БЕСКОНТАКТНЫЙ МАГНИТОМЕТРИЧЕСКИЙ СПОСОБ ЛОКАЛИЗАЦИИ И ОЦЕНКИ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ АНОМАЛИЙ В СТРУКТУРЕ ТРУБОПРОВОДОВ

БЕСКОНТАКТНЫЙ МАГНИТОМЕТРИЧЕСКИЙ СПОСОБ ЛОКАЛИЗАЦИИ И ОЦЕНКИ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ АНОМАЛИЙ В

СТРУКТУРЕ ТРУБОПРОВОДОВ

Семенов Владимир Всеволодович

Доктор техн. наук, генеральный директор ООО «ДИАС» Елисеев Александр Алексеевич Руководитель научно-методического отдела ООО «ДИАС» Мовчан Игорь Борисович

Кандидат геол.-мин.наук, доцент, С.-Петербургский горный институт

Аннотация

Проверка технического состояния трубопроводных магистралей опирается на комплекс методов, из которых наибольшим доверием на производстве пользуются способы дефектоскопии и внутритрубная диагностика. Их применение требует подготовки трубопроводов к мониторингу, что привело к разработке и усовершенствованию программно-аппаратурного комплекса бесконтактной магнитометрической диагностики. В отличие от комплексов прочих авторов наша разработка сочетает в равных долях высокую точность инструментальных измерений и представительность результатов интерпретации их данных.

Ключевые слова: Трубопровод, комплекс бесконтактной диагностики, автоматизированное рабочее место диагноста, интерпретация

Key words: Pipeline, the complex of contactless diagnosis, automated work station by diagnostician, interpretation

Введение

В условиях транспортировки углеводородов по подземным трубопроводам ключевая задача эксплуатационных служб состоит в диагностике технического состояния этой транспортной компоненты, у значимой доли которой срок эксплуатации превышает 10 лет. Существующие методы определения технического состояния трубопроводов либо трудоемки и малоэффективны, либо неприемлемы по конструктивным особенностям трубопровода. К основным разновидностям его технического диагностирования относят внутритрубную дефектоскопию и бесконтактную магнитометрическую диагностику. Первый подход полагают наиболее информационным методом получения данных о размерах повреждений металла стенки и сварных соединений трубопроводов. Вместе с тем, лишь 40% нефтепроводов подготовлены к пропуску снарядов-дефектоскопов и в ближайшие годы нельзя ожидать существенного увеличения указанной процентной доли. Многие дефекты принципиально не подлежат регистрации внутритрубным зондом как, например, коррозионные язвы в зоне продольных заводских швов [1,45]. Подобные факторы вынуждают специалистов по эксплуатации проводить большой объем контрольного шурфования для уточнения параметров дефектов. Ситуация усугубляется как отсутствием универсальных снарядов-дефектоскопов для всех диаметров труб, так и естественными конструктивными особенностями трубопроводов. К числу последних следует относить изменяющиеся проходные сечения, толстостенные отводы, сварочный грат и прочие дефекты шва, подкладные кольца. Факторы технического характера, ограничивающие применение технологии внутритрубной диагностики, сочетаются с факторами экономическими - высокой стоимостью работ по подготовке трубопровода к внутритрубной диагностике и по ликвидации отходов, возникающих после очистки полости трубопровода [2,39].

Преодоление указанных недостатков привело к разработке в ряде организаций аппаратуры для внетрубной диагностики: прибора «СКИФ» МБС-04 фирмы НТЦ «Транскор-К», аппаратурного комплекса ИКН-3-12 фирмы «Энергодиагностика» и др. Подобные устройства используются в методах магнитометрического обследования трубопроводов, опирающихся на измерения постоянного магнитное поля вдоль оси трубы. Аномалии измеренного поля относят к изменению магнитной структуры металла в зонах концентрации напряжений и в зонах коррозионно-усталостных повреждений. В сложных случаях бесконтактной диагностики существующая аппаратура оказывается недостаточно эффективной благодаря, прежде всего, широкому спектру возможных аномалеобра-зующих источников [3,302], а также недостаткам конструкций приборов и методик измерений, неоднозначности и упрощенному характеру первичной интерпретации наблюдений.

