Главная\Услуги\Очистка и обследование трубопроводов

Внутритрубная диагностика с помощью магнитных дефектоскопов MFL/CDP и (или) TFI/AFD, в том числе High Resolution

С появлением магнитных снарядов высокого разрешения с сенсорами на основе датчиков Холла реализована возможность решения за один прогон интеллектуального снаряда комплекса задач по обнаружению дефектов различных типов:

  • потеря металла заводского и коррозионного происхождения;
  • трещины и аномалии в сварных швах, а также трещины в теле трубопровода;
  • немагнитные включения;
  • внутристенные расслоения;

 

Основные преимущества магнитных дефектоскопов перед ультразвуковыми:

1.  Способность работы в любой рабочей среде — газах, жидкостях и газожидкостных смесях (мультифазовые потоки). Ультразвук распространяется только в однородных жидкостях, свободных от газовых пузырьков и взвесей. Наличие даже небольшого газового фактора приводит к неизбежной потере части информации. В обводненных нефтепроводах также может наблюдаться потеря части информации вследствие наличия раздела сред вода-нефть, ультразвук имеет свойство отражаться от раздела сред с различной скоростью, что приводит или к потере сигнала, или к появлению ложных сигналов.

2. Значительно меньшая зависимость результата диагностики от степени очистки внутренней полости трубопровода, особенно коррозионных карманов. Ультразвук не распространяется в парафине, песке, пропанте, глине и прочих отложениях, что приводит к потере полезного сигнала и предъявляет особые требования к степени очистки внутренней полости трубопровода, при этом глубокие питтинги и язвы в принципе тяжело очистить от отложений.

3.  Отсутствие аппаратного порога чувствительности датчиков и триггера задержки.

Пояснение: Принцип работы ультразвукового дефектоскопа заключается в излучении прямоугольного импульса с помощью ультразвукового пьезоизлучателя, регистрации импульсов, отраженных от внутренней и наружной стенки трубопровода и измерения временных промежутков между передними фронтами излученного и отраженного импульсов. Физические особенности регистрации ультразвуковых сигналов и преобразования их в электрические импульсы приводят к образованию так называемых "хвостов" первого отраженного импульса от внутренней стенки трубопровода при его сильном усилении (до 22 Дб). "Хвост" может быть зарегистрирован как отраженный импульс от наружной стенки и при этом возникает ложный сигнал, который можно интерпретировать как уменьшение толщины стенки. Описанная ситуация приводит к необходимости применения в измерительной системе триггера задержки, который рассчитывается по временному фактору и составляет, как правило, 40% от времени, необходимого на распространение сигнала от внутренней до наружной стенки. В результате ультразвуковой дефектоскоп позволяет измерять глубину дефектов до 60% от толщины стенки трубопровода, т.е. имеет мертвую зону. Измерение более глубоких дефектов невозможно, возможна только констатация факта, что глубина данного дефекта больше 0.6t (t — толщина стенки). Иначе говоря, два дефекта в 0.61t и 0.85t потребуют срочного и обязательного ДДК (дополнительный дефектоскопический контроль), при этом условия эксплуатации трубопровода могут позволить обойтись без снижения рабочего давления в первом случае и потребовать такового во втором.

4. Возможность регистрации и измерения дефектов любой геометрической формы независимо от крутизны кромок дефекта.

Пояснение: принцип распространения сфокусированного линзой датчика ультразвукового сигнала узкой направленной формы предполагает его отражение от стенок дефекта по принципу: угол падения равен углу отражения. Вследствие этого сигнал, отраженный от стенок дефекта с крутыми кромками, не возвращается к датчику, являющемуся одновременно и излучателем и приемником сигнала. В первую очередь это относится к дефектам типа язва, питтинг, глубокий и узкий механический задир, царапина. Указанный факт подтверждается невозможностью регистрации ультразвуковыми дефектоскопами обычной конфигурации трещин в теле трубы и прочих дефектов плоскостного типа, имеющих поперечное расположение по отношению к стенке трубопровода.

5. Возможность регистрации дефектов на больших скоростях движения дефектоскопа.

