Диагностика трубопроводов с применением метода акустической эмиссии

//Журнал "ТехСовет" №12(75) декабрь 2009г.

В связи с интенсивным старением магистральных трубопроводных систем вопрос совершенствования интегральных методов их технического диагностирования имеет приоритетное значение. В число ключевых задач применения таких методов входит оценка коррозионного и напряженно-деформированного состояния трубопроводов. Получение такой информации ‑ неотъемлемая часть вопроса определения остаточного ресурса до наступления предельного состояния, когда дальнейшая эксплуатация объекта становится невозможна. Известно, что к числу основных причин наступления предельных состояний на магистральных трубопроводах (МТ) можно отнести накопление микроструктурных дефектов в локальных зонах концентрации пластических деформаций. К таким зонам относятся, в частности, следующие: локальные участки трубопровода, подверженные неоднородным статическим или переменным нагрузкам; коррозионные области под напряжением; зона поперечного сварного соединения и околошовная зона, находящиеся также под действием переменной или статической нагрузки. В процессе длительной эксплуатации МТ более вероятны местные или локализованные повреждения, а не общее ухудшение свойств материала по всей длине трубопровода.

Как показала практика, большая часть отказов МТ при этом приходятся на области интенсивных пластических деформаций, развивающиеся в зонах перенапряжений из-за технологических дефектов, дефектов монтажа (сварка под напряжением), интенсивных очагов коррозионных повреждений, подвижек грунта, установки ремонтных конструкций и т.д. Совокупность динамических и статических нагрузок в процессе эксплуатации МТ вызывает при этом локальное образование двух основных типов повреждений, приводящих в конечном итоге к разрушению объекта, ‑ это трещиноподобные дефекты и дефекты коррозионной природы. К существенному увеличению скорости развития указанных повреждений могут приводить такие эксплуатационные факторы, как проведение периодических испытаний давлением, предусмотренных действующей нормативно-технической документацией (НТД), и нарушение технологического режима и правил ремонта со стороны эксплуатирующей организации (рис.1а и б). Такие дефекты в рамках существующих методик неразрушающего контроля МТ м могут быть не обнаружены или пропущены.

Практический опыт свидетельствует, что при диагностировании МТ в целях предотвращения разрушений целесообразно использовать мониторинговый принцип (рабочие параметры эксплуатации), т.е. осуществлять контроль без принудительного изменения давления. Вместе с тем для достоверной оценки технического состояния трубопровода необходимо использовать комплексный диагностический подход с применением нескольких независимых методов контроля, в т. ч. интегральных.

Применение, в частности, интегрального метода акустической эмиссии - неотъемлемая составная часть концепции внедрения комплексной системы технической диагностики магистральных рубопроводов. В рамках этой концепции в задачи метода акустической эмиссии (АЭ) на магистральных нефтепродуктопроводах прежде всего входит выявление разрушений задолго до их наступления и определение степени их опасности. Проблема применения данного метода заключается в том, что в существующих правилах и действующих отраслевых НТД для трубопроводов предусмотрено проведение АЭ-контроля в условиях принудительного изменения давления. На магистральных трубопроводах это сопряжено с большими временными и материальными затратами, так что изменять режим в условиях эксплуатации для конкретного диагностируемого участка зачастую представляется сложной и дорогостоящей задачей. И если опыт обоснования и проведения АЭ-диагностики в режиме мониторинга для магистральных газопроводов уже имеется, то для трубопроводов жидких углеводородов эта задача остается актуальной. Так, в рамках действующих НТД для АЭ-контроля магистрального нефтепровода необходимо обеспечить превышение текущего уровня рабочего давления как минимум на 10%. Учитывая высокую степень изношенности магистральных нефтепроводов, такие операции могут быть чреваты серьезными последствиями. Так, в результате испытаний давлением участков МТ с большими сроками эксплуатации скорость накопления и развития повреждений в них резко увеличивается, что может привести к существенному сокращению ресурса объекта или выходу его из строя (см. примеры на рис. 1). Но есть основания полагать, что при определенных рабочих параметрах транспорта продукта в МТ в реализации такой схемы нагружения нет необходимости.

В основе возникновения пульсаций внутреннего давления на рабочих параметрах МТ лежит два явления. Во-первых, это турбулентность, вызывающая высокочастотные пульсации давления, второй механизм относится к действию неустановившихся режимов в потоке жидкости.Такие режимы течения продукта наблюдаются при пусках и остановках трубопровода, включении или отключении агрегатов на НПС, полном или частичном закрытии задвижки, переключении резервуаров, сбросе или подкачке продукта, других технологических операциях, производимых при транспорте продукта. В результате перечисленных операций любое изменение скорости потока сопровождается возникновением волн повышения давления (рис. 2). Кроме того, принудительное изменение скорости течения в трубе вызывает пропорциональное изменение давления в потоке жидкости. Так, для стального трубопровода скорость распространения волн давления может достигать 1000 м/с, а изменение скорости течения u1085 на 1 м/с вызывает изменение движения в трубе на 0,9 МПа. При этом волны давления могут распространяться на значительные расстояния, постепенно затухая за счет диссипации механической энергии.

В целом можно сделать вывод, что в условиях текущей эксплуатации (режим мониторинга) в магистральном нефтепродуктопроводе возникают пульсации потока продукта, необходимые для создания условий проведения акустико-эмиссионного контроля.

Еще один, важный по значимости, тип дефектов относился к аномальным сварным соединениям (рис. 3а). В ходе дополнительного дефектоскопического контроля (ДДК) выявленных сварных швов были обнаружены многочисленные отклонения по результатам визуально-измерительного и ультразвукового контроля. На основании этих данных три из четырех сварных соединений были забракованы и подвергнуты дальнейшему ремонту. Остальные источники АЭ относились к локальным коррозионным повреждениям различного характера, в т.ч. и с высокой степенью поражения. Речь, прежде всего, идет о локальной питтинговой и язвенной коррозии (рис. 3б) и общей коррозии на участках повреждения изоляции со значительной потерей металла (рис. 3г).

Необходимо также отдельно отметить тот факт, что два опасных источника АЭ из всего проконтролированного объема методами ДДК подтверждены не были. Как показывает практика, отсутствие результатов по ДДК не исключает существование опасных дефектов, поскольку чувствительность АЭ-метода в несколько раз превышает предельную чувствительность использованных локальных методов неразрушающего контроля (НК). В этом случае обязательно проведение повторного акустико-эмиссионного контроля в месте расположения источника АЭ с целью уточнения его класса опасности и местоположения. При подтверждении высокого класса опасности источника АЭ, независимо от результатов ДДК, должно быть принято решение о ремонте или вырезке дефектного участка.

Отметим, что все вышеперечисленное показывает высокую эффективность усовершенствованной методики АЭ-контроля применительно u1082 к магистральным нефтепроводам. Основные выводы заключаются в следующем: *существует возможность проведения технического диагностирования магистральных нефтепродуктопроводов с применением метода акустической эмиссии в режиме мониторинга без принудительного изменения давления; *предлагаемая методика контроля позволит в некоторых случаях существенно упростить для заказчика процедуру проведения технического диагностирования действующего трубопровода без потери эффективности контроля.

Техническое решение

Для проверки и дальнейшей адаптации методики АЭ-контроля на участке действующего магистрального нефтепровода специалистами нашей фирмы был проведен ряд экспериментов. Объектом исследования был типовой участок магистрального нефтепровода ∅ 820 мм, марка стали 17Г2СФ, толщина стенки 10 мм, максимально разрешенное давление 4,7 мПа. Срок эксплуатации нефтепровода на момент проведения исследования составил более 30 лет, рабочее давление на участке на момент проведения контроля составило 4,5 мПа.

