Акустическая томография метод диагностики трубопроводов. М.Ю

14.03.2020

Одной из основных причин разрушения труб поверхностей нагрева и образования течей является наличие зон концентрации (повышенных) механических напряжений, в которых процессы коррозии, ползучести и усталости протекают наиболее интенсивно.

Для определения таких зон и предназначен метод акустической томографии (АТ) трубопроводов, разработанный Е.В. Самойловым. Он основывается на известном физическом явлении эмиссии (излучении) сигналов зонами повышенных напряжений. В соответствии с фундаментальным решением теории акустики дефекты размером несколько десятков сантиметров и более излучают сигналы в диапазоне частот от 300 до 5000 Гц - акустический диапазон.

Процесс диагностики состоит в регистрации (записи) акустических сигналов, распространяющихся по трубе. Далее сигналы фильтруются, и с помощью корреляционного анализа осуществляется определение местоположения источников излучения (дефектов) по всей длине диагностируемого участка, а также оценка их уровня.

Таким образом, метод АТ определяет зоны аномалий по совокупности уровня утонения и напряжения стенки трубопровода.

Для выяснения эффективности метода АТ компанией «ИПК Шерна» был проведен анализ результатов технической диагностики, выполненной на трубопроводах тепловых сетей в 2010-2011 гг.

Основной задачей анализа являлась проверка зависимости результатов диагностики методом АТ и остаточной толщиной стенки трубопроводов, а также взаимозависимости результатов диагностики методами БМД и АТ

Программа исследований состояла из трех основных этапов:

1. Оценка результатов ультразвуковой (УЗК) толщинометрии в зонах дефектов, выявленных по методу АТ;

2. Сопоставление результатов диагностики методом АТ с местами, где возникли аварии;

3. Сопоставление результатов диагностики, полученных методами АТ и БМД.

Результаты работы

1. Обнаруживаются ли методом АТ утонения стенок трубопроводов?

В первую очередь анализировались участки, на которых были выявлены критические дефекты по методу АТ. В выделенных местах проводился дополнительный визуально-измерительный контроль и точечная УЗК толщинометрия.

В 60-65% случаев результаты подтверждались данными УЗК толщинометрии - в зонах дефектов по методу АТ фиксировались утонения, превышающие нормативно допустимые величины. Утонение распространялось на значительной площади, характеризовалось большим слоем коррозионных отложений. Трудностей с обнаружением таких утонений не возникало.

В остальных случаях, как правило, в зонах дефектов по методу АТ при помощи метода БМД фиксировались изменения магнитного поля, подтверждающие наличие напряженно деформированного состояния металла трубопровода.

На рис. 3 показаны некоторые результаты диагностики трубопроводов тепловых сетей по методу АТ и подтвержденные впоследствии.

Так, на рис. 3а показан участок тепловой сети, на котором были зафиксированы аномалии по методу АТ. Контрольная шурфовка выявила локальное пятно коррозии в области скользящей опоры. Остаточная толщина стенки трубы составила 1,9 мм при номинальной толщине 6 мм.

На участке трубопровода теплосети (рис. 3б), на котором была выявлена аномалия по методу АТ, УЗК толщинометрия показала, что остаточная толщина стенки трубы составляет 3,1 мм при номинальной толщине 6 мм.

На участке трубопровода, показанного на рис. 3в, была обнаружена критическая аномалия по методу АТ. В дальнейшем при проведении гидравлических испытаний из-за утонения стенки образовалось место утечки теплоносителя.

Рис. 3. Аномалии на различных участках трубопроводов теплосети, зафиксированные по методу АТ и подтвержденные впоследствии: а - локальное пятно коррозии в области скользящей опоры, выявленное в ходе контрольной шурфовки, остаточная толщина стенки трубы составила 1,9 мм при номинальной толщине 6 мм; б - УЗК толщинометрия показала, что остаточная толщина стенки трубы составила 3,1 мм при номинальной толщине 6 мм; в - на момент диагностики данного участка выявлена критическая аномалия по методу АТ (при проведении гидравлических испытаний из-за утонения стенки образовалось место утечки теплоносителя).

2. Все ли утонения обнаруживаются методом АТ?

Вторым направлением стал анализ мест аварий и инцидентов как в процессе эксплуатации, так и по результатам гидравлических и тепловых испытаний трубопроводов, приведших к утечке теплоносителя.

Фокус-группа была сформирована из 210 участков общей протяженностью 30354 п м. С декабря 2010 г. по сентябрь 2011 г. на них было выявлено 41 место утечки.

По результатам диагностики методом АТ, в зону критики попало 53% выявленных мест утечек, в зону докритики - 37%. Т.е. около 90% дефектов, которые привели к возникновению течей, были выявлены методом АТ.

Результаты анализа приведены в сводной таблице.

Таблица. Результаты анализа выявленных утечек на участках трубопроводов тепловых сетей общей протяженностью 30354 п м.

Напомним, что расшифровка уровня дефектов по методу АТ, а так же определение показателя «поток отказов» изложены в (с текстом которого можно ознакомиться на сайте http://www.watersound.ru).

Приведенные показатели лучше указанных в СО 153-34.0-20.673-2009 и отражают результат использования новой версии прибора «Каскад» и программного обеспечения «Акустическая томография».

3. Как соотносятся результаты диагностики методом АТ и БМД?

На большинстве участков параллельно диагностике методом АТ проводилась диагностика бесконтактным магнитометрическим методом. Результаты анализировались и сравнивались с фактическим состоянием трубопроводов.

Наличие дефектов, выявленных в штатном режиме обработки АТ, подтверждались результатами БМД в 75% случаев. При этом оценка критичности дефектов показала совпадение результатов обоих методов в 57% случаев (рис. 4). Так, на одном из участков трубопровода (рис. 4а), на котором в ходе диагностики по методу АТ и БМД была выявлена критическая аномалия, впоследствии при проведении гидравлических испытаний из-за утонения стенки произошел разрыв. На момент проведения диагностики обоими методами на участке трубопровода, показанном на рис. 4б, были также выявлены критические аномалии. Впоследствии при проведении гидравлических испытаний на нем произошел разрыв по нижней образующей от заиливания.

Более точная оценка по методу АТ получалась в 26% случаев и в 17% случаев оценка методом БМД была точнее.

Рис. 4. Примеры дефектов на трубопроводах тепловых сетей, зафиксированные при проведении диагностики как по методу АТ, так и по методу БМД: а - участок трубопровода, на котором обоими методами выявлены критические аномалии (впоследствии при проведении гидравлических испытаний трубопровода из-за утонения стенки произошел разрыв); б - на момент проведения диагностики обоими методами в этом месте трубопровода были выявлены критические аномалии (при проведении гидравлических испытаний произошел разрыв по нижней образующей от заиливания).

Метод АТ показывает хорошие результаты при условии учета общих факторов эксплуатации трубопроводов тепловых сетей. Дополнение технической диагностики по методу АТ методом БМД повышает качество получаемых результатов.

На основе полученных этими методами диагностики данных возможно дальнейшее уже локальное использование других контактных методов неразрушающего контроля для уточнения состояния наиболее критических участков трубопровода.

Подобный подход позволяет существенно ускорить и удешевить процесс технической диагностики трубопроводов и повысить его качество.

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

Гриб В. В. "Диагностика технического состояния и прогнозирование остаточного ресурса магистральных нефтегазопродуктопроводов." - М.: ЦНИИТЭнефтехим, 2004. - 50 с.
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.
, Стюхин Н. Ф. "Контроль трубопроводов с применением метода акустической эмиссии." - В мире НК. 2009. № 1(43). С. 29-31.
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).

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

Участок №1. ПК50+18 - ПК52+62; протяженность - 244 м, диаметр - 273 8 мм.
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

Рис. 9. Аномалия №2. Обнаружен заваренный «стакан» по боковой образующей (на 15 ч)

Всего в рамках дополнительного дефектоскопического контроля было проверено состояние трубопровода в четырех указанных точках, идентифицированных как участки с наличием критичных дефектов. Один из дефектов проверен не был в связи с необходимостью производства земляных работ на поле с сельхозкультурами.

Результаты акустико-резонансной диагностики и ДДК занесены в таблицу 2.

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.

Наиболее частыми авариями, которые происходят на трубопроводах различного предназначения, является образование течей. Они возникают при повреждении стенок трубопроводов и сопровождаются заполнением смотровых камер, подвалов и других объёмов теми носителями, которые протекают в них. Для выявления таких течей часто используют аэросъёмку инфракрасного типа. Однако, для устранения не обойтись без обнаружения точного расположения дефекта (течи).

Парение Течь Течь + затопление

Одним из основных методов обнаружения течей, которые используют специализированные организации, являются последовательные ширфовки. Этот метод отличается своей высокой стоимостью и большими трудозатратами. Но при этом он также малоэффективен. Предпочтительней в таких случаях использовать специальное оборудование, например, течеискатели. Они обеспечивают более точное определение течей с минимальной затратой времени.