Снижение влияния перечисленных факторов достигается за счет комплексного характера диагностики трубопроводов, технического усовершенствования применяемых средств измерений и увеличения числа оцениваемых ими параметров, равно как и расширения диапазона способов использования этих средств при интерпретации результатов измерений. В части развития методических аспектов важным оказывается устранение ориентационной погрешности магнитометра за счёт встроенных датчиков переменного поля и речевых рекомендаций оператору. Эту возможность реализует магнитометрический комплекс бесконтактной диагностики - «КБД-2», разработанный по заказу ПАО «Газпромнефть».

В основу предлагаемого метода комплексной диагностики технического состояния нефтепроводов заложено измерение постоянного и переменного магнитного поля, а также обработка и интерпретация измерений с помощью специального программного обеспечения, входящего в состав АРМ-Д - автоматизи-

рованного рабочего места диагностики. В отличие от перечисленных выше приборов, развиваемый нами комплекс бесконтактной диагностики КБД-2 позволяет измерять в режиме реального времени до 40 параметров постоянного и переменного магнитного поля (поля катодной защиты). Основу их качественной и количественной интерпретации составляет подтвержденная эмпирическим опытом и представительной статистической выборкой идея о закономерной функциональной связи реальных дефектов трубопровода и возникающих в этом случае аномалий магнитного поля. В рамках накопленной базы данных отмеченная функциональная связь проявлена на уровне значимых пространственных корреляций или, иными словами, функциональной связи, статистическая природа которой обусловлена влиянием множества сторонних факторов. В этих условиях точность при локализации дефектов и их физико-геометрической характеристике прямо пропорциональна числу измеряемых параметров и степени их информативности.

Стадии развития программно-аппаратурного комплекса

Сравнительные испытания прототипа измерительной аппаратуры (КБД-1, комплекса бесконтактной диагностики) на объектах ПАО «Газпромнефть», обследованных внутритрубными дефектоскопами (ВТД), продемонстрировали высокую сходимость позиций дефектов, выявленных независимыми способами. К сопутствующим результатам можно отнести установленные уровни фоновых значений магнитного поля трубопровода и характерные особенности аномалий от дефектов. По сравнению с магнитометрами, работающими на других физических принципах, применяемые нами феррозондовые датчики дали максимальную погрешность 20 нТл в диапазоне измеряемой индукции постоянного магнитного поля от -450 до +450 мкТл. Результаты испытаний показали перспективность разработки и необходимость усовершенствования конструкции прибо-

ра путем уменьшения его габаритов и массы, а также увеличения чувствительности датчиков.

При последующих работах на первом этапе проведено математическое моделирование магнитных полей рассеяния от дефектов с пересчетом их по высоте. Сохранение морфологии аномальных откликов на фоне общего сглаживания сигнала, подверженного аналитическому продолжению, рассматривается в качестве верификации принципиальной возможности выделения дефектов. Второй этап изысканий включал настройку датчиков с их калибровкой и определением количественной меры магнитной индукции (ММИ), основу которой сформировала разработка немагнитного поворотного устройства. Благодаря особенностям конструкции феррозондов и методики калибровки удалось добиться снижения погрешности определения разностей компонент постоянного магнитного поля до 10 нТл, что, согласно результатам моделирования, достаточно для выявления дефектов на глубине залегания дефектов до 5 метров. Результаты изысканий получили своё обобщение в патенте № 2568808 на «Способ и устройство для бесконтактной диагностики технического состояния подземных трубопроводов» [4].

Третий этап работ ознаменовался изготовлением опытного образца КБД-2 (рис.1, а,б), составленного тремя градиентометрами, закрепленными под прямыми углами друг к другу в центре конструкции. На конце каждого из них находятся трехкомпонентные феррозондовые магнитометры с осями, ориентированными в трех взаимно перпендикулярных направлениях: вдоль оси трубопровода, поперек его оси и вертикально вверх перпендикулярно данной оси. Такая конструкция позволяет получать 18 значений компонент магнитного поля и 9 разностей компонент, т.е. полную матрицу градиентов поля. По требованию заказчика аппаратура может быть дополнена индукционными датчиками, ис-

пользование которых позволяет получать информацию о состоянии изоляции и уточнять местоположение узла датчиков.