Эксперимент проводился с применением акустико-эмиссионной системы A-Line 32D (рис. 4). Среднее расстояние между АЭ-преобразователями составило 40 м. В ходе первичного АЭ-контроля, осуществленного в рамках действующих правил ПБ 03-593-03 с принудительным изменением давления, были выявлены дефектные участки трубопровода с местами локализации источников АЭ, соответствующих развивающимся дефектам. Последующая запись колебаний давления в трубопроводе с регистрацией параметров АЭ осуществлялась после двухчасовой выдержки на рабочих параметрах в режиме мониторинга (рис. 5). Видно, что волна на графике имеет две характерные составляющие, а именно на фоне низкочастотного тренда увеличения давления от 4,5 до 5 МПа возникают высокочастотные пульсации с периодом до 30 сек. и размахом значений давления до 0,2 мПа. Есть основания полагать, что подобный характер пульсаций может быть связан с рассмотренными выше механизмами изменения давления. Вследствие этого создаются необходимые условия для проведения акустико-эмиссионных измерений.

В завершение работы с целью отладки предложенной методики АЭ-контроля линейной части магистральных нефтепроводов и подтверждения сделанных выводов предварительно продиагностированные участки магистрального нефтепровода с реализацией стандартной схемы нагружения (рис. 6) были подвергнуты дополнительному АЭ-контролю в режиме мониторинга. В результате обнаруженные ранее источники АЭ, соответствующие опасным развивающимся дефектам, были зарегистрированы и локализованы повторно. Общая длина проконтролированного трубопровода составила 12 км. В результате на 21 участке МТ было выявлено 18 источников АЭ 2-го класса опасности и 43 источника АЭ 1-го класса опасности. Источники 2-го класса были подвергнуты дополнительному дефектоскопическому контролю (ДДК). Результаты контроля сведены в табл. 1. Из таблицы видно, что большая часть дефектов приходится на ремонтные конструкции, установленные ранее. По-видимому, причины этих источников могут заключаться в двух особенностях: дефекты непосредственно самой конструкции и дефекты трубопровода под ремонтной конструкцией, которые продолжают развиваться. Отметим, что и в том и в другом случае обнаруженные источники АЭ представляют серьезную опасность для эксплуатации трубопровода и впоследствии должны быть устранены. Однако если собственные дефекты конструкции могут быть выявлены с помощью локальных методов НК (визуально-измерительный, ультразвуковой, рентгеновский и магнитный контроль), то дефекты трубопровода под ремонтной конструкцией локальными методами не выявляются. На основании полученных данных можно сделать вывод, что метод акустической эмиссии в режиме мониторинга может быть эффективно использован при диагностике ранее выявленных дефектов МТ с целью определения их текущего состояния и дальнейшего принятия решения об очередности и виде их ремонта.

Табл. 1. Результаты АЭ-контроля магистрального нефтепровода в режиме мониторинга.

Литература

1. Гриб В. В. "Диагностика технического состояния и прогнозирование остаточного ресурса магистральных нефтегазопродуктопроводов." - М.: ЦНИИТЭнефтехим, 2004. - 50 с.
2. Семенов С. Е., Рыбаков А. А., Кирьян В. И. и др. "Экспериментальная оценка состояния металла длительно работающих нефтепроводов." - Автоматическая сварка. 2001. № 5. С. 14-18.
3. , Стюхин Н. Ф. "Контроль трубопроводов с применением метода акустической эмиссии." - В мире НК. 2009. № 1(43). С. 29-31.
4. Баранов В. М., Гриценко А. И., Карасевич А. М. и др. "Акустическая диагностика и контроль на предприятиях топливно-энергетического комплекса." - М.: Наука, 1998. , , Стюхин Н. Ф. "Течеискание на технологических трубопроводах с применением метода акустической эмиссии." - В мире НК. 2009. № 2(44).