Среди подобного оборудования наибольшую популярность завоевали течеискатели акустического типа. К ним относятся течеискатели корреляционного типа, а также шумофоны.

Принцип работы шумофонов основан на применении двух датчиков, которые размещают непосредственно на земле над трубопроводом. Датчики осуществляют фиксацию звуковых сигналов шума воды, в том числе и в местах течи. Данные сигналы они передают на головное устройство, с которым и работает оператор. Таким образом, анализируя шумовые эффекты, он может определить место аварии на трубопроводе.

Течеискатель «Аист 5» Течеискатель HL 5000

Для более точного определения места течи может использоваться второй датчик, с помощью которого можно сравнить уровень шума в различных частях водопровода.

Шумофон является достаточно недорогим прибором, который может позволить приобрести любая организация. Однако, его недостатком является зависимость от слуховых способностей оператора. То есть, в данном случае основным анализирующим центром выступает сам человек, и насколько у него развит музыкальный слух, настолько эффективным будет определение аварийной течи. Конечно, разработчики стараются усовершенствовать конструкцию прибора, оснащая его дополнительными звуковыми фильтрами. Но, всё же, его эффективность зависит от оператора.

Принцип работы течеискателей корреляционного типа

Схема работы данного устройства основывается на двух вибродатчиках. Они устанавливаются в зоне доступа, коим может быть подвал, смотровая амера и т.д. Улавливая колебания воды в трубах, они передают данные на регистрирующий блок, который самостоятельно в автоматическом режиме осуществляет обработку полученной информации. При этом происходит фильтрация звуковых сигналов. Это обеспечивает устранение посторонних шумов и выделения наиболее значимых. Затем выполняется анализ информации и пользователь получает точное место, где имеется течь.

Для более детального понимания принципа работы прибора рассмотрим его действие при обнаружении аварийной зоны течи.

Перед нами случай, в котором на трубопровод (обозначим точкой «B») оказывается воздействие импульсного типа (рис.3а). Основной нашей задачей является определение места удара (место импульса). Воздействие на трубу приводит к возникновению эмиссии звуковых сигналов, в том числе и по воде. Именно для фиксации таких сигналов и используются два датчика – А и С, размещённых на концах трубы. Датчик А зафиксирует импульс сигнала через определённый промежуток времени, который рассчитывается по формуле:

t1 = Lд / Vв
где: Vв – скорость распространения звука по воде.
Lд - расстояние от точки удара до датчика «А».
Датчик С зафиксирует импульс сигнала через определённый промежуток времени, который рассчитывается по формуле:

t2 = (L - Lд) / Vв

На основе полученных данных необходимо узнать разность прихода волн. Так как момент начала импульса мы не знаем.

τз = t2 - t1 = (L - 2Lд) / Vв
Из этого, после выполнения умножения на Vв, мы имеем:
Lд = L/2 - Vв* τз/2(1)

Рис. 3 Принцип определения местоположения источника эмиссии.

В результате, для определения течи (в нашем случае эмиссии), нужно по данным о двух сигналах определить разность времени прихода волн (сигналов). Для автоматизации таких расчётов можно применить взаимную корреляцию.

G(τ) = 1/Т*∫ f(t)* g (t- τ) dt
где: G(τ) – значение функции взаимной корреляции;
f(t) – данные по датчику «А»;
g (t) - данные по датчику «С».

Для наглядности практической функции определения взаимной корреляции построим график зависимости G от временного показателя τ (рис.3)

В момент времени τ=0 для момента времени ti берётся произведение значений g и f. Так делается для каждого момента времени. В результате мы имеем:

0*0+0*0+…+(0.2*0+0,5*0+….)+0*0+…+(0*0.2+…)+… = 0

Т.е. на графике G(τ) (рис.3) для τ=0, G(τ)=0.

Затем используем последующее значение τ= τi. Это равносильно временному смещению по одному датчику относительно другого на значение τi. В данном примере значение G(τ) – взаимная корреляция будет равняться нулю до того момента, пока график не станет совмещаться с нижним. Рост значения G(τ) будет до тех пор, пока показание импульса с датчика А не совпадут с импульсом, регистрируемым датчиком С.

Именно этот принцип и заложен в основе действия корреляционных течеискателей, в которых данный расчёт представляется в виде графика. По оси Y показывается взаимная корреляция (её значение), а по X – временная задержка от одного из датчиков, которая преобразована в расстояние. Течь же определяют по наибольшему значению G(τ).