Пояснение: для ультразвукового снаряда, т.к. датчик является одновременно и излучателем и приемником сигнала, существует предельная максимальная скорость перемещения по трубопроводу, при которой отраженный сигнал принимается датчиком с учетом его собственных размеров и перемещения в продольном направлении, соответствующего времени, необходимому для возвращения отраженного сигнала от стенок трубопровода. Как правило, проблемы с регистрацией отраженного сигнала наступают уже на скорости свыше 2 м/с (с учетом стандартной частоты сканирования датчиков в 300 Гц перемещение центра ультразвукового датчика в продольном направлении при скорости 2 м/с составляет 6.6 мм, что сопоставимо с размерами самого датчика и, соответственно, его способностью принять ослабленный отраженный сигнал).

6. Главное преимущество магнитных дефектоскопов заключается в способности регистрировать дефекты (трещины, непровары, несплавления) и аномалии (утяжина, подрез, превышение проплава и пр.) сварного шва и трещиноподобные дефекты в теле трубы, что в принципе недоступно при использовании ультразвуковой технологии (см. выше).

Все вышеперечисленные преимущества в совокупности с использованием последних достижений сенсорной технологии и микропроцессорной техники, достижений в области миниатюризации, применением высокопрочных и износостойких материалов позволили разработать новое поколение магнитных инспекционных снарядов, имеющих высокие технические характеристики и позволяющих с высокой степенью вероятности регистрировать и точно измерять геометрические параметры всех типов дефектов. Применение на практике таких снарядов привело к отказу от использования ультразвуковых технологий ведущими операторами трубопроводов, таких как BP, SHELL, PHILIPS и др., не говоря уже об операторах газопроводов, применение ультразвуковых технологий для которых требует дорогостоящих процедур "батчинга" (создания жидкостных пробок), которые приводят также к экономическим потерям, связанным с нарушением технологических графиков перекачки транспортируемого продукта.

Отказ от использования ультразвуковых технологий связан, прежде всего, с получением значительного экономического эффекта — прогон одного снаряда всегда дешевле, чем двух, т.к. помимо прочего позволяет сократить косвенные расходы Заказчика на организацию дополнительного пропуска и сопровождения инспекционного снаряда. При этом Заказчик ничего не теряет в данных, а при использовании технических новшеств наоборот выигрывает в их качестве.

Новшества:

  • для получения действительно качественных данных необходимо достижение высокой разрешающей способности и применение системы динамического сканирования обеспечивающей высокое качество данных с постоянным разрешением (шаг измерения) при изменяющейся скорости движения в широком диапазоне до 5 м/с; при более высоких скоростях потока должна использоваться активная система регулирования скорости;
  • применение бесконтактной многоканальной профилеметрии значительно улучшает качество данных при обследовании геометрических параметров трубопровода и полностью исключает регистрацию ложных дефектов, характерных для контактной профилеметрии при высоких скоростях движения инспекционного снаряда и связанных с отскоком (дребезгом) контактных измерительных сенсоров от внутренней стенки т рубопровода — особенно сильно этот эффект проявляется в газопроводах и трубопроводах с мультифазовым потоком;
  • контроль уровня намагниченности стенки трубопровода непосредственно в процессе диагностирования позволяет реально оценить достоверность полученной информации;
  • использование магнитных снарядов с поперечным намагничиванием позволяет получить существенную дополнительную информацию о трубопроводе, а не ее дублирование при комбинации методов (ультразвук плюс магнитный) — информацию о продольно ориентированных дефектах (трещинах, стресс-коррозионном растрескивании и т.п.), аномалиях и дефектах в продольных сварных швах;
  • конструкционные решения, направленные на обеспечение высокой механической прочности компонентов диагностического оборудования, возможность прохождения поворотов с радиусом в 1.5 Д, малые габариты и автономные системы запасовки в трубопровод, позволяющие осуществить пропуск по трубопроводам без реконструкции камер приема-пуска;

Магнитные MFL инспекционные поршни 3-го поколения (СDP)
 

cdp.jpg cdp_rus.png

Реализация технических новшеств в инспекционных MFL снарядах привела к новым достижениям:

А) Разрешающая способность магнитных MFL инспекционных поршней:

  • 2.5 мм в продольном направлении;
  • 5.5 мм в поперечном направлении.
Что это дает?

Большинство снарядов на диагностическом рынке (включая и ультразвуковые) имеют стандарт разрешения 3.3х8.0 соответственно или даже хуже. При измерении таким оборудованием параметров дефекта, имеющего геометрические размеры 60х60 мм будет сделано 18 измерений в продольном направлении, при этом 7 сенсоров "попадут" в область дефекта в поперечном.

Для магнитного MFL снаряда получим соответственно 24 измерения с использованием 10 сенсоров.

Важным достоинством действительно высокого разрешения MFL снарядов является возможность регистрации с большей степенью вероятности глубоких питтингов ("прокол", свищ), вызывающих течи на трубопроводах и являющихся наиболее частой причиной аварий на промысловых трубопроводах (доклад д.т.н. профессора Антипьева В.Н., директора экспертной организации "Энергия-2" на семинаре "Новые технологии и материалы для строительства и ремонта трубопроводов" по программе 5FP Европейской Комиссии, Тюмень, ноябрь 2003).

В этой связи применение магнитной дефектоскопии высокого разрешения для диагностики промысловых трубопроводов представляется наиболее оптимальным.

Б) Частота сканирования (опроса) сенсоров — 2000 Гц.

Применение высокой частоты сканирования сенсоров в совокупности с использованием системы динамического сканирования (частота прямо пропорциональна скорости движения дефектоскопа) гарантирует постоянное разрешение для MFL снарядов в 2.5 мм в продольном направлении во всем диапазоне скоростей движения до 5 м/с.
Важное замечание: декларирование разрешения в 3.3 мм для большинства диагностических компаний при частоте сканирования сенсоров в 300 Гц обеспечивают заявленное разрешение при скоростях движения только до 1 м/с. При больших скоростях разрешение ухудшается, и не выполняются спецификации по обнаружению и измерению дефектов!

Пример: В используемом большинством диагностических компаний оборудовании с устаревшей электроникой разрешающая способность в продольном направлении снижается при скорости 2 м/с и частоте сканирования 300 Гц до 6,6 мм, а при скорости 4 м/с до 13.3 мм! (Дефекты с размерами меньше 10 мм не обнаруживаются вообще). В инспекционном MFL оборудовании разрешение 2,5 мм остается неизменным при скорости до 5 м/с.

Требуйте разъяснений по выполнению спецификаций на диагностические снаряды при скорости движения свыше 1 м/с.

В) На сегодняшний день только при использовании MFL снарядов реализуется требование Форума Операторов Трубопроводов к спецификациям интеллектуальных внутритрубных снарядов и проведению работ в целом (версия 2.1. от 06.11.1998 — прилагается), а также об обязательном контроле уровня намагниченности стенки трубопровода непосредственно в процессе диагностирования. Более того, указанное требование регламентирует необходимый диапазон намагниченности стенки трубопровода, при котором обеспечивается регистрация дефектов с достоверностью 0.95 и возможна линейная калибровка данных измерений. Этот диапазон соответствует значениям от 10 до 30 кА/м.

Для чего это нужно?

При меньшем уровне намагниченности, данные не могут быть точно откалиброваны с необходимой достоверностью. Это означает, что некоторые дефекты, которые будут обнаружены, будут образмерены с точностью вне заявленных спецификаций. Некоторые дефекты в виде глубоких "игольных" питтингов могут быть просто не обнаружены. Этот факт хорошо известен специалистам ведущих операторов трубопроводов.

Многие диагностические компании просто не приводят параметры по намагничиванию в характеристиках своего диагностического оборудования.

ООО "НТЦ "Нефтегаздиагностика" предлагает провести диагностику трубопроводов с конкретными параметрами толщины стенки оборудование, обеспечивающую диапазон намагничивания в пределах от 10 кА/м для максимальной толщины стенки до 30кА/м для минимальной и предоставить сразу после прогона реальный график намагничивания по дистанции.