Метод АТ основывается на известном физическом явлении- возбуждении потоком воды зон (интервалов) повышенных напряжений трубопровода на их собственных резонансных частотах. К таким зонам относятся также и интервалы, на которых имеется утонение стенки трубы за счет коррозии (внутренней и внешней). Исследования на стенде и на действующих трубопроводах показали, что дефекты размером в поперечнике несколько десятков сантиметров и более излучают сигналы в диапазоне частот от 300 до 5000 Гц - акустический диапазон. Эти сигналы передаются через жидкость к концам участка трубы, где и фиксируются акселерометрами (виброакустическими датчиками).
Основное достоинство метода- высокая достоверность результатов и экономичность, обусловленная следующими технологическими особенностями:

• для проведения диагностирования не требуется менять режим экспдуатации трубопровода;
• на проведение диагностирования не влияют наличие у трубопровода углов поворота и компенсаторов;
• для проведения диагностирования достаточно получить доступ к трубопроводу в камерах или смотровых колодцах, т.е. в основной массе случаев можно обойтись без шурфов;
• для установки датчиков требуется снимать минимум изоляции. Получить доступ к металлу трубы достаточно в пятне, по площади соответствующем размерам основания датчика. Как правило такие места без изоляции имеются в любой камере или смотровом колодце;
• обработка данных производится автоматически.

Синхронный регистратор акустических сигналов «Акустический томограф «Каскад-3»-улучшенная версия акустического томографа, обеспечивающая синхронную запись акустических сигналов по двум каналам. Полностью отечественная разработка.
В отличие от обычных корреляционных течеискателей синхронный регистратор акустических сигналов «Акустический томограф «Каскад-3» обладает не одной, а двумя функциями:

• при совместном использовании с ПО "Акустическая томография- Каскад" для диагностики трубопроводов горячего и холодного водоснабжения;
• при совместном использовании с ПО "Течь" как высокочувствительный корреляционный течеискатель.

Прибор имеет:

• уменьшены габариты всех блоков;
• разработаны новые датчики повышенной чувствительности и улучшенное соотношение сигнал-шум.

Акустический течеискатель состоит из трех блоков:

• двух выносных автономных регистраторов, к которым подключаются высокочувствительные датчики
• блока задания режимов регистрации.

Томограф позволяет осуществить одновременную синхронную регистрацию акустических сигналов, распространяющихся по воде, записать «шум тока воды». Далее информация переводится компьютер и обрабатывается с помощью специальных программ.

До перевода в компьютер прибор позволяет осуществить более 80-ти записей.

Необходимая одновременность регистрации сигналов на автономных и разнесенных блоках регистрации обеспечивается высоким уровнем синхронизации в момент начала работ и высокоточными таймерами. Такая схема работы обеспечивает большую надежность работы в городских условиях чем кабельные линии связи и радиоканалы.

В функции корреляционного течеискателя прибор позволяет обнаруживать течи:

• длина единичного участка - от 50 до 300 м;
• точность определения местоположения течи - 1% от длины участка;
• минимальная интенсивность утечки воды - 0,5 м3/час.

Функция прибора для диагностики технического состояния трубопровода:

• диаметр трубопровода - более 80 мм;
• длина единичного участка - от 40 до 300 м;
• точность определения местоположения дефекта - 1,5% от длины участка;
• достоверность идентификации дефекта по параметру опасности образования течи - 80%.

Метод Акустической томографии является развитием технологии корреляционного течеискания. В связи с этим оборудование для Акустической томографии также обладает функциями корреляционных течеискателей.

Для обнаружения местоположения течи с помощью корреляционных течеискателей, на концах обследуемого участка, в точках доступа (тепловые и смотровые камеры, подвалы домов, шурф и т.п), на поверхность трубы устанавливаются два виброакустических датчика, которые фиксируют звуковые сигналы, распространяющиеся по воде внутри трубы. Сигналы от датчиков передаются на блок оператора, где осуществляется автоматическая их обработка.
В ходе обработки, поступающие акустические сигналы фильтруются для выделения значимых сигналов от течи на фоне различных шумов. Далее осуществляется корреляционный анализ, позволяющий определить местоположение источника сигнала.
О местоположении течи судят по расположению максимума корреляционной функции.
Рассмотрим принцип работы корреляционных течеискателей и показатели по обнаружению и определению местоположения течи несколько подробнее.