Рис.1. Общий вид усовершенствованной версии комплекса бесконтактной диагностики (КБД-2): а. принципиальный вид внутренней схемы - пять цилиндров представляют чувствительные элементы магнитометра-градиентометра; черным дан монтажный каркас, в нижней части которого размещен аккумулятор с контроллером; б. оператор, снаряженный КБД-2 при проведении полевой диагностики вдоль оси трубопровода, маркированной через каждые 50 м вертикальной вешкой; в. образец выявляемой посредством КБД технологической аномалии, представленной здесь дефектным сварным стыком (чешуйчатость,

брызги металла)

Для апробации рабочей конструкции КБД-2 обустроен полигон (рис.2,а) с размещением восьми отрезков труб диаметром 114 мм и 219 мм, каждый длиной 45 м и с различной толщиной стенки 1 (от 5 до 10 мм). Испытания измерительного комплекса проводились над трубами на разной высоте при нанесении на образцы искусственных внутренних и внешних дефектов в форме продольной канавки глубиной 0,35-1 ^ 0,5-1 от толщины стенки. Для имитации динамики коррозии на дефектах к трубам прикладывалось в циклическом режиме высокое внутритрубное давление с использованием разработанной гидравлической

станции.

Рис.2. Испытательный стенд из отрезков труб на полигоне. а. Общий вид полигона: расстояние между трубами составляет 2.5 м; над трубами сооружен помост для имитации движения оператора по внешней насыпи; кубический объект на втором плане - гидравлическая станция; б. повысотная регистрация магнитных полей на обустроенном полигоне комплексом КБД-2 (в данном случае - на

высоте 170 см).

По сооруженным помостам над каждой трубой нами выполнены испытания КБД-2 на фиксированных удалениях чувствительного элемента от оси трубы (повысотные оценки) с использованием штатива на подвижной немагнитной платформе. Результаты инструментальных оценок на полигоне показали, что искусственные дефекты типа «ручейковой коррозии» глубиной 0,35t уверенно выявляются по особенностям компонент поля до высоты 3 м (рис.2,б) между верхней кромкой труб диаметром 114 мм и 219 мм и центром системы датчиков (табл. 1, табл. 2).

На четвертом этапе работ изготовлен модернизированный промышленный образец измерительного комплекса КБД-2П (рис.3, а,б). Габаритные размеры комплекса были уменьшены в 2 раза, а масса в 4 раза за счет уменьшения базового расстояния между датчиками и увеличением чувствительности датчиков.

Таблица 1

Выявляемость дефектов при испытаниях КБД-2 _на полигоне для трубы диаметром 219 мм

Типоразмер трубы Параметры дефектов Расстояние от центра детекторной системе до верхней образующей

Диаметр Толщина стенки Длина, мм Глубина дефекта 3 5 10 15 20 25

100 0,35 t + +

100 0,5 t + +

5 400 0,35 t + +

400 0,5 t + + +

1000 0,35 t + + +

1000 0,5 t + + + +

100 0,35 t + +

219 100 0,5 t + + +

400 0,35 t + +

400 0,5 t + + +

10 1000 0,35 t + + +

1000 0,5 t + + + +

Расстояние в метрах 0.65 1.09 2.19 3.28 4.38 5.47

Технические характеристики КБД-2П можно считать предельно оптимизированными от сокращения числа датчиков до размещения изолированного блока контроллеров с аккумулятором в области, предельно удаленной от наиболее информативной вертикальной антенны. Детализация этих характеристик дана в таблице 3.

В 2012 году полевые испытания комплекса КБД-2П реализованы на территории Ярайнерского, Пограничного и Холмогорского месторождений ПАО «Газпром нефть». По результатам первичной камеральной обработки магнитометрических аномалий производились шурфовки в обеспечение доступа к стен-

ке погруженного в грунт трубопровода с целью заверки результатов бесконтактной полевой диагностики методами магнитного сканирования (МС) и ультразвуковой толщинометрии (УЗТ).

Таблица 2

Выявляемость дефектов при испытаниях КБД-2 _на полигоне для трубы диаметром 114 мм

Типоразмер трубы Параметры дефектов Расстояние от центра детекторной системе до верхней образующей

Диаметр Толщина стенки Длина, мм Глубина дефекта 3 5 10 15 20 25 30

400 0,35 t + + +

5 400 0,5 t + + + +

2000 0,35 t + + + +

2000 0,5 t + + + + +

400 0,35 t + + + +

114 400 0,5 t + + + + +

2000 0,35 t + + + + + +

10 2000 0,5 t + + + + + + +

Расстояние в мет- 0.34 0.57 1.14 1.71 2.28 2.85 3.42

рах

Накопленная статистика демонстрирует высокую вероятность распознавания участков предпрорывного состояния трубопровода: из десяти контрольных шурфов 7 содержали дефекты, в их числе 4 дефекта связаны с опасной глубиной выноса металла (больше 35% толщины стенки трубы), 3 дефекта фиксируют опасные зоны утонения металла, превышающие предельно допустимый объем выноса (4000 мм ), а в двух из трех оставшихся шурфов выявлены зоны дефектных сварных швов, один из которых связан с зоной опасной глубины выноса.

