Производственно-технический нефтегазовый журнал
+7 (903) 580-85-63 +7 (495) 371-01-74 info@glavteh.ru

Методика диагностики и оценки остаточного ресурса трубопроводов из неметаллических материалов

Отсутствие единой методики диагностики и оценки остаточного ресурса неметаллических трубопроводов (НМТ) осложняет их внедрение, а отсутствие параметров границ использования и норм оценки работоспособности НМТ не позволяет осуществлять продление сроков их эксплуатации.

Специалисты ПНИПУ создали математическую модель динамических нагрузок при эксплуатации НМТ, разработали виброакустический метод диагностики качества сварных соединений полимерно-армированных труб, провели оценку работоспособности методики диагностики и оценки остаточного ресурса на модельных участках НМТ ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ», разработали и опробовали систему мониторинга состояния трубопроводов на базе трубных индикаторов («ТрИн»).

Чтобы усовершенствовать методику оценки остаточного ресурса НМТ и сделать ее универсальной для использования всеми компаниями, необходимо провести дополнительные исследования на экспериментальном полигоне, верифицировать их результаты, согласовать и утвердить методику в Ростехнадзоре.

27.12.2016 Инженерная практика №09/2016
Сальников Алексей Федорович Заведующий научно-исследовательской лабораторией «Виброакустический контроль и техническая диагностика» Пермского национального исследовательского политехнического университета (ПНИПУ), д.т.н., профессор

Трубопроводы, изготовленные из неметаллических материалов, относятся к категории «интеллектуальных», и особенности их эксплуатации существенно отличаются от таковых, характерных для металлических трубопроводов. При правильном использовании НМТ обладают рядом преимуществ перед металлическими трубопроводами и могут служить на порядок дольше. К примеру, трубопровод из полимерно-армированных труб (ПАТ) из желтого бельгийского полиэтилена, смонтированный на ООО «Казанский завод химических реагентов» в 1976 году, по состоянию на июнь 2016 года оставался работоспособным. Все эти годы трубопровод работал в условиях щелочных и кислотных сред, в которых трубопроводы из нержавеющей стали отказывали через несколько недель работы.

ТЕХНИЧЕСКОЕ СОСТОЯНИЕ И ОСТАТОЧНЫЙ РЕСУРС

Внедрение НМТ в ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» началось в 1999 году, и сегодня трубопроводы данного типа применяются в Компании практически повсеместно. Большинство НМТ работают 16-17 лет, и гарантийный срок их эксплуатации приближается к окончанию. В связи с этим все острее стоит проблема оценки технического состояния и остаточного ресурса работы НМТ.

Однако единый метод технической диагностики неразрушающего контроля для НМТ, который бы обеспечивал единый и корректный анализ их технического состояния, на сегодняшний день отсутствует. Также отсутствуют параметры границ использования и норм оценки работоспособности в методике расчета остаточного ресурса НМТ, что не позволяет осуществлять продление сроков их эксплуатации. Кроме того, нет программного обеспечения и алгоритмов оценки технического состояния НМТ в процессе их эксплуатации. Решить данную проблему можно путем создания методики комплексной оценки работоспособности НМТ и оценки их остаточного ресурса. Научно-исследовательская лаборатория «Виброакустический контроль и техническая диагностика» ПНИПУ совместно с ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» ведут такую работу с 2011 года.

Рис. 1. Протяженность НМТ в ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» по видам, 2012-2014 гг.
Рис. 1. Протяженность НМТ в ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» по видам, 2012-2014 гг.

ТИПЫ НМТ И СТАТИСТИКА ОТКАЗОВ

Наибольшая доля применяемых в ООО «ЛУКОЙЛПЕРМЬ» НМТ приходится на трубопроводы из ПАТ производства ЗАО «Полимак» (г. Екатеринбург) и трубы стеклопластиковые комбинированные (ТСК) производства ООО «Трубопроводспецстрой» (г. Пермь). Их протяженность составляет 560 и 580 км соответственно (рис. 1, 2). Кроме того, используются стеклопластиковые трубы производства ООО «ТСТ» (г. Пермь), полиэтиленовые трубы, армированные синтетическими нитями, ТГ 110-В, производства ООО «Технология композитов» (г. Пермь), эмалированные и футерованные трубопроводы.

Рис. 2. Конструкция трубы стеклопластиковой комбинированной (ТСК)
Рис. 2. Конструкция трубы стеклопластиковой комбинированной (ТСК)

Согласно статистике отказов трубопроводов разных видов на объектах добычи и транспортировки нефти и газа ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» в 2004-2010 годах (рис. 3), удельное число отказов по НМТ было примерно в 10 раз меньше, чем по стальным трубопроводам. Это указывает на то, что данные трубопроводы с точки зрения физических затрат эксплуатации обходятся на порядок дешевле, чем стальные трубопроводы.

Рис. 3. Статистика отказов трубопроводов разных видов на объектах добычи и транспортировки нефти и газа ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ», 2004-2010 гг.
Рис. 3. Статистика отказов трубопроводов разных видов на объектах добычи и транспортировки нефти и газа ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ», 2004-2010 гг.

К наиболее распространенным причинам отказов НМТ относятся заводской брак, повреждения НМТ при строительно-монтажных работах (СМР), а также механические повреждения, возникающие при нарушении технологии эксплуатации и проектирования (рис. 4).

Рис. 4. Анализ причин отказов ТСК и ПАТ на объектах добычи и транспортировки нефти и газа ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ»
Рис. 4. Анализ причин отказов ТСК и ПАТ на объектах добычи и транспортировки нефти и газа ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ»
Рис. 5. Заводской брак НМТ
Рис. 5. Заводской брак НМТ

Примером заводского брака может служить некачественный сварочный шов на отводе трубы, приводящий к ее слому в процессе эксплуатации (рис. 5). При СМР трубы чаще всего повреждаются ломом и другими строительными инструментами, а также в процессе транспортировки (рис. 6).

Рис. 6. Повреждения НМТ при СМР
Рис. 6. Повреждения НМТ при СМР
Таблица 1. Результаты анализа причин разрушения ПАТ и ТСК в 2011-2015 гг. в ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ»: доля отказов, %
Таблица 1. Результаты анализа причин разрушения ПАТ и ТСК в 2011-2015 гг. в ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ»: доля отказов, %

Наиболее распространенный вид нарушения технологии эксплуатации НМТ – повреждение в процессе гидроударов, от которых в трубах образуются крупные разрывы, обусловленные превышением давления несущей способности труб (рис. 7). Вследствие гидроударов в 2011-2015 годах в ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» подверглись разрушению 75% ПАТ и 65% ТСК (табл. 1).

Рис. 7. Повреждения НМТ при нарушении технологии эксплуатации
Рис. 7. Повреждения НМТ при нарушении технологии эксплуатации

Наконец, при проектировании НМТ часто не принимаются во внимание сезонные подвижки грунтов и глубина залегания трубопроводов, в результате чего возникает вырыв механического каркаса НМТ из законцовки или разрушение в зоне сварного шва (рис. 8).

Рис. 8. Повреждения НМТ при нарушении проектирования
Рис. 8. Повреждения НМТ при нарушении проектирования

При эксплуатации ПАТ наиболее часто встречается три вида разрушения труб данного типа:

  • разрушение тела трубы по образующей, источником которого служит кольцевой элемент, разрушающийся в окрестности сварного соединения (7080% отказов ПАТ) (рис. 9);
Рис. 9. Разрушение тела ПАТ по образующей
Рис. 9. Разрушение тела ПАТ по образующей
  • разрушение стыковых соединений конструктивных элементов труб (законцовок), где отсутствует стальной армирующий каркас, под воздействием динамических нагрузок (12% зафиксированных случаев разрушения ПАТ) (рис. 10);
Рис. 10. Разрушение стыковых соединений конструктивных элементов ПАТ
Рис. 10. Разрушение стыковых соединений конструктивных элементов ПАТ
  • разрушение армирующего каркаса вследствие коррозии ПАТ (8% разрушений конструктивных элементов ПАТ). Этот вид разрушения возникает при длительной эксплуатации ПАТ и вызывает медленное течение полимерной матрицы сквозь решетку армирующего каркаса, что приводит к постепенному изменению конфигурации стенки трубы, частичному оголению армирующего каркаса, нарушению внутренней изоляции, коррозии армирующего каркаса, а впоследствии – к разрушению всей трубы (рис. 11).
Рис. 11. Разрушение армирующего каркаса вследствие коррозии при длительной эксплуатации ПАТ
Рис. 11. Разрушение армирующего каркаса вследствие коррозии при длительной эксплуатации ПАТ