09.08.2017 11:03

Одна из актуальных и сложных проблем при эксплуатации промысловых трубопроводов состоит в обнаружении несанкционированных отборов нефти, или иначе - несанкционированных врезок в трубопроводы. Данная преступная деятельность третьих лиц наносит значительный экономический ущерб предприятию, поскольку влечет за собой штрафы за загрязнение природной среды, дополнительные затраты на локализацию и ликвидацию последствий аварий и инцидентов на трубопроводах, а также упущенную выгоду от реализации нефти.
В выпуске «Инженерной практики» №10-2015 была опубликована статья Первого заместителя генерального директора, главного инженера ООО «НТЦ «Нефтегаздиагностика» Евсеева С.В. с соавторами «Акустический метод диагностики промысловых трубопроводов». Изучив данную статью, специалисты управления эксплуатации трубопроводов ПАО «Оренбургнефть» предложили целенаправленно оценить эффективность акустико-резонансного метода диагностики трубопроводов в отношении обнаружения несанкционированных врезок.

ТЕОРЕТИЧЕСКАЯ ОСНОВА МЕТОДА

Метод акустико-резонансной диагностики базируется на вибрации отдельных элементов трубы под воздействием пульсации давления в трубопроводе и эмиссии сигналов акустических частот, которые распространяются по транспортируемой среде. Оценка технического состояния трубопровода осуществляется в соответствии с разработанными критериями, связывающими виброэмиссионные свойства дефекта с вероятностью образования течи.
С помощью данного метода можно выполнять диагностику трубопроводов надземной и подземной, канальной и безканальной прокладки диаметром от 80 мм, находящихся в эксплуатации при внутреннем давлении более 0,25 МПа и обязательном наличии тока транспортируемой среды по трубопроводу. Основной плюс применения данного метода заключается в отсутствии необходимости изменения давления при диагностике - трубопровод работает в обычном режиме.
Для понимания физики процесса локальные утонения на трубе можно рассматривать как мембрану. Решение задачи о колебаниях мембраны на трубе представлено в ряде фундаментальных работ по гидроакустике. Они показывают, что основной параметр колебания - частота - зависит от соотношения толщин ненарушенной части трубы и дефекта и линейных размеров последнего: чем меньше дефект, тем выше частота колебания. Проведенная оценка показала, что дефект размером 200-300 мм обладает собственной частотой колебаний около 1000 Гц. Учитывая большое многообразие коррозионных дефектов на трубопроводах, наиболее вероятный частотный диапазон сигналов эмиссии, распространяющихся по транспортируемой среде, составляет от 100 до 5000 Гц.
Поверхность трубы состоит из отдельных элементов (интервалов) вибрации. Одним из параметров вибрации этих элементов служит собственная частота вибрации, которая зависит, в первую очередь, от площади элемента. При использовании АР-метода исследуются сигналы в диапазоне частот от 500 до 3000 Гц. Силовым фактором, который приводит к вибрации элемента трубы, служит пульсация давления в транспортируемой среде. В большей степени она обусловлена турбулентностью движения транспортируемой среды. При этом пульсация давления в среде должна быть достаточной для «раскачивания» элементов. В связи с этим в число обязательных условий для диагностики рассматриваемым методом входят скорость течения транспортируемой среды около 1 м/с и давление не менее 0,25 МПа.
Пульсация давления в среде представляет собой серию уникальных по частоте импульсов. Когда частота импульса совпадает с собственной частотой колебания дефекта или близка к ней, последний вибрирует с наибольшей амплитудой (явление резонанса). При этом происходит наиболее интенсивное излучение (эмиссия) сигналов в окружающую среду (воздух), металл трубы и транспортируемый продукт. Амплитуда колебания дефекта и энергия сигнала, в частности эмиссия, зависят от толщины стенки трубы в месте дефекта, рис. 1.

Рис. 1. Определение мест утонения стенки трубы

ОПЫТНО-ПРОМЫШЛЕННЫЕ ИСПЫТАНИЯ

В июне 2016 года специалистами ПАО «Оренбургнефть» совместно с ООО «НТЦ «Нефтегаздиагностика» были проведены ОПИ метода АР-диагностики двух участков нефтепровода «УПСВ Курманаевская - УПН Бобровская».

