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

Опыт внедрения системы контроля напряженно-деформированного состояния трубопроводной обвязки компрессоров высокого давления

Напряженно-деформированное состояние (НДС) конструкции складывается из совокупности деформаций и напряжений под воздействием внешних нагрузок, температурных полей и других факторов. Знание параметров НДС трубопровода позволяет оценить перспективы его дальнейшего использования или, иными словами, его остаточный ресурс.

В предлагаемом Вашему вниманию материале в качестве примера проанализирован опыт диагностики НДС обвязки компрессора высокого давления на морской нефтедобывающей платформе.

25.12.2016 Инженерная практика №09/2016
Моисеев Артем Павлович Начальник отдела прочности ООО «Компания ФИЛАКС»

В число наиболее часто встречающихся проблем трубопроводов входят вибрация оборудования, ошибки при проектировании (в том числе опор, подвесов и креплений) и смещение опор. Система контроля напряженно-деформированного состояния позволяет проводить оценку несущей способности элементов трубопровода, определять его остаточный ресурс, отслеживать изменения состояния в зависимости от различных факторов, а также выдавать оператору различную информацию о трубопроводе – как оперативную, так и статистическую.

ОПИСАНИЕ ОБЪЕКТА

Компрессор высокого давления, установленный на морской платформе месторождения имени Корчагина, представляет собой трехступенчатый компрессор с промежуточным охлаждением газа. В зоне контроля системы находится обвязка, состоящая из шести трубопроводов (три трубопровода на всасывание, три – на нагнетание). Рабочий диапазон температур 40-110°С, давлений – 1,55-16 МПа.

В данном случае существует опасность нарушения герметичности трубопроводов вследствие возникновения непроектных нагрузок (рис. 1).

Рис. 1. Трубопроводная обвязка компрессора высокого давления
Рис. 1. Трубопроводная обвязка компрессора высокого давления

ТИПЫ ПРИМЕНЯЕМЫХ ДАТЧИКОВ

Единственная физическая величина, которую в данном случае возможно измерять, – это механическая деформация, которая потом пересчитывается в напряжение, перемещение и т.п. Чаще всего для соответствующих измерений и выявления деформаций на поверхности элементов из металла, пластика, бетона и других материалов применяется тензорезистор. Прибор устанавливается наклеиванием или с помощью точечной сварки.

Рис. 2. Типы применяемых датчиков (трубопроводы и металлоконструкции)
Рис. 2. Типы применяемых датчиков (трубопроводы и металлоконструкции)

Более технологичный способ – защищенный тензорезистор. Защищенный прибор может эксплуатироваться в сложных климатических условиях, при высоких температурах и на протяжении длительного срока. Устанавливается он также с помощью точечной сварки.

Наиболее прогрессивный вариант – оптический датчик деформации. Датчик нечувствителен к электромагнитным помехам. Может эксплуатироваться в сложных климатических условиях. Нет ограничений по взрыво- и пожаробезопасности (рис. 2).

ФОРМИРОВАНИЕ СИСТЕМЫ

В первую очередь производится расчет напряженно-деформированного состояния и выяснение оптимального и критического состояния трубопроводов. Для этого создается 3D-модель каждого из трубопроводов. Если трубопроводы соединены друг с другом, в модель включаются сразу все трубопроводы, работающие совместно. После этого производится расчет в специализированных программных комплексах методом конечных элементов с учетом всех реальных условий работы данных трубопроводов: давление, температура и т.д.

Результаты расчетов дают данные, которые, в свою очередь, позволяют определить диапазоны измерения напряжения деформации для нормальных и аварийных значений, а также наиболее удобные места для размещения датчиков.

Датчики устанавливаются точечной сваркой на контролируемые трубопроводы. Рядом на металлической пластинке располагаются компенсационные тензодатчики, которые позволяют компенсировать «паразитный» сигнал от нагрева (рис. 3).

Рис. 3. Размещение оборудования
Рис. 3. Размещение оборудования
Рис. 4. Шкаф тензоизмерений
Рис. 4. Шкаф тензоизмерений

Основная обработка информации происходит в шкафу тензоизмерений. Шкаф поставляется во взрывозащитном исполнении и оснащается системой обогрева. Так как шкаф располагается в непосредственной близости к датчикам, он оборудован всем необходимым, чтобы долгое время располагаться в поле. Основные элементы шкафа – контроллеры, которые выполняют все взаимодействие с датчиками: питают, калибруют, снимают информацию, оцифровывают и передают ее на сервер. Также важную роль играют барьеры искрозащиты, необходимые по требованиям взрывопожаробезопасности (рис. 4).

Рис. 5. Шкаф Системы. АРМ механика
Рис. 5. Шкаф Системы. АРМ механика

Конечное звено цепи – шкаф системы, в котором располагается сервер. Данный шкаф расположен в помещении с меньшими требованиями по пожарной безопасности, поэтому по защищенности он существенно уступает шкафу тензоизмерений. В качестве сервера выбран безвентиляторный промышленный компьютер, который с помощью модема соединяется с локальной сетью платформы. Это позволяет передавать информацию на любой компьютер, входящий в данную сеть (рис. 5).

Оператор на рабочем месте видит 3D-модель трубопровода в реальном времени, на которой отмечены установленные датчики. Около каждого датчика выводится текущий уровень напряжений. Если цифры окрашены зеленым цветом, значит показатели находятся в пределах нормы. Если же показатели превышают норму, то цифры окрасятся в желтый или красный цвет (рис. 6). Кроме того, существует окно трендов, в котором оператор может как отслеживать ситуацию в реальном времени, так и просматривать историю изменений (рис. 7).

Рис. 6. Пример мнемосхемы
Рис. 6. Пример мнемосхемы
Рис. 7. Показания системы, отражающие всплеск напряжений из-за перекоса
Рис. 7. Показания системы, отражающие всплеск напряжений из-за перекоса
Показать выдержки из обсуждения

ВЫДЕРЖКИ ИЗ ОБСУЖДЕНИЯ

Вопрос: Артем Павлович, сколько таких систем установлено в России, таких установок?
Артем Моисеев: Порядка нескольких десятков, в том числе на объектах ПАО «ЛУКОЙЛ», ПАО «Газпром», АО «Антипинский НПЗ». Планируется использование на Курской АЭС.
Вопрос: Существуют ли возможности в системе как-то реагировать на опасное напряжение? Например, отключить насос?
А.М.: Безусловно, система может это сделать, но на наших системах такую функцию мы пока не внедряли. Система работает в режиме мониторинга и выдачи звуковых и текстовых предупреждений. Но, если заказчик такую задачу поставит, реализовать эту функцию будет совершенно не сложно.
Вопрос: Возможно ли оценить систему, которая находится в рабочем состоянии, а не на стадии строительства?
А.М.: Прежде всего, нужно понимать, что это стационарная система. То есть нет возможности приехать, измерить, получить какой-то результат, снять оборудование и уехать. В принципе, бывают и мобильные варианты такой системы, но мы ими пока не занимаемся.
Можно ли прийти и построить такую систему на оборудовании не новом, а работающем? – Да, это возможно. Единственная проблема – это получение исходных данных, на основании которых будут производиться расчеты.
Вопрос: Датчики надо ставить до монтажа?
А.М.: В идеале, да, хотя и не обязательно. В любом случае датчики должны устанавливаться на трубопроводы, остывшие до температуры окружающей среды и не находящиеся под давлением.
Комментарии

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

Написать комментарий
Комментировать
Читайте далее
Российская нефтегазовая техническая конференция SPE 2017
Диагностика нефтепроводов методом акустической томографии. Практика применения
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.