Рис. 4. Стандартные результаты по установлению месторасположения течи (программа Акустическая томография). Течь на отметке 26 м от датчика «А»

Основные показатели прибора:

сигналы эмиссии, исходящие от течи;
месторасположение течи.

Точное определение места аварии (течи).

Чтобы определить более точно точку дефекта (в нашем случае течи), необходимо рассмотреть формулу (1). Слагаемое, размещённое в справа, содержит расстояние между 2-мя датчиками – L, которое разделено на 2. В результате, если расстояние между используемыми датчиками будет разнится от значения ΔL, то ошибка будет соответствовать ΔL/2.

Определение длины участка

Конечно же, длину можно посмотреть в соответствующей документации на теплотрассу. Но, не редко, данные, которые содержатся в ней, не соответствуют действительности. Поэтому лучше выполнить следующие действия:

провести трассировка расположения теплотрассы (для этого нужны специальные устройства);
замерить расстояние от одного до другого датчика (лучше использовать мерное колесо, однако при его применении есть вероятность получить неточные результаты из за неровности поверхности, а также проскальзывания. Поэтому лучше всего применять дальномер лазерного типа).

Подводя итог, можно сказать, что при чётком сигнале от течи и правильном измерении расстояния между датчиками ошибиться нельзя. Если же ошибка произошла, то это из-за погрешности в определении расстояния.

Течь и её обнаруживаемость

Для точно определения течи немаловажным является и уровень звукового сигнала, который она передаёт по воде. Согласно исследованиям (Кузнецов Н.С.) установлено, что течь создаёт 3 типа волн. Энергия эмиссии главной волны пропорциональна значению перепада давления, а также площади сечения дефекта в трубопроводе:

W ~ U 8 d 2 ~ ΔP 4 S
где: U – скорость истечения воды;
d и S диаметр и соответствующая площадь отверстия;
ΔP – перепад давления: труба - свободное пространство.

Чем больше отверстие течи, тем более чётким становится сигнал эмиссии. Поэтому, когда размер отверстия достигает определённого значения, появляется возможность фиксации энергии сигнала с помощью корреляционного течеискателя. Также отметим, что важным фактором в обнаружении течи являются технические особенности прибора, а точнее его чувствительность.

Стоит также заметить, что увеличение звукового сигнала течи способствует постепенному снижению давления в трубопроводе. А это приводит к постепенному затуханию самого сигнала.

В результате может произойти затухание сигнала и прибор не сможет его уловить.

Поэтому, при поиске малых течей и больших разрывов трубопроводов с помощью корреляционных течеискателей могут появляться проблемы с фиксацией сигналов.

Течь до снятия теплоизоляции Течь после снятия теплоизоляции

Рис 6. Уменьшение энергии сигнала в результате «стесненного» выхода через слои теплоизоляции.

Рис 7. У струи нет свободного выхода.

Также, эта причина не позволяет прибором определить течь на трубопроводах с изоляцией ППУ (труба в трубе с заполнением межтрубного пространства).

Особенности обнаружения дефектов

Обратимся опять к выражению (1) и рассмотрим сомножитель (Vв), обозначающий показатель скорости распространения звука в водной среде. Он напрямую зависит от диаметра выходного отверстия течи. Чем оно меньше, тем он больше.

В большинстве случаев при возникновении дефекта (течи) канал, в котором располагается трубопровод, затапливается. Это приводит к образованию двух волн: снаружи и внутри трубы. Складываясь в точке регистрации, эти сигналы не позволяют прибору чётко выделить пик на коррелограмме (см. рис.7).

Такие же результаты можно получить и при утончении стенок труб (см. рис. 8а). В таких ситуациях узкополосная фильтрация (рис. 8b) желаемых результатов не даст.

Но, опираясь на практику, можно сказать, что в это и нет необходимости. Так как ремонтировать нужно весь участок с дефектом (на рис. инт. от 50 до 60 м).

Также не редко можно наблюдать и явления резонанса. Когда волны взаимодействуют со стенками труб, создавая дополнительную вибрацию (особенно в случаях утонения труб).

На данном рисунке можно видеть резонанс вторичного типа, который зафиксирован на 79 метрах. В таких случаях, если течь не обнаружена, то в этом месте надлежит провести ремонтные работы. Так как в недалеком будущем здесь может образоваться дефект.

