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 Hр и длины трубопроводов. Контроль не требует предварительной подготовки поверхности. В отдельных случаях контроль трубопроводов может осуществляться без снятия изоляции.

На рис.2 показан фрагмент распределения магнитного поля Hр вдоль участка газопровода ⌀168х16, имеющего видимый прогиб. Эпюра распределения поля Hр соответствует фактической деформации газопровода.

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.

Для оперативного 100% контроля сварных швов и стенок газонефтепроводов большого диаметра (⌀530÷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).

На рис.6 представлены результаты контроля деформированного участка газопровода (⌀1420х18,7мм) Уренгойской ГКМ.

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 ⌀530, ст.20. На графиках распределения поля Hр 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).

На рис.8 представлено распределение результирующего магнитного поля Hр над нефтепроводом ⌀219х8мм, 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.