Чтобы существенно сократить число отказов на НМТ, необходимо, во-первых, контролировать качество проведения СМР и движение техники в охранной зоне заглубленных трубопроводов, во-вторых, изменить подход к эксплуатации «интеллектуальных» НМТ и способы их нагружения.

ДИНАМИЧЕСКИЕ НАГРУЗКИ

Работающие в трубопроводах поршневые и лопастные насосы создают так называемую динамическую нагрузку, связанную с колебаниями давления (рис. 12). Действие этой нагрузки на НМТ приводит к серьезным изменениям структуры внутренних свойств материалов, которые используются в данных трубопроводах, что создает основную проблему эксплуатации НМТ, по масштабам сравнимую с коррозией металлических трубопроводов.

Рис. 12. Временные и спектральные сигналы нагрузок в НМТ при работе поршневых и лопастных насосов
Рис. 12. Временные и спектральные сигналы нагрузок в НМТ при работе поршневых и лопастных насосов

Анализ динамических нагрузок, возникающих при эксплуатации ПАТ, позволил выделить следующие их основные виды:

  • открытие клапана перекачки;
  • нагрузка, возникающая при гидроиспытаниях;
  • включение насоса при закрытой задвижке, то есть колебания внутреннего давления перекачиваемой среды с амплитудой, превышающей 10% от ее рабочего давления;
  • переключение в магистрали.
Рис. 13. Снижение предельной несущей способности трубы от динамической нагрузки на систему трубопроводов
Рис. 13. Снижение предельной несущей способности трубы от динамической нагрузки на систему трубопроводов

Для анализа структуры трубопроводов в зависимости от действия динамической нагрузки мы провели исследование на гидроимпульсной пушке. Время действия импульса составляло 0,1 с, амплитуда колебаний давления варьировала от 4 до 8,5 МПа, среднее (рабочее) давление в образце трубы составляло 4 МПа. Таким образом, максимальное давление в импульсе изменялось от 8 до 12,5 МПа (рис. 13).

Результаты испытаний показали, что для ПАТ-140 и МПТ-140 предельное динамическое давление разрушения при гидроударе ниже предельного статического давления на 10-15%, а для ТСК – на 20-40%.

МАТЕМАТИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ ПАТ-КОНТРОЛЯ

Мы создали математическую модель динамических нагрузок при эксплуатации НМТ, а на ее основе разработали виброакустический метод диагностики качества сварных соединений ПАТ (ПАТ-контроль).

В математической постановке рассмотрена динамическая задача теории упругости движения продольной волны по стенке трубопровода с использованием безразмерных параметров в перемещениях для случая осевой симметрии расчетной области. Компоненты тензоров напряжений и деформаций определяются из обобщенного закона Гука:Компоненты тензоров напряжений и деформаций определяются из обобщенного закона Гука

где u – перемещения; ur – перемещения по радиусу; uz – перемещения по длине; r – координата радиуса; z – координата длины; с1 – радиальный коэффициент жесткости; с2 – осевой коэффициент жесткости.

Для оценки прочности элемента трубы был использован интегральный критерий прочности, полученный

на основе соотношений. Для выполнения критерия прочности энергия формоизменения в сечении трубы должна быть меньше, чем потенциальная энергия связей в материале в этом же сечении:

E:\ИП\Вебсайт\Выпуски\09-2016\Сальников\энергия формоизменения в сечении трубы должна быть меньше, чем потенциальная энергия связей в материале.png

где Uf – энергия деформирования; U0 – энергия работы внутренних сил; ϭ – напряжение матрицы НДС.

С целью применения волнового метода технической диагностики на участке трубопровода, представленная деформационная математическая модель должна быть дополнена зависимостью изменения плотности от длины и радиуса трубопровода:

зависимост изменения плотности от длины и радиуса трубопровода

где K – модуль всестороннего сжатия; G – модуль сдвига; E – модуль Юнга; ʋ – коэффициент Пуассона.

Интегральный показатель – функция неоднородности плотности:

Интегральный показатель – функция неоднородности плотности

С учетом изменения скорости звука в материале за счет изменения плотности (дефект материала), частоты (эффекты интерференции и дифракции) и скорости смещения в звуковой волне из-за разности плотностей используемых материалов в конструкции трубы.

Метод ПАТ-контроля основан на оценке изменения характеристик волнового сигнала (амплитудно-частотных характеристик (АЧХ), затухания, рассеивания и т.д.) при прохождении по исследуемому объекту и сопоставления изменения волнового сигнала с изменением физико-механических свойств материала и наличием в нем дефектов. Иными словами, метод подразумевает прохождение продольной волны через сварной шов, анализ этого процесса и заключение о наличии или отсутствии дефекта, сделанное на основании характера изменений волнового поля. Для применения метода ПАТ-контроля создан переносной многоканальный программно-аппаратный комплекс «Камертон».

Рис. 14. Схема диагностирования качества сварных соединений ПАТ
Рис. 14. Схема диагностирования качества сварных соединений ПАТ

ЛАБОРАТОРНЫЕ И ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ

Лабораторные и экспериментальные исследования с помощью волнового метода были проведены на образцах трубопровода с варьированием основных параметров, таких как расстояние между датчиками, количество датчиков, способ заделки трубы и др. (рис. 14). На основе проведенных измерений была построена обобщенная матрица параметров.

Также в рамках тестирования волнового метода мы провели сравнение спектральных характеристик пар труб (рис. 15). Наработка характера смещений позволила выявить соответствие между ними и видом дефекта, который может возникать в том или ином трубопроводе.

Рис. 15. Анализ влияния дефектов по спектрам сигналов прохождения волнового фронта по телу труб №1 и 2, №1 и 3
Рис. 15. Анализ влияния дефектов по спектрам сигналов прохождения волнового фронта по телу труб №1 и 2, №1 и 3

Далее мы обработали результаты измерений АЧХ трубопровода (рис. 16). В левом окне регистрировали максимальную амплитуду виброускорения при ударе, в правом – амплитуду при ударах, нанесенных последовательно. После этого значения были занесены в таблицу (табл. 2). Выборка по ударам производилась для увеличения достоверности полученных данных, исключения двойных ударов, сторонних помех и других проблем, возникающих при регистрации измерений.

Рис. 16. Пример прохождения волнового фронта по телу трубопровода между датчиками на участках между шурфами при проведении исследований с помощью волнового метода
Рис. 16. Пример прохождения волнового фронта по телу трубопровода между датчиками на участках между шурфами при проведении исследований с помощью волнового метода
Таблица 2. Обработка результатов измерений АЧХ трубопровода при проведении исследований с помощью волнового метода
Таблица 2. Обработка результатов измерений АЧХ трубопровода при проведении исследований с помощью волнового метода

Для оценки изменения волнового фронта введены четыре коэффициента, каждый из которых связан с конкретным видом дефекта НМТ:

  • k1 – коэффициент изменения мощности волнового фронта на единицу длины;
  • k2 = f/fсобств – коэффициент изменения частоты в трубопроводе на единицу длины волны;
  • k3 – коэффициент фазового сдвига на единицу длины волны.

Измерения для расчета коэффициентов производятся по длине и радиусу трубопровода.

Частотные коэффициенты смещения:

Частотные коэффициенты смещения

Мощность волны будет определяться с учетом коэффициентов

Мощность волны

Временной сигнал распространения волны по элементам трубы

Временной сигнал распространения волны по элементам трубы

Величина φ учитывает растягивание и сжатие волны. При изменении р изменяется φ с учетом изменения скорости звука в материале.

Таблица 3. Значения интегральных коэффициентов при исследовании трубопроводов с различными повреждениями в лабораторных условиях
Таблица 3. Значения интегральных коэффициентов при исследовании трубопроводов с различными повреждениями в лабораторных условиях

На основе четырех коэффициентов был создан безразмерный интегральный коэффициент. Нам удалось в лабораторных условиях при исследовании НМТ с различными повреждениями получить его значения (табл. 3).

Для оценки работоспособности методики диагностики и оценки остаточного ресурса НМТ были проведены экспериментальные работы, которые заложены в структуре временных показателей и условий эксплуатации трубопроводов.

Методика универсализирована для всех режимов технологического процесса перекачки сред и учитывает в том числе расстояние между зонами измерения сигналов (шурфования), рабочее давление внутри исследуемого участка трубопровода, особенности пролегания в различных типах грунтов, продолжительность использования трубопровода и число циклов нагружения. Методика проста в применении: после ввода данных программа в зависимости от коэффициентов выдает заключение о годности или негодности трубопровода.

ВНЕДРЕНИЕ МЕТОДИКИ ДИАГНОСТИКИ И ОЦЕНКИ ОСТАТОЧНОГО РЕСУРСА НМТ

В марте 2014 года для организации и обеспечения безопасности промысловых трубопроводов в ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» была утверждена методика диагностики и оценки остаточного ресурса НМТ. Тогда же были начаты работы по ревизии и диагностике НМТ в соответствии с требованиями методики.

Проведение таких работ предполагает составление акта визуального контроля, акта технического состояния по результатам оперативной диагностики, подготовку отчета по результатам комплексной диагностики и заполнение формы заключения о продлении срока эксплуатации НМТ.

Рис. 17. Схема волнового метода контроля технического состояния ТСК-130 и ПАТ-95 ЦДНГ-5 ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ»
Рис. 17. Схема волнового метода контроля технического состояния ТСК-130 и ПАТ-95 ЦДНГ-5 ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ»
Рис. 18. Схема расположения датчиков при использовании волнового метода контроля технического состояния ТСК-130 и ПАТ-95 ЦДНГ-5 ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ»
Рис. 18. Схема расположения датчиков при использовании волнового метода контроля технического состояния ТСК-130 и ПАТ-95 ЦДНГ-5 ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ»

По данной методике были проведены полевые исследования технического состояния НМТ (ТСК-130 и ПАТ-95), находящихся в эксплуатации ЦДНГ-5 ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» (рис. 17, 18). Также в этих исследованиях был применен волновой метод неразрушающего контроля (табл. 4).

Таблица 4. Результаты экспериментальных исследований частотных спектров (максимальные амплитуды волновых процессов прохождения по телу трубы) при имитировании импульсных нагрузок при контроле технического состояния ТСК-130 и ПАТ-95 ЦДНГ-5 ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ»
Таблица 4. Результаты экспериментальных исследований частотных спектров (максимальные амплитуды волновых процессов прохождения по телу трубы) при имитировании импульсных нагрузок при контроле технического состояния ТСК-130 и ПАТ-95 ЦДНГ-5 ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ»

В результате проведения исследований нам удалось определить оптимальное расстояние между зонами шурфования и выявить зависимости между расстоянием от первой до второй группы датчиков и давлением в трубопроводе.

Волновой метод также позволяет определить места зарастания проходного сечения и/или засорения трубопровода и некоторые параметры технологических режимов перекачки газожидкостных сред (ГЖС).

Рис. 19. Пример размытия частоты в спектре при использовании волнового метода контроля технического состояния НМТ на примере ПАТ 140 – разрушение сварного шва в металлическом каркасе тела трубы
Рис. 19. Пример размытия частоты в спектре при использовании волнового метода контроля технического состояния НМТ на примере ПАТ 140 – разрушение сварного шва в металлическом каркасе тела трубы

Для качественной оценки прохождения волны между первой и второй группами датчиков необходимо использовать и анализировать временной и спектральный сигналы по таким характеристикам, как затухание, спектр, смещение (частотное и амплитудное) фазовая характеристика (дифракция и интерференция). К примеру, размытие в области низких частот спектра (рис. 19) указывает на то, что полиэтилен начинает отслаиваться от металлического каркаса, что создает предпосылки снижения работоспособности трубопровода и риск его выхода из строя.

Таблица 5. Результаты АЧХ исследуемого участка
Таблица 5. Результаты АЧХ исследуемого участка

Согласно полученным результатам АЧХ исследуемого участка трубопровода (табл. 5), величина затухания сигнала соответствует норме и близка к величине затухания в исправной трубе, из чего можно сделать вывод о том, что данный участок трубопровода находится в удовлетворительном состоянии.

МОНИТОРИНГ СОСТОЯНИЯ ТРУБОПРОВОДОВ НА БАЗЕ «ТРИН»

Помимо методики диагностики и оценки остаточного ресурса НМТ, мы разработали систему мониторинга состояния трубопроводов на базе трубных индикаторов («ТрИн»). Она позволяет контролировать состояние протока жидкости в режиме онлайн, отслеживать время появления и локацию утечки, время появления и локацию врезок, определять наличие препятствий протоку жидкости (например, наростов), видеть тренды изменения состояния трубопровода и вести журнал состояний.

Рис. 20. Схема монтажа «ТрИн»
Рис. 20. Схема монтажа «ТрИн»

В этой системе индикаторы устанавливаются на внешнюю стенку трубопровода без врезки и подсоединяются к серверу, который предназначен для аккумулирования получаемой от них информации, просмотра трендов и журнала состояний, передачи информации по стандартным протоколам связи в локальную сеть предприятия, интернет, сотовые сети (рис. 20). Интерфейсный кабель, антенна и зарядный кабель выводятся на поверхность земли. Сервер монтируется в операторной НПС.

Пилотный проект «ТрИн» реализован на нефтепродуктопроводе ООО «ЛУКОЙЛ-Пермнефтепродукт». В состав системы вошли 20 индикаторов и один сервер, проведены тестирование, корректировка параметров и ПО, подзарядка аккумуляторов. Общая стоимость проекта составила 5266 тыс. руб.

ДОРАБОТКА МЕТОДИКИ ОЦЕНКИ ОСТАТОЧНОГО РЕСУРСА НМТ

Техническая диагностика дает лишь предположительную оценку работоспособности трубопровода, тогда как на практике важна оценка его остаточного ресурса – периода времени до перехода в предельное состояние. С этой целью ведется доработка методики оценки остаточного ресурса трубопровода.

Данные, используемые в методике оценки остаточного ресурса НМТ, наработаны в процессе экспериментальных исследований на модельных участках трубопроводов, в связи с чем их нельзя считать универсальными. Кроме того, в разработанной методике отсутствуют следующие параметры и элементы:

  • диапазоны виброакустических признаков типичных дефектов, а также влияния их на работоспособность неметаллических трубопроводов;
  • технологические, строительно-монтажные, эксплуатационные признаки дефектов;
  • анализ влияния диапазонов параметров эксплуатации трубопроводов (продолжительность, давление, температура, параметры транспортируемой жидкости, условия залегания трубопровода, и др.).
  • алгоритмы и программный комплекс технической диагностики по оценке технического состояния и расчету остаточного ресурса НМТ.

Для доработки методики необходимо создание экспериментального полигона, обеспечивающего условия для дополнительного тестирования методики на модельных трубопроводах, а также формирования базы данных виброакустических признаков типичных дефектов в НМТ и разработки программного комплекса автоматизированного анализа виброакустических сигналов и выявления характерных признаков их соответствия типовым дефектам в накопленной базе данных.

На полигоне данная методика будет протестирована на трубопроводах из ПАТ: ПАТ 95, ПАТ 140, ПАТ 185, ПАТ 200, ПАТ-225, длина нитки каждого модельного трубопровода составит 120 м), и ТСК: ТСК 75, ТСК 90, ТСК 130, длина нитки каждого модельного трубопровода составит 120 м.

