СПОСОБ ЭКСТРЕННОЙ ДИАГНОСТИКИ ТРУБОПРОВОДОВ ВЫСОКОГО ДАВЛЕНИЯ
METHOD FOR EMERGENCY MAINTENANCE OF HIGH PRESSURE PIPELINES

Предлагаемый способ относится к контрольно-измерительной технике и может быть использован для обнаружения дефектов в трубопроводах, преимущественно коррозионных дефектов в трубопроводах центрального отопления, горячего и холодного водоснабжения коммунальных хозяйств городов и магистральных трубопроводах для транспортировки углеводородов.
К коррозионным дефектам относятся:
- локальное утончение стенки трубы до толщины менее 50% от номинала;
- серия язв, охватывающих площадь с осевым простиранием более 100 мм;
- дефекты сварных швов;
- раскрытие трещин, через которые идет истечение транспортируемых продуктов, в том числе и малой интенсивности, и другое.
Известны способы обнаружения дефектов в трубопроводах (авт. свид. SU №№336463, 380910, 411268, 417675, 724957, 724959, 930034, 932098, 941776, 947666, 1079946, 1208402, 1368685, 1657988, 1778597, 1781577, 1800219; патенты RU №№2011110, 2026372, 2047039, 2047815, 2053436, 2084757; патенты US 3045116, 3744298, 4289019; патент GB 1349120; патенты FR 2374628, 2504651; патент DE 3112829; патенты JP 4611795, 556856, 6322531; Волошин В.И. и др. Акустический определитель местоположения развивающегося дефекта // Дефектоскопия, 1980. 8. - С.69-74 и другие [1-35]), которые могут быть использованы для контроля состояния трубопроводов центрального отопления, горячего и холодного водоснабжения коммунальных хозяйств городов. В известном способе обнаружения дефектов [34], упрощение процесса определения местоположения дефекта и его характера, а также независимость процесса определения от свойств материала контролируемой среды достигается тем, что по концам исследуемого участка трубопровода устанавливают пары акустических датчиков, один из которых в каждой паре регистрирует продольные колебания, а другой - поперечные колебания. После обработки сигналов от датчиков определяют местоположение и характер обнаруженного дефекта.
Недостатками известного способа являются низкая производительность, обусловленная необходимостью прокладывать кабель между датчиками, устанавливаемыми на концах контролируемого участка трубопровода, и невозможность его применения в ряде ситуаций, например на переходах через транспортные магистрали кабельная связь не используется.
Технической задачей известного способа обнаружения дефектов в трубопроводах (патент RU №2229708 [35]) является повышение производительности и увеличение длин надежно диагностируемых секций трубопроводов центрального отопления, горячего и холодного водоснабжения коммунальных хозяйств городов.
При этом поставленная задача решается за счет того, что для обнаружения дефектов в трубопроводах на концах контролируемого участка трубопровода устанавливают пары акустических датчиков, в каждой паре одним датчиком фиксируют продольные колебания, а другим - поперечные колебания, при этом регистрацию колебаний, генерируемых дефектом, осуществляют всеми датчиками одновременно с последующей их фильтрацией для выделения сигналов с частотой 1000-2500 Гц и сравнивают сигналы акустических датчиков в каждой паре между собой для выделения сигналов от дефекта, сигналы от датчиков продольных колебаний, генерируемых дефектом, преобразуют в цифровые коды, цифровым кодом одного из датчиков манипулируют высокочастотное колебание по фазе, усиливают полученный фазоманипулируемый сигнал по мощности, излучают его в эфир, принимают фазоманипулированный сигнал на другом конце контролируемого участка трубопровода, умножают и делят его фазу на два, выделяют гармоническое напряжение, стабилизируют его начальную фазу, перемножают с принимаемым фазоманипулированным сигналом, выделяют модулирующий цифровой код, задерживают его по времени, перемножают с другим цифровым кодом, выделяют взаимную корреляционную функцию цифровых кодов, изменяют время задержки до получения максимального значения взаимной корреляционной функции, поддерживают максимальное значение взаимной корреляционной функции автоматическим изменением времени задержки, фиксируют время задержки, определяют местоположение дефекта на контролируемом участке трубопровода и регистрируют его, что выгодно отличает данный способ от известных способов [1-34].
Известный способ обнаружения дефектов в трубопроводах [35] реализован в известном устройстве (патент RU №2196312 [36]), которое включает два датчика вибрации, два усилителя, два фильтра, цифровой коррелятор, дисплей, передатчик, приемник, два аналого-цифровых преобразователя, шифратор, дешифратор, генератор высокой частоты, фазовый манипулятор, усилитель мощности, селектор фазоманипулированных сигналов, удвоитель фазы, два измерителя ширины спектра, блок сравнения, пороговый блок, ключ, демодулятор фазоманипулированных сигналов, два перемножителя, узкополосный фильтр и фильтр низких частот, что позволяет повысить надежность радиоканала путем использования сложных сигналов с фазовой манипуляцией.
Однако данный способ позволяет достичь технического результата только в условиях открытых трубопроводов, так как для передача зарегистрированных сигналов на диспетчерский пункт осуществляется по радиоканалу.
Как известно, трассы большинства магистральных трубопроводов пролегают по местности со сложным рельефом, включая дно водоемов, в том числе и морей. При этом для исключения влияния внешних условий на эксплуатационные характеристики магистрального трубопровода его, как правило, заглубляют, а на самых неблагоприятных участках местности размещают в бетонном «саркофаге», что практически исключает применение известного способа [35] для обнаружения дефектов в закрытых трубопроводах.
Кроме того, использование низких частот, с выделением сигналов с частотой 1000-2500 Гц, отягощается возрастанием влияния шумовой помехи, что для исключения влияния шумовой помехи требует усложнения аппаратуры и позволяет регистрировать акустические сигналы с достаточной надежностью при определении только линейных свойств среды.
Известен также способ определения места и размеров течи в трубопроводе и устройство для его реализации (патент RU №2221230 [37]), который относится к технике контроля трубопроводных систем и предназначен для определения места повреждения и оценок размера повреждения в труднодоступных или недоступных техническому надзору напорных трубопроводах, в частности в подводных трубопроводах и в дюкерах. Техническим результатом является обеспечение помехоустойчивости, высокой точности определения места течи и оценки размеров повреждения трубопровода. Для этого осуществляют прием акустических сигналов шума течи двумя датчиками, расположенными вдоль трубопровода, преобразуют акустические сигналы в электрические сигналы, а после усиления, фильтрации, накопления и определения взаимного спектра электрических сигналов определяют наличие признаков акустических сигналов течи по уровню энергии взаимного спектра. Формируют сигнал тревоги и определяют места течи по разности времен прибытия акустических сигналов к двум датчикам. Оценивают диаметр повреждения по данным о частоте максимума модуля взаимного спектра, о скорости истечения струи, определяемой исходя из информации о давлениях и плотностях сред в трубопроводