Система мониторинга технического состояния нефтепроводов на основе метода акустической эмиссии

Обеспечение безаварийной эксплуатации нефтепроводов подразумевает своевременное выявление и ремонт дефектов основного металла и сварных соединений, изоляционного покрытия трубы.

Наиболее ответственным в этом плане является контроль технического состояния участков переходов нефтепроводов через реки, железные и автодороги, вблизи населенных пунктов. Эти участки, как правило, являются более нагруженными, а экологический ущерб, в случае утечки нефти, многократно возрастает, по сравнению с линейной частью.

Частично решает эту задачу традиционный контроль, особенно с применением метода акустической эмиссии (АЭ). По нашему опыту, а это около 2000 км продиагностированных нефте- и газопроводов, акустико-эмиссионным методом выявляются, не только трещиноподобные дефекты, например развивающиеся дефекты сварки или расслоения, но и коррозионные поражения металла, вмятины, зоны пластической деформации.

Важно, что при АЭ контроле фиксируются не только недопустимые дефекты, требующие немедленного ремонта, но и дефекты, которые еще не достигли критического состояния, но имеют тенденцию к развитию.

Однако, прогноз разрушения таких развивающихся дефектов по картине акустической эмиссии представляет достаточно серьезную проблему. Так для некоторых типов дефектов металла, характерно наличие периода когда не смотря на стабильное развитие дефекта происходит временное снижение уровня акустической эмиссии, а через некоторое время, возможно его интенсивное разрушение. Даже проведя идентификацию подобного дефекта традиционными методами неразрушающего контроля (ультразвуковым, рентгенографическим, визуально-измерительным и т.д.) и определив что, дефект не превысил отбраковочные параметры, можно ошибиться в степени его опасности и прогнозом ситуации, по той причине, что неизвестно в какой стадии развития находился данный дефект во время проведения контроля.

На данном этапе развития АЭ метода контроля существует несколько положений позволяющих оценивать ход развития и разрушения дефекта по картине акустической эмиссии, например, сравнение изменения какого-либо параметра АЭ с эталонной кривой и регистрация смены закономерности его изменений, т.е. важно знание ретроспективы картины акустической эмиссии дефекта.

Учитывая это обстоятельство, несложно сделать вывод о том, что для уверенного прогнозирования развития дефектов и соответственно технического состояния нефтепровода необходим либо его непрерывный мониторинг, либо регулярный периодический контроль, при соблюдении одинаковых условий. Причем вариант периодического контроля абсолютно корректен, ввиду того, что развитие дефекта в реальных условиях является достаточно длительным процессом.

Традиционно основным фактором, сдерживающим широкое применение АЭ контроля, является необходимость проведения большого объема земляных работ для обеспечения возможности установки АЭ датчика на тело трубы, при этом стоимость шурфовки сравнима со стоимостью собственно АЭ обследования.

Особенно сложно осуществление откопки шурфов в районах водных переходов нефтепроводов, поймах рек и т.д., как раз на наиболее потенциально опасных участках.

Совершенно логично желание установить на подобный переход некую стационарную систему контроля, чтобы не тратиться каждый раз на раскопку-закопку шурфов. Возможны несколько вариантов подобных систем мониторинга технического состояния:

Наиболее технически совершенный, и соответственно наиболее дорогой вариант — установка стационарной системы непрерывного мониторинга. При строительстве или реконструкции трубопровода, на его подводную и пойменную часть стационарно устанавливаются акустико-эмиссионные датчики (с шагом 70-150 метров в зависимости от конкретных условий и задач). Датчики коммутируются кабелями связи со стационарной аппаратной частью, которая размещается в спец. укрытии. Мониторинг осуществляется непрерывно в процессе эксплуатации нефтепровода.

Зона контроля такой системой достигает 700~ 800 метров. Система может обеспечивать автоматическую сигнализацию о возникновении критической ситуации либо о резком изменении регистрируемых параметров.

Очевидно, аппаратная часть системы должна быть надежно защищена от внешних воздействий, обеспечиваться бесперебойным электропитанием и надежной связью с диспетчерским пунктом.

С 1993г. подобные стационарные системы мониторинга успешно эксплуатируются в системе "Транснефть" на переходах через реки. Всего построено более 20-ти систем, однако ввиду очень высокой стоимости, необходимости постоянного обслуживания и т.д., системы непрерывного мониторинга экономически оправданно устанавливать только на особо ответственных участках нефтепроводов.