Рис.3. Комплекс бесконтактной диагностики для промышленной реализации КБД-2П: а. Вид смонтированных чувствительных элементов (цилиндры) в едином каркасе с блоком контроллеров и аккумулятором (на заднем плане); б. Оператор, снаряженный КБД-2П в штатном корпусе; в. образец выявляемой технологической аномалии, представленной здесь коррозионной язвой глубиной 3-3.5 мм на участке 50х7 мм с выносом металла 37.1% от толщины стенки в зоне дефекта.

Весной 2013 года опытно-методические испытания КБД-2П проведены на действующих нефтепромысловых трубопроводах и высоконапорных водоводах в объеме 42.1 км. На участках, отвечающих аномалиям магнитного поля по данным КБД-2П, выполнено три шурфовки с верификациями методами МС и УЗТ. Результаты комплексирования методов бесконтактной и контактной полевой диагностики позволяют утверждать высокую информативность первого подхода, поскольку все три шурфа содержали дефекты, среди которых

- локализованы многочисленные дефекты, связанные с очаговой коррозионной язвой при выносе металла до 43%;

- зафиксированы множественные дефекты, обусловленные питтинговой коррозией с выносом металла до 75%;

- выявлены подповерхностные расслоения с объёмным выносом металла, превышающим установленный предельный объем выноса.

Таблица 3

Технические характеристики КБД-2П

Параметр Значение

Габаритные размеры, мм: 400х450х400

Масса, кг: 4,6

Расстояние между блоком магнито- До 5 метров в зависимости от диа-

метров и трубопроводом: метра трубопровода и рабочего давления

Количество регистрируемых пара- 33

метров поля на каждом шаге скани-

рования:

Глубина выявляемых дефектов, от начиная с 10 %

толщины стенки трубы:

Минимальная длина выявляемых 5

дефектов, мм:

Диаметр обследуемых трубопрово- от 60 до 1 420

дов, мм:

Частота стробирования, Гц: 50

Шаг регистрации данных, при ско- 1 - 4

рости перемещения 0.5 м/сек-2 м/сек; см:

Емкость памяти: Зависит от объема жесткого диска регистрирующего ПК

Погрешность определения коорди- ± 0,5

нат, м:

Диапазон рабочих температур, °С: От - 40 до + 60

Производительность: До 5 км в день на 1 бригаду

Осенью 2013 года имели место аналогичные испытания в объеме 42.6 км. Всего по их результатам в шурфах было обнаружено порядка 20 дефектов стенок труб, в число которых вошли:

- 8 дефектов с утонением металла при опасной глубине выноса металла более 35% толщины стенки труб в пределах 7 дефектов;

- 8 дефектов с зонами утонения металла, опасными по объему выноса и превышающими установленный предельный объем выноса металла;

- 4 участка с аномальными сварочными швами.

Таким образом, вероятность выявления опасных дефектов по данным бесконтактной полевой диагностики, заверенным шурфованием, составила 72,7%. Этот высокий показатель результатов апробационных испытаний подтвердил характеристики комплекса, полученные на полигоне.

В части полноты реализации возможных комплексирований геофизических оценок, следует отметить сравнительные испытания в 2014 году аппаратуры КБД-2П на напорном нефтепроводе длиной 900 метров в комбинации с внутритрубной дефектоскопией. С учетом возможного взаимного расхождения координат магнитных аномалий в 3 метра вероятность локализации дефектов различного генезиса составила 63%.

Технология бесконтактного магнитометрического контроля

С 2014 года по настоящее время в рамках разработанной и официально утвержденной технологии бесконтактного магнитометрического контроля (БМК), проводятся опытно-эксплуатационные испытания КБД-2П. Они включены в экспертные работы по ревизии и диагностике, а также продлению сроков безопасной эксплуатации промысловых трубопроводов. Технология БМК промысловых трубопроводов осуществляется поэтапно в следующем порядке: 1-й этап. Рекогносцировочные работы выполняются с целью трассирования трубопровода и определения координат точек его трассы, а также оценки инженерно-технологической обстановки на объекте проведения инструментальных измерений. Определение координат точек трассы трубопровода опирается на показания прибора спутниковой GPS-навигации.