Г) ООО "НТЦ "Нефтегаздиагностика" предлагает услуги по картографированию трубопровода с высокой точностью. В результате Заказчик получает реальные профили залегания трубопровода в вертикальной и горизонтальной плоскости, привязку всех зарегистрированных особенностей трубопровода, включая дефекты, в относительных и реальных географических координатах, идентификацию таких ориентиров, как дороги, водные преграды, коммуникации и т.п.

Используя данные картографирования, значительно сокращается время, необходимое на поиск дефекта (поиск осуществляется по координатам с использованием оборудования системы глобального позиционирования GPS), сокращаются расходы на экскавацию. Трубопровод может быть привязан к реальной географической карте (визуализация). При повторных инспекциях могут быть определены участки с подвижкой трубопровода вследствие внешних воздействий (оползни, участки подводных переходов, "выдавливание" на поверхность в мерзлых грунтах и болотистой местности), характеризующиеся напряженным состоянием материала трубопровода.

Д) Все современные магнитные инспекционные MFL снаряды, начиная от диаметра 16" и выше, имеют односекционную конструкцию и автономные средства запасовки в камеру пуска. Все MFL снаряды, независимо от назначения, обладают способностью проходить повороты (отводы) с углом 90° и радиусом 1.5 D, а также сегментные отводы с углом до 30°. Они отличаются повышенной механической прочностью конструктивных элементов, снижающей до минимума риск застревания оборудования в трубопроводе или получения некачественных или неполных данных вследствие повреждения сенсоров и кабельных соединений, что снижает вероятность необходимости в повторных пропусках.


 

Инспекционные поршни 2-го поколения для поперечного намагничивания (AFD)

 

afd.jpg AFD-rus

AFD инспекционные поршни для поперечного намагничивания с уникальным продольным и поперечным разрешением и отсутствием пробелов между основными датчиками. Это достигается благодаря тому, что датчики располагаются кольцом в два ряда между магнитами, это гарантирует 100% охват всей поверхности стенки трубы.



а) Разрешающая способность инспекционных AFD поршней для поперечного намагничивания:

  • 2.5 мм в продольном направлении;
  • 2,9 мм в поперечном направлении — 100% охват поверхности.

б) Частота сканирования (опроса) сенсоров: — 2000 Гц.
 

afd_14.jpg

Это первые поршни на рынке, которые действительно способны обнаружить стресс-коррозию и с высокой вероятностью показать очень тонкие продольные трещины, которые часто приводят к разрывам трубопровода. Не секрет, что поршни первого поколения не обладают чувствительностью, достаточной для выявления узких продольно-ориентированных дефектов и стресс-коррозии.



 

ОТЗЫВЫ
СЕВЕРНЫЙ ПОТОК - 2
"Выражаем свою признательность компании «НТЦ «Нефтегаздиагностика» за плодотворное сотрудничество в июне 2021 года при реализации проекта «Северный поток - 2». ..."
ЛУКОЙЛ-КОМИ

"Компания ООО «НТЦ «Нефтегаздиагностика» зарекомендовала себя как надёжный деловой партнёр."

ПОЛИМЕРТРУБСТРОЙ

"Сложность работ по ВТД обуславливалась наличием внутреннего защитного антикоррозионного покрытия и втулок CPS на сварных монтажных соединениях трубопровода. Разработанные ООО «НТЦ «Нефтегаздиагностика» организационно-технические процедуры позволили безопасно и качественно выполнить весь комплекс работ."

Все отзывы
Новости
Ежегодно мы диагностируем около 4 500 – 5 500 км. наземных трубопроводов.
Архив новостей
Наши клиенты и партнёры
  • Petrodar
  • South Stream
  • Rosneft
  • Kaztransoil
  • Bumiarmada
  • Лукойл
  • SAHALIN ENERGY
  • Газпром
  • Gubkin
  • TDW
  • rosen
  • PI
  • Halliburton
  • Transneft
  • Eni-saipem
  • Saudi Aramco
  • Wetherford
  • Nord Stream
  • Achimgaz
  • melnik
  • TPS
  • РИТЭК
  • Asis Trans Gas