Течеискатель корреляционного типа «Каскад»

Современный рынок предлагает большое количество различных моделей течеискателей, основной функцией которых является поиск мест дефектов трубопроводов. Но, как правило, они выполняют только одну функцию, чего нельзя сказать о таком приборе, как «Каскад». Его возможности позволяют выполнять 2 функции: диагностика состояния трубопроводов и течеискатель корреляционного типа. Прибор также отличается своей чувствительностью, благодаря которой с его помощью можно устанавливать месторасположение течей со скоростью потока от 0,5 м 3 /час.

Ещё одним плюсом прибора является наличие ПО, которое максимально просто в обслуживании и не требует от оператора специальных навыков.

Синхронный регистратор акустических сигналов - новая улучшенная версия акустического томографа, обеспечивающая синхронную запись акустических сигналов по двум каналам. Полностью отечественная разработка.

Назначение устройства:

Прибор Каскад-3 является синхронным акустическим регистратором и относится к классу записывающих устройств. Используя различное программное обеспечение, прибор может использоваться для:

Поиска мест утечек горячей и холодной воды на теплопроводах и водопроводах.
Поиска мест перенапряжения и локализации дефектов на участке трубопровода, определение его остаточного рабочего ресурса.

В отличие от обычных корреляционных течеискателей синхронный регистратор акустических сигналов «Акустический томограф «Каскад-3» обладает не одной, а двумя функциями:

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

При разработке прибора учтены недостатки и пожелания пользователей предыдущих моделей, а именно:

уменьшены габариты всех блоков;
разработаны новые датчики повышенной чувствительности и улучшенно соотношение сигнал-шум;
повышена надежность эксплуатации комплекта.

Акустический течеискатель Каскад-3 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:

диаметр трубопровода - более 50 мм;
длина единичного участка - от 50 до 500 м;
точность определения местоположения течи - 1% от длины участка;
минимальная интенсивность утечки воды - 0,5 м 3 /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%

Акустический томограф "Каскад-3" полностью соответствует требованиям технических регламентов Таможенного союза 004/2011 "О безопасности низковольтного оборудования" и 020/2011 "Электромагнитная совместимость технических устройств".

Технические характеристики акустического томографа Каскад-3:

Поиск течи на трубопроводе	минимальная интенсивность утечки	0,5 м 3 /час
	размер диаметра трубопровода	более 50 мм
	длина единичного участка	от 50 до 500 м
	точность определения местоположения течи	0,7 %
Диагностика технического состояния	размер диаметра трубопровода	более 80 мм
	длина единичного участка	от 40 до 300 м
	точность определения местоположения дефекта	0,7 %
	достоверность идентификации дефекта по вероятности образования течи	83 %
Эксплуатационные	габариты в транспортной упаковке Д/Ш/В	30/25/15 см
	вес с транспортной упаковкой	2,5 кг
	количество банков памяти прибора	80 шт.
	количество записей в одном сеансе измерений	1-4 шт.
	время записи сигнала с 1 участка	3 мин.
	время работы без подзарядки	не менее 10 часов
	время зарядки аккумулятора	8 часов
	чувствительность датчиков	7000 милвольт/g

АКУСТИЧЕСКАЯ ТОМОГРАФИЯ ТРУБОПРОВОДОВ ВОДОСНАБЖЕНИЯ

Вибродиагностический метод акустической томографии с использованием самого совершенного оборудования и программного обеспечения позволяет с высокой степенью достоверности осуществлять диагностику трубопроводов как холодного, так и горячего водоснабжения. Метод уже достаточно давно и широко используется в коммунальном хозяйстве в России и за рубежом. Его популярность объясняется высокой отдачей на затраченные усилия по проведению диагностики по сравнению с другими методами.

Вибродиагностический метод акустической томографии является развитием технологии корреляционного течеискания, поэтому оборудование для акустической томографии обладает также функциями корреляционного течеискателя и используется для поиска уже существующих течей.

В настоящее время проведены ряд успешных испытаний метода для диагностирования промысловых нефтепроводов.

АКУСТИЧЕСКАЯ ТОМОГРАФИЯ ДЛЯ НЕФТЕПРОВОДОВ

При соответствующих корректировках метод Акустической томографии применим для контроля трубопроводов любых жидких сред. К таким относятся и трубопроводы нефти.

Совместно с партнерами производителем акустического томографа Каскад-3 проведен ряд успешных испытаний метода Акустической томографии для технического контроля промысловых трубопроводов нефти. Результаты некоторых из них опубликованы в статье "Акустический метод диагностики нефтепромысловых трубопроводов" в журнале "Инженерная практика" №10 за 2015 год. Мы видим большой потенциал для метода в области контроля промысловых нефтепроводов.