2-й этап. Проведение магнитометрических измерений с использованием КБД-2П ориентировано на выявление, локализацию и оценку опасности зон концентрации напряжений (ЗКН), связанных с потенциально-опасными коррозионными и/или механическими повреждениями. Оператор равномерно, со скоростью 0,5 м/с, перемещает КБД-2П вдоль оси трубопровода, руководствуясь речевыми автоматизированными рекомендациями по направлению движения оператора, показывающими степень приближения к оси трубопровода.

3-й этап. Камеральная обработка включает первичный анализ, сортировку и интерпретацию полученных магнитометрических данных с составлением перечня потенциально-опасных зон.

4-й этап. По результатам камеральной обработки возможно планирование и последующее проведение детализационных работ на отдельных участках трубопровода.

5-й этап. Локализации и регистрации типа опасного дефекта с использованием современных методов контактной диагностики (магнитного сканирования ^ipeskan MFL) и ультразвуковой толщинометрии). Оценки выполняются в зонах, выделенных по данным 2-го - 4-го этапов изысканий на основе КБД-2П.

Обработка магнитометрических данных, поступающих с комплекса бесконтактной диагностики КБД-2П, проводится с применением развиваемого нами специального программного обеспечения, входящего в состав АРМ-Д. Исходными данными для интерпретатора, работающего с определенным участком трубы, служат файлы с записью 40 магнитометрических параметров, полученные при перемещении оператора вдоль проекции оси трубопровода, а также файлы с метками GPS.

В качестве обязательного элемента интерпретации выступает получение и сравнение магнитограмм от двух проходов оператора одного и того же участка трубопровода, выполненных в одном направлении. Поскольку регистрируемое

магнитное поле подвержено влиянию особенностей перемещения оператора в магнитном поле Земли (неравномерный шаг, локальные изменения положения оператора относительно оси трубопровода и т.д.), то анализ данных по двум независимым проходам дает возможность определить тип магнитных аномалий. Кроме аномалий, обусловленных искомыми дефектами стенок труб и сварных швов, можно говорить о морфоструктурных особенностях сигнала, вовсе не связанных с дефектами на трубопроводе, а также сгенерированных близраспо-ложенными (сторонними) ферромагнитными объектами преимущественно антропогенного комплекса. К числу последних относятся несистематизированные кабельные ходы, хаотично распределенные и скрытые от наблюдения обрезки металлоизделий, линии электропередач. Как правило, отклики от них в магнитном поле носят высокоамплитудный, узколокализованный и проявленный на всех каналах характер (рис.4).

Рис.4. Аномальный магнитометрический отклик от выхода на поверхность стороннего кабеля (обозначен вертикальным маркером). Графики отображают пространственную структуру девяти градиентов постоянного магнитного поля на 100-метровом участке трубы при наибольшей информативности вертикальных градиентов. Группа графиков в левой части рисунка отвечают первому проходу оператора, в правой части рисунка - второму проходу в том же направлении.

В отличие от контрастных магнитометрических маркеров, инициируемых источниками шума, полезный сигнал, отмечающий технологическую аномалию в строении исследуемого трубопровода носит латентный характер (рис.5). Как правило, полезный отклик имеет относительно фиксированную морфологическую специфику, проявленную в формировании локальных максимумов или выполаживаний на фоне «региональных» максимумов градиентов составляющих вектора магнитной индукции. Указанные локальные особенности обладают протяженностью до 2.5-3 метров, что обусловлено полями рассеяния на дефектах, тогда как «региональный» пик от одного своего минимума до другого может обладать протяженностью порядка 11 метров, т.е. соразмерен длине отдельной трубы и отражает дипольную структуру её намагничивания.

Рис.5. Локализованный дефект трубопровода и характерная форма полезного отклика в магнитометрических данных: а. коррозионная язва глубиной до 6 мм, площадью 1х8 см и выносом металла 54.3% от толщины стенки в зоне дефекта; б. на интервале 40-50 м по линии профиля вертикальный серый маркер фиксирует локальные выполаживания и максимумы, отвечающие технологической аномалии трубопровода и обладающие высокой коррелируемостью при сопоставлении разных каналов комплекса КБД

Процесс интерпретации включает три стадии: экспертная оценка значимых информационных параметров; определение встречаемости разных признаков с последующим присваиванием каждой аномалии ранга для окончательной классификация аномалий по их степени опасности. На последней стадии интерпретатор устанавливает ОРБ-координаты аномальных зон (рис.6,а). В зависимости от технического задания по объекту изысканий результаты полевых работ и интерпретации могут представляться в разных формах, вплоть до картографического оформления с выделением элементов ландшафта.