Будут проведены исследования на модельных трубопроводах с имитацией следующих условий:

  • нанесение повреждений на трубопроводы в соответствии с классификацией основных типов встречающихся повреждений;
  • моделирование нагрузки и различных повреждений, возникающих при строительстве и в процессе эксплуатации трубопровода;
  • моделирование потенциально опасных участков на трубопроводе;
  • влияние грунтов на условия прохождения волнового сигнала;
  • определение характеристик и свойств перекачиваемого продукта, а также категории трубопровода, параметров его испытаний и эксплуатации.

Для верификации результатов исследований необходимо разработать алгоритм проведения исследований на действующих трубопроводах из ПАТ и ТСК, скорректировать методику и работу программного комплекса в соответствии с накоплением информации по структуре проведения диагностических работ.

После этого следует согласовать и утвердить методику оценки технического состояния и расчета остаточного ресурса НМТ в Ростехнадзоре и зарегистрировать программный комплекс в Росизмерении. Стоимость создания полигона и проведения перечисленных научно-исследовательских работ составит порядка 30 млн руб. После этого методика оценки остаточного ресурса НМТ приобретет максимальную точность и корректность и сможет использоваться всеми компаниями, эксплуатирующими НМТ.

Если работа в данном направлении не будет закончена, может возникнуть ситуация, когда Ростехнадзор не сможет продлить сроки эксплуатации НМТ и упразднит эти трубопроводы из системы добычи и транспортировки нефти.

Кроме того, построенный полигон может стать сертификационным центром всех возможных вариантов неметаллических трубопроводов, поскольку позволит не только выявить сильные и слабые стороны работоспособности трубопроводов с использованием альтернативных материалов, но и определить технологические режимы их эксплуатации в реальных условиях их прокладки, и рекомендовать определенные методики технической диагностики и оценки их остаточного ресурса.

Показать выдержки из обсуждения

ВЫДЕРЖКИ ИЗ ОБСУЖДЕНИЯ

Вопрос: Алексей Федорович, какие методы использовались для создания пульсации в трубе при проведении экспериментальных исследований?
Алексей Сальников: Мы использовали разные методы: нормированное возбуждение колебаний, генераторное и импульсное возбуждение колебаний.
Вопрос: Вы отметили, что лабораторные и экспериментальные исследования с помощью волнового метода проведены на образцах трубопровода с варьированием расстояния между датчиками. Не могли бы Вы уточнить, какое расстояние между датчиками было максимальным?
А.С.: В лабораторных условиях это расстояние составляло 12 м. При проведении полевых исследований технического состояния ТСК – 250 м, ПАТ – 150 м.
Вопрос: Чем обусловлена разница максимального расстояния между датчиками в случае исследований ТСК и ПАТ?
А.С.: Разница обусловлена коэффициентом затухания волнового фронта по длине трубы. Чем он выше, тем меньше должно быть межшурфовое расстояние. У ПАТ этот коэффициент несколько выше, чем у ТСК – проще говоря, полиэтилен больше «гасит».
Вопрос: Какой минимальный коэффициент запаса прочности необходимо, на Ваш взгляд, закладывать производителям полиэтиленовых труб?
А.С.: Минимальный коэффициент запаса прочности по полиэтиленовым трубам должен находиться в диапазоне 2,5-3. В случае, когда трубы предполагается эксплуатировать в условиях рабочего давления не менее 4 МПа, к примеру, для перекачки сред с высоким содержанием газа, желательно, чтобы этот коэффициент был выше – примерно 5-6.
Очень важно при этом помнить, что для любых НМТ с точки зрения деградации физико-механических свойств наиболее опасен начальный период эксплуатации. Например, в первые два года эксплуатации ТСК их прочность падает в два раза, после чего эта величина выравнивается и становится относительно постоянной.
В связи с этим наряду с запасом прочности НМТ необходимо принимать во внимание особенности его поведения на начальном этапе эксплуатации трубопровода. Чтобы труба исправно работала, запас должен покрывать возможное снижение прочности трубы.
Вопрос: Вы сказали, что стоимость создания полигона и проведения научно-исследовательских работ, необходимых для доработки методики диагностики и оценки остаточного ресурса НМТ составит порядка 30 млн руб. Планируете ли вы привлекать к финансированию этого проекта производителей НМТ?
А.С.: Да, сейчас мы решаем этот вопрос, и ряд производителей НМТ уже выразили понимание и готовность участвовать в финансировании полигона.
Вопрос: Сколько времени ориентировочно займет строительство полигона и проведение научно-исследовательских работ?
А.С.: Построить полигон можно в течение года, провести все исследования – в течение двух лет. То есть, через три года мы можем получить доработанную методику диагностики и оценки остаточного ресурса НМТ.
Вопрос: Учитывается ли каким-то образом в методике диагностики и оценки остаточного ресурса НМТ физико-химические и реологические свойства транспортируемых сред?
А.С.: Безусловно, для тела трубы очень важны свойства транспортируемых сред. И они все математически учитываются в рамках интегрального коэффициента как изменение мощности волнового фронта на единицу длины, изменение мощности, затухание волны по частоте на единицу длины волны и величина фазового сдвига на единицу длины.
Вопрос: Реально ли учесть все нюансы математическим путем? К примеру, есть ли у вас поправочный коэффициент на случай, если труба начнет перекачивать жидкость с повышенным содержанием парафина?
А.С.: Безусловно, учесть все математическими методами невозможно. Для того чтобы дополнить математическую модель физической и получить максимально точные результаты, нам и необходим полигон.
Вопрос: Какова в настоящее время погрешность методики диагностики и оценки остаточного ресурса НМТ по сравнению с полученными на практике результатами?
А.С.: По частотам погрешность составляет 7-12%. По амплитудам – 18-25%.
Вопрос: Применяется ли методика диагностики и оценки остаточного ресурса на каких-либо других НМТ, помимо эксплуатируемых ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ»?
А.С.: Да, в этом направлении мы начали работать с ООО «ЛУКОЙЛ-Коми».
Комментарии

