля Н р и длины трубопроводов. Контроль не требует предварительной подготовки поверхности. В отдельных случаях контроль трубопроводов может осуществляться без снятия изоляции.

Рис.1. Схема контроля трубопровода двухканальным датчиком: 1 - сканирующее устройство с датчиком измерения длины; 2, 3 - феррозондовые преобразователи (количество преобразователей может быть от двух до шестнадцати в зависимости от задач контроля и типоразмера трубопровода); 4 - соединительный кабель; 5 - прибор типа ИКН с блоком памяти и экраном для отображения графической информации.

На рис.2 показан фрагмент распределения магнитного поля Н р вдоль участка газопровода Ø168х16, имеющего видимый прогиб. Эпюра распределения поля Н р соответствует фактической деформации газопровода.

Рис.2. Фрагмент распределения магнитного поля Н _р вдоль участка газопровода: 1 - ход газа.

Старение систем магистральных газонефтепроводов выдвигает задачу обеспечения безопасности и надежности их функционирования в ряд важнейших государственных проблем. В настоящее время общая протяженность магистральных трубопроводов России превышает 300 тыс. км. При этом около 40% газопроводов и 60% нефтепроводов находится в эксплуатации более 20 лет.

Очевидно, что традиционный подход к поддержанию работоспособности трубопроводов путем проведения капитальных ремонтов отдельных участков труб со сплошной заменой изоляционного покрытия не может обеспечить надежность и безопасность магистральных газонефтепроводов из-за их большой протяженности и резкоразличного состояния. Поэтому, основной стратегией обеспечения высокой надежности магистральных систем становится эксплуатация и ремонт "по фактическому состоянию", т. е. переход к выборочному "точечному" ремонту элементов и участков по результатам 100% диагностического обследования многокилометровых трубопроводов.

Предлагается следующая концепция обеспечения надежной и безопасной эксплуатации газонефтепроводов, находящихся в длительной эксплуатации:

1. Анализ повреждений, результатов неразрушающего и разрушающего контроля металла и выполненных замен изношенных участков по имеющейся статистике эксплуатирующей организации.

2. 100% обследование всех участков газонефтепроводов с использованием современных методов и средств НК (внутритрубная диагностика, бесконтактная магнитометрическая диагностика, метод магнитной памяти металла, акустическая эмиссия), позволяющих выполнять раннюю диагностику повреждений и выявлять зоны концентрации напряжений (ЗКН) - основные источники развивающихся повреждений.

3. На участках газонефтепроводов с выявленными ЗКН после операции "шурфовка" дополнительно выполняется контроль традиционными средствами НК (УЗД, рентген, исследования механических свойств и структуры металла).

4. Для отдельных наиболее напряженных участков с ЗКН, оставляемых в эксплуатацию, делается поверочный расчет на прочность с учетом характера повреждений и износа металла трубопроводов.

5. 100% обследование арматуры с использованием метода магнитной памяти металла и других методов НК.

6. Обобщение результатов комплексного 100% обследования и разработка мероприятий по обеспечению надежности газонефтепроводов с составлением плана-графика замены физически изношенных участков труб, наиболее предрасположенных к повреждению.

В основе предлагаемой концепции лежит оценка реального ресурса газонефтепроводов, так как такая оценка наиболее оптимально сочетает опыт эксплуатации (статистику бывших повреждений) и раннюю диагностику будущих повреждений с использованием современных методов.

Предприятием ОOO "Энергодиагностика" разработан измерительный комплекс (рис.3) для бесконтактного магнитометрического обследования газонефтепроводов, расположенных под слоем грунта на глубине до 2 м. При движении оператора вдоль трассы со скоростью не менее 2 км/час определяются участки, работающие в наиболее напряженных условиях и предрасположенные к повреждениям. На этих участках делается шурфовка и дополнительный контроль с целью выявления конкретных дефектов.

Рис.3. Бесконтактное магнитометрическое обследование газонефтепроводов, расположенных под слоем грунта.

Для оперативного 100% контроля сварных швов и стенок газонефтепроводов большого диаметра (Ø530÷1420мм) разработан сканер-дефектоскоп, позволяющий выполнять оценку состояния всей поверхности трубы со скоростью 100 п.м в час и более (рис.4 и рис.5). При этом снятие изоляции и зачистки поверхности трубы не требуется и используется естественная намагниченность металла, сформировавшаяся в процессе эксплуатации (магнитная память металла).

Рис.4. Обследование газонефтепроводов контактным способом.	Рис.5. Обследование газонефтепроводов контактным способом.