~ - . .11, " Ск -

I

__ __ .  -.11». -II». г

--^УЧ..........- I

......г*^1"1-.. 1 1! 1 .^..ь у I х» ^

^ I $ I ^ ф|$ Ф ф4^ Ф: & Ф ' ^ Й $ ^ |.« $ V ^ тчф Ф Ф 4 И I И I И 3 ¥ ? | $ Щ: I- | Щ7

Ф Ф Ф Ф Ф Ф Ф : Ф\ Ф  Ф Ф Ф Ф Ф { $ ^ 4 {I:' 4 к Б I- £ $

А Л ЮЮ Л ^ А V- .'I. .'Г4-. '1. '"Г; .Г-.

т *г х Т -г 3? тЦт- 1" т т

3 М 3 $ I 4 $ И С Н Ф""%\Ф * Ф^Ф Ф ФЧ # $ « *

11Г-1 >.;.-„) ф ф Ф Ф фШ * ИГЛ I¿4..:

^ £ ф ! Ф Ф . Ф "[ Ф ^

;В _у

— —- 830 н

г-™*

г * /

1

Л_

< ф ф

г' _ >

Ж V ЛА -•ЙХ. А Л

¡Ьь

ЛЬ ЛЗЛк ^ ^ -I '. '

Г5Ё

Ф  I » ф"

Щ Фу>^Ф ?

, -----эд Ф Ф Ф Ф I

^г!-/^---111 4 Ф *

— ^д ид ?<

« ' а 11* " ¡О " Л( УН К1 4Й 44« л« " ж ' " № 440 и« ты 1н ни но ко

ЕЗ-1

2 Ф 3 С^и.

^ 7

Рис.6. Пример визуализации результатов камеральной обработки полевых материалов: ГИС-проектирование по участку полевой бесконтактной диагностики. Условные обозначения: 1-3 - формы растительности; 4 - элементы гидросети; 5 - изогипсы рельефа; 6 - грунтовые дороги и просеки; 7 - линия трубопровода и рисковые участки. Образ представляет отчетный элемент базы данных по отработанным дефектам и шурфам.

В отличие от схематической визуализации на рис.5,а картографическая форма представления содержит, наряду с локализацией дефектов, результаты дешиф-

рирования дистанционной основы, рамочное и зарамочное оформление коммерческого отчетного продукта (рис.6,б).

Результативность опытно-эксплуатационных испытаний

Анализ работ, выполненных на объектах апробации в 2014-2016 г. г. показал высокую результативность метода бесконтактного магнитометрического контроля для выявления опасных дефектов на трубопроводах. В таблице 4 представлены данные статистики выявляемости опасных дефектов за период с 2014 года по настоящее время. Из нее следует, что, по мере развития методики бесконтактной полевой диагностики от формирования общих принципов инструментальных измерений на начальных этапах до развития системы АРМ-Д, вероятность распознавания предпрорывных состояний трубопроводов растет. Кроме роли накопленных эмпирических образов по дефектам, увеличения чувствительности применяемых сенсоров, выявляется закономерность непосредственной связи физико-математической обоснованности параметрической интерпретации магнитометрических данных, развиваемой нами в рамках концепции АРМ-Д, и точности локализации и ранжирования искомых технологических аномалий (рис.1,в; рис.3,в).

В отличие от метода внутритрубной технологии диагностика с использованием КБД-2П показывает высокую точность позиционирования (определения местонахождения на трассе трубопровода) дефектов металла. При бесконтактном обследовании с помощью сформированного нами программно-инструментального комплекса ошибка позиционирования существенно сокращена вследствие определения местоположения дефектов на трассе при помощи той же системы измерения расстояния, что и при проведении обследования. В то время как внутритрубная инспекция для получения информации по скорости развития дефектов требует дорогостоящих повторных обследований в сроки не

менее года, развиваемая бесконтактная технология с КБД-2П обеспечивает режим проведения повторных обследований по любому графику в рамках технической необходимости. Протяженность участков обследования при бесконтактной технологии может быть любая - от участка метровой длины в области дефекта до широкомасштабных работ на нескольких объектах одновременно разными бригадами, что позволяет в течение сезона выполнить весь объем диагностики трубопроводной сети крупного предприятия.

Таблица 4

Статистика выявляемости опасных дефектов за период с 2014 г по настоящее время

Трубопроводы с дефектами Предпорыв-ные дефекты, требую- Всего дефек- Трубопроводы с дефектами глубиной > 30%

щие срочного ремонта тов 30 - 34% 35 -49% > 50%

1083, из 266, из них 170 внешних и 96 внутренних

375 187 них 764 внешних 300, из них 105 внешних 189, из них 159 внешних

и 319 и 195 внут- и 30 внутрен-

внутренних ренних них

В отличие от контактных методов дефектоскопии и внутритрубной диагностики применение бесконтактной технологии на основе КБД-2 обладает такими дополнительными преимуществами как:

- отсутствие подготовки трубопровода к обследованию и изменения рабочих режимов транспортирования продукта;

- выявление дефектов различных типов (в том числе продольных трещинопо-добных дефектов, дефектов сварных монтажных соединений);

- возможность применения, независимо от диаметров обследуемых трубопроводов (при любом проходном сечении) и от их конструктивных особенностей (углов поворота, подъемов; толщины стенки трубы, рабочего давления и т.п.).

Заключение

Опытно-методические и опытно-производственные работы с комплексом бесконтактной диагностики КБД-2П показали наибольшую информативность вертикальных градиентов компонент поля и вертикальных градиентов модулей. Целесообразно дальнейшее усовершенствование конструкции измерительного комплекса с целью увеличения числа магнитометрических значимых информационных параметров свыше 100, т.е. более чем в 2.5 раза по сравнению с существующей версией. Такое количество информации может быть обработано и проинтерпретировано только на основе перехода от экспертных к параметрическим оценкам при условии предельной автоматизации программных средств. В связи с этим нами планируется усовершенствование современного варианта АРМ-Д с полной автоматизацией анализа измеренных данных КБД-2.

Разработанная и внедряемая на объектах ПАО «Газпром нефть» технология БМК имеет существенные преимущества в сравнении с традиционными методами контактной и внутритрубной диагностики для принятия решений по проведению ремонтных работ. Эти преимущества достигаются за счет:

• оперативности обработки исходной магнитометрической информации, позволяющей Заказчику совмещать организацию ремонтных работ и обследование трубопроводов в минимальные сроки;

• мониторинга динамики обнаруженных дефектов на локальных участках трубопровода, позволяющего снизить затраты на диагностику и осуществить

долгосрочную программу продления ресурса трубопровода в результате выборочного ремонта;

• применения указанной технологии диагностики для проведения оценки состояния трубопроводов на участках в отсутствие условий реализации внут-ритрубной диагностики (старые трубопроводы, трубопроводы-отводы и т.д.).

В целом программно-инструментальный комплекс бесконтактной магнитометрической технологии обеспечивает существенное сокращение полного цикла ремонтно-восстановительных работ и существенное сокращение затрат за счет локализации участков трубопровода, требующих ремонта, привлечение минимального количества людских и технических ресурсов Заказчика.

Литература

1. Савеня С.Н. Методы диагностики стресс-коррозионных повреждений трубных сталей. / С.Н. Савеня, А. А. Савеня // Вестник ВолгГАСУ Сер.: Техн. Науки. Вып. 6 (20). Волгоград, 2006. — С. 44—47

2. Карпов С.В. Проблемы внутритрубной дефектоскопии магистральных газопроводов, подверженных КРН // Материалы 13-й Международной деловой встречи «Диагностика —2003». М.: ИРЦ Газпром, 2003. Т. 3. Ч. 2. С. 37—42.

3. Крапивский, Е.И. Исследование влияния напряженных состояний

на индуцированное магнитное поле трубопровода/ Е.И. Крапивский, Ю.А. Венкова // Горный информационно-аналитический бюллетень. - 2015. - №11. - С. 300-304.

4. Пат. 2568808 РФ. Способ и устройство для бесконтактной диагностики технического состояния подземных трубопроводов / А. А. Елисеев, В.В. Семенов, А.Д. Фогель, И.К. Антонов, Ф.В. Носов, В.В. Нестеров, М.В. Захаров // ПАО «Газпром нефть»