На наш взгляд более привлекательным, с точки зрения массового применения, является вариант системы периодического АЭ мониторинга предложенный "НТЦ "НЕФТЕГАЗДИАГНОСТИКА".

Подобно тому, как для проведения вибро-диагностики на различных компрессорных установках, станках-качалках и т.д. устанавливаются стационарно только вибро-датчики, сбор информации от которых осуществляется с заданной периодичностью, предлагается: на контролируемом участке нефтепровода устанавливать стационарно только акустико-эмиссионные датчики. Кабели от датчиков выводятся на поверхность земли в клеммную коробку, а мобильная аппаратная часть подключается только на время проведения АЭ контроля.

В таком случае сбор информации может производится с любой заданной периодичностью, без лишних затрат на откопку шурфов, и что важно, при одинаковых условиях проведения контроля. Данные каждого контроля сохраняются на электронных носителях. Сравнительный анализ этих данных позволяет оценить состояние контролируемого трубопровода не только на момент обследования, но и проследить развитие возможных дефектов и соответственно предотвратить возникновение опасной ситуации.

Причем, в таком случае, одним АЭ прибором можно обследовать практически любое количество переходов, а так, как стационарно устанавливаются только датчики то, учитывая их достаточно небольшую стоимость, вполне рентабельно устанавливать такой вариант системы не только на переходах, но и на линейной части трубопроводов без ограничения размеров контролируемой зоны.

Следует заметить, что в обоих вариантах системы мониторинга можно использовать выводы АЭ датчиков в качестве контрольно-измерительных электродов для измерения электрических потенциалов трубопровода и проведения электро-коррозионных обследований, в том числе для оценки состояния изоляционного покрытия и эффективности работы систем электрохимической защиты.

Идея системы периодического мониторинга нашла поддержку в ОАО "Лукойл-Коми", где "НТЦ "НЕФТЕГАЗДИАГНОСТИКА" спроектирована и установлена система периодического АЭ мониторинга дюкерного перехода водовода системы ППД через реку Колва.

Система представляет собой комплекс из 12 низкочастотных АЭ датчиков совмещенных с предусилителями, установленных на береговых участках двух параллельных ниток трубопровода.

Датчики установлены в специальные металлические стаканы, залиты компаундом на основе эпоксидной смолы и прижаты к металлу трубы с одинаковым тарированным усилием. Компаунд выполняет роль контактной акустической среды и одновременно является надёжным герметиком и изолятором.

Кабели выведены на поверхность земли через специальные защитные трубки в герметичные клеммные коробки.

Расстояние между датчиками- 70 метров, за исключением подводных участков трубопроводов по 200 метров.

При тестировании системы обнаружился интересный побочный эффект, за счет развития акустической поверхности и тарированного усилия прижима АЭ датчиков, значительно улучшилась их чувствительность по сравнению с традиционной схемой монтажа на магнитном креплении. Кроме того, снизился уровень внутренних шумов.

Эта система находится в эксплуатации с июля 2001г., показала свою живучесть и стабильность параметров. При сравнении локационных карт полученных при проведении периодических обследований отчетливо видно поведение источников АЭ.

На данную систему получен патент на изобретение "Способ акустико-эмиссионного контроля технического состояния трубопроводов".

Данные опытной эксплуатации системы мониторинга легли в основу методических указаний "Мониторинг технического состояния потенциально опасных участков промысловых трубопроводов методом АЭ" (МУ 01-005-2003, утверждены ГГТН РФ 19.03.2003г.) разработанные "НТЦ "НЕФТЕГАЗДИАГНОСТИКА" вместе с ООО "Техническая диагностика" по заказу НК "ЛУКОЙЛ".

В 2003 г. произведено обустройство системой периодического АЭ мониторинга 5-ти километрового линейного участка нефтепровода в ОАО "ЛУКОЙЛ-Пермнефть".

В 2004 г. производено обустройство системами периодического АЭ мониторинга 14 подводных переходов (каждый участок по 1 км) на трубопроводах ООО "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ".

В 2005 г. на р. Язьва (Пермский Край) смонтирована система периодического АЭ мониторинга с подводными датчиками.

Все установленные системы функционируют нормально.

Полученные результаты позволяют говорить о правильности выбранного подхода и о возможности рекомендовать внедрение подобных систем на предприятиях-владельцах трубопроводов.