На рис.6 представлены результаты контроля деформированного участка газопровода (Ø1420х18,7мм) Уренгойской ГКМ.

Рис.6. Результаты контроля деформированного участка газопровода: 1 - зона КН.

Разработаны методические указания по проведению бесконтактной магнитометрической диагностики (БМД) газонефтепроводов с использованием приборов типа ИКН. Предлагаемые методические указания содержат описание принципа БМД, позволяющей выявить и локализовать напряженно-деформированное состояние и наличие повреждений различной природы в металле трубопроводов, находящихся под землей, водой и другой средой.

БМД основана на измерении искажений магнитного поля Земли (Нз), обусловленных изменением магнитной проницаемости металла трубы в ЗКН и в зонах развивающихся коррозионно-усталостных повреждений. При этом характер изменений поля Нз (частота, амплитуда) обусловлен деформацией трубопровода, возникающей в нем вследствие воздействия ряда факторов: остаточных технологических и монтажных напряжений, рабочей нагрузки и напряжений самокомпенсации при колебаниях температуры наружного воздуха и среды (грунта, воды и т.д.).

При расшифровке магнитограмм и классификации магнитных аномалий используются критерии, разработанные на основании более чем 20-летнего опыта применения метода магнитной памяти металла при непосредственном контроле трубопроводов.

Для обработки результатов и выявления участков, работающих в наиболее напряженных условиях, используется программный продукт "ММП-Система".

На рис.7 и рис.8 представлены фрагменты результатов контроля отдельных участков газо- и нефтепроводов, расположенных под слоем грунта на глубине около двух метров.

На рис.7 показаны результаты контроля участка подземного газопровода Ø530, ст.20. На графиках распределения поля Н р по трем составляющим (нормальной и тангенциальным (продольной и поперечной)) имеет место локальное изменение магнитного поля с максимальным градиентом в зоне КН (смотрите нижнюю часть магнитограммы).

Рис.7. Результаты контроля участка подземного газопровода.

На рис.8 представлено распределение результирующего магнитного поля Н р над нефтепроводом Ø219х8мм, сталь 20, находящемся под грунтом на глубине около 2 м. Отмеченные зоны КН характерны для трубопроводов, работающих в условиях недостатка самокомпенсации в сочетании с высокими остаточными напряжениями после изготовления и монтажа.

Рис.8. Распределение результирующего магнитного поля Н р над нефтепроводом.

Рис.1. Схема контроля трубопровода двухканальным датчиком: 1 - сканирующее устройство с датчиком измерения длины; 2, 3 - феррозондовые преобразователи (количество преобразователей может быть от двух до шестнадцати в зависимости от задач контроля и типоразмера трубопровода); 4 - соединительный кабель; 5 - прибор типа ИКН с блоком памяти и экраном для отображения графической информации.

На рис.2 показан фрагмент распределения магнитного поля Н р вдоль участка газопровода Ø168х16, имеющего видимый прогиб. Эпюра распределения поля Н р соответствует фактической деформации газопровода.

Рис.2. Фрагмент распределения магнитного поля Н _р вдоль участка газопровода: 1 - ход газа.

Старение систем магистральных газонефтепроводов выдвигает задачу обеспечения безопасности и надежности их функционирования в ряд важнейших государственных проблем. В настоящее время общая протяженность магистральных трубопроводов России превышает 300 тыс. км. При этом около 40% газопроводов и 60% нефтепроводов находится в эксплуатации более 20 лет.

Очевидно, что традиционный подход к поддержанию работоспособности трубопроводов путем проведения капитальных ремонтов отдельных участков труб со сплошной заменой изоляционного покрытия не может обеспечить надежность и безопасность магистральных газонефтепроводов из-за их большой протяженности и резкоразличного состояния. Поэтому, основной стратегией обеспечения высокой надежности магистральных систем становится эксплуатация и ремонт "по фактическому состоянию", т. е. переход к выборочному "точечному" ремонту элементов и участков по результатам 100% диагностического обследования многокилометровых трубопроводов.

Предлагается следующая концепция обеспечения надежной и безопасной эксплуатации газонефтепроводов, находящихся в длительной эксплуатации:

1. Анализ повреждений, результатов неразрушающего и разрушающего контроля металла и выполненных замен изношенных участков по имеющейся статистике эксплуатирующей организации.

2. 100% обследование всех участков газонефтепроводов с использованием современных методов и средств НК (внутритрубная диагностика, бесконтактная магнитометрическая диагностика, метод магнитной памяти металла, акустическая эмиссия), позволяющих выполнять раннюю диагностику повреждений и выявлять зоны концентрации напряжений (ЗКН) - основные источники развивающихся повреждений.