Эту публикацию еще никто не прокомментировал. Станьте первым, поделитесь своим мнением.

Написать комментарий
Комментировать
Читайте далее
Диагностика нефтепроводов методом акустической томографии. Практика применения
Современные методы контроля коррозии на объектах ПАО «Газпром нефть»
Реклама
Свежий выпуск
Инженерная практика №03/2018

Инженерная практика

Выпуск №03/2018

Сбор, подготовка и транспорт нефти.Рациональное использование ПНГ
Испытания установки предварительной подготовки дисперсных системРеализация программы утилизации ПНГ в ПАО «ЛУКОЙЛ»Оценка дебита скважин с использованием PVT-зависимостейУтилизация ПНГ: ароматизация тяжелых фракций, жидкофазное окислениеИнгибирование солеотложений карбонатного типаМеталлографитные покрытияАнализ операционных процессов при строительстве скважинСопровождение разработки и мониторинга объектов
Ближайшее совещание
Механизированная добыча, Разработка месторождений
Мониторинг – 2018
Производственно-технический семинар-совещание

Мониторинг ‘2018. Системы мониторинга и управления для эксплуатации мехфонда и контроля разработки месторождений

18 июня 2018 г., г. Москва
Интеллектуализация процессов добычи нефти (автоматизация, телемеханизация, интеллектуальные станции управления) с целью сокращения затрат, повышения наработки оборудования и дебита жидкости, увеличения энергоэффективности и контроля разработки месторождений, внедрение нового программного обеспечения, геофизического оборудования, интеллектуализация систем одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) и др.
Ближайший тренинг
Механизированная добыча
Эффективность механизированного фонда – июнь 2018
Тренинг-курс

Повышение эффективности эксплуатации механизированного фонда скважин

18 – 22 июня 2018 г., г. Москва
Цель курса состоит в создании у слушателей комплексного и разностороннего представления о современной теории и практике работы с механизированным фондом скважин при решении ряда основных производственно-технических задач. Занятия проводятся с использованием новейших презентационных материалов и программных комплексов экспертами-практиками с большим производственным и научным опытом.