Таблица 1. Технические характеристики трубопровода

Объекты для проведения испытаний выбирались специалистами УЭТ на основании соответствия требуемым техническим характеристикам по давлению и наличию тока транспортируемой среды. Кроме того, на выбранных для обследования участках нефтепровода имелись ранее ликвидированные персоналом ПАО «Оренбургнефть» несанкционированные врезки. Число и местоположение врезок специалистам ООО «НТЦ «Нефтегаздиагностика» перед началом проведения работ известны не были.
Технические характеристики выбранного для испытания трубопровода и его схема представлены в табл. 1 и на рис. 2 соответственно.

Рис. 2. Схема нефтепровода «УПСВ Курманаевская - УПН Бобровская»

Обследование проводилось на двух участках нефтепровода (рис. 3, 4):

Рис. 3. Схема обследуемого участка №1

Рис. 4. Схема обследуемого участка №2

1. Участок №1. ПК50+18 - ПК52+62; протяженность - 244 м, диаметр - 273 8 мм.
2. Участок №2. ПК67+50 - ПК71+50; протяженность - 400 м, диаметр - 325 9 мм.

РЕЗУЛЬТАТЫ ЗАМЕРОВ. ИНТЕРПРЕТАЦИЯ ДАННЫХ

После завершения полевых работ специалисты ООО «НТЦ «Нефтегаздиагностика» проанализировали полученные данные с помощью специализированного программного обеспечения и представили следующие заключения:
На участке №1 выявлены семь дефектов: пять докритичных и два критичных.
Местоположение возможных дефектов указывается с точностью 1-2 метра. Результаты представлены на рис. 6.

Рис. 6. Отчет по результатам АР-диагностирования участка №1 нефтепровода УПС «Курманаевка» -
УПН «Бобровка», принадлежащего ПАП «Оренбургнефть»

На участке №2 выявлены 7 дефектов: 4 докритичных и 3 критичных.
Местоположение возможных дефектов указывается с точностью 1-2 метра. (рис. 7)

Рис. 7. Отчет по результатам АР-диагностирования участка №2 нефтепровода УПС «Курманаевка» - УПН «Бобровка» 2 участок, принадлежащего ПАО «Оренбургнефть»

С целью проверки предоставленных данных был организован дополнительный дефектоскопический контроль (ДДК) визуально-измерительный (ВИК) и ультразвуковой (УЗК) с разработкой шурфов в указанных точках. Контроль проводился сертифицированным оборудованием с привлечением специалиста лаборатории неразрушающего контроля (рис. 8-10).

Рис. 8. Аномалия №1. Дефект кольцевого сварного шва - смещение кромок

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И КРАТКИЕ ВЫВОДЫ

Управление эксплуатации трубопроводов ПАО «Оренбургнефть» организовало и провело ОПИ метода акустико-резонансной диагностики на двух участках напорного нефтепровода «УПСВ Курманаевская - УПН Бобровская». Рассмотрена применимость метода АД для обнаружения несанкционированных врезок.

Таким образом, верификация дефектов показала 75%-ную сходимость по обнаружению дефектов, при этом полный дефектоскопический контроль участка №2 на дистанции от 330 до 332 м не проводился, что не говорит об отсутствии на нем дефекта. Все известные дефекты были обнаружены, в том числе две ликвидированные несанкционированные врезки.
В дальнейшем планируется использовать метода акустико-резонансной диагностики в ПАО «Оренбургнефть» для предварительного определения критических дефектов на трубопроводах, в том числе местоположения несанкционированных врезок в трубопроводы.

Колесников Дмитрий Владимирович
Заместитель начальника Управления эксплуатации трубопроводов - Главный инженер УЭТ ПАО «Оренбургнефть»

Савицкая Елена Иосифовна
Начальник отдела инжиниринга и повышения надежности трубопроводов ПАО «Оренбургнефть»

Кислинский Олег Юрьевич
Ведущий инженер отдела инжиниринга и повышения надежности трубопроводов ПАО «Оренбургнефть»

ЛИТЕРАТУРА

Акустический метод диагностики промысловых трубопроводов / С.В. Евсеев и др. // Инженерная практика. - 2015. - №10.