3. На участках газонефтепроводов с выявленными ЗКН после операции "шурфовка" дополнительно выполняется контроль традиционными средствами НК (УЗД, рентген, исследования механических свойств и структуры металла).

4. Для отдельных наиболее напряженных участков с ЗКН, оставляемых в эксплуатацию, делается поверочный расчет на прочность с учетом характера повреждений и износа металла трубопроводов.

5. 100% обследование арматуры с использованием метода магнитной памяти металла и других методов НК.

6. Обобщение результатов комплексного 100% обследования и разработка мероприятий по обеспечению надежности газонефтепроводов с составлением плана-графика замены физически изношенных участков труб, наиболее предрасположенных к повреждению.

В основе предлагаемой концепции лежит оценка реального ресурса газонефтепроводов, так как такая оценка наиболее оптимально сочетает опыт эксплуатации (статистику бывших повреждений) и раннюю диагностику будущих повреждений с использованием современных методов.

Предприятием ОOO "Энергодиагностика" разработан измерительный комплекс (рис.3) для бесконтактного магнитометрического обследования газонефтепроводов, расположенных под слоем грунта на глубине до 2 м. При движении оператора вдоль трассы со скоростью не менее 2 км/час определяются участки, работающие в наиболее напряженных условиях и предрасположенные к повреждениям. На этих участках делается шурфовка и дополнительный контроль с целью выявления конкретных дефектов.

Рис.3. Бесконтактное магнитометрическое обследование газонефтепроводов, расположенных под слоем грунта.

Для оперативного 100% контроля сварных швов и стенок газонефтепроводов большого диаметра (Ø530÷1420мм) разработан сканер-дефектоскоп, позволяющий выполнять оценку состояния всей поверхности трубы со скоростью 100 п.м в час и более (рис.4 и рис.5). При этом снятие изоляции и зачистки поверхности трубы не требуется и используется естественная намагниченность металла, сформировавшаяся в процессе эксплуатации (магнитная память металла).

Рис.4. Обследование газонефтепроводов контактным способом.	Рис.5. Обследование газонефтепроводов контактным способом.

На рис.6 представлены результаты контроля деформированного участка газопровода (Ø1420х18,7мм) Уренгойской ГКМ.

Рис.6. Результаты контроля деформированного участка газопровода: 1 - зона КН.

Разработаны методические указания по проведению бесконтактной магнитометрической диагностики (БМД) газонефтепроводов с использованием приборов типа ИКН. Предлагаемые методические указания содержат описание принципа БМД, позволяющей выявить и локализовать напряженно-деформированное состояние и наличие повреждений различной природы в металле трубопроводов, находящихся под землей, водой и другой средой.

БМД основана на измерении искажений магнитного поля Земли (Нз), обусловленных изменением магнитной проницаемости металла трубы в ЗКН и в зонах развивающихся коррозионно-усталостных повреждений. При этом характер изменений поля Нз (частота, амплитуда) обусловлен деформацией трубопровода, возникающей в нем вследствие воздействия ряда факторов: остаточных технологических и монтажных напряжений, рабочей нагрузки и напряжений самокомпенсации при колебаниях температуры наружного воздуха и среды (грунта, воды и т.д.).

При расшифровке магнитограмм и классификации магнитных аномалий используются критерии, разработанные на основании более чем 20-летнего опыта применения метода магнитной памяти металла при непосредственном контроле трубопроводов.

Для обработки результатов и выявления участков, работающих в наиболее напряженных условиях, используется программный продукт "ММП-Система".

На рис.7 и рис.8 представлены фрагменты результатов контроля отдельных участков газо- и нефтепроводов, расположенных под слоем грунта на глубине около двух метров.

На рис.7 показаны результаты контроля участка подземного газопровода Ø530, ст.20. На графиках распределения поля Н р по трем составляющим (нормальной и тангенциальным (продольной и поперечной)) имеет место локальное изменение магнитного поля с максимальным градиентом в зоне КН (смотрите нижнюю часть магнитограммы).

Рис.7. Результаты контроля участка подземного газопровода.

На рис.8 представлено распределение результирующего магнитного поля Н р над нефтепроводом Ø219х8мм, сталь 20, находящемся под грунтом на глубине около 2 м. Отмеченные зоны КН характерны для трубопроводов, работающих в условиях недостатка самокомпенсации в сочетании с высокими остаточными напряжениями после изготовления и монтажа.

Рис.8. Распределение результирующего магнитного поля Н р над нефтепроводом.

Дата добавления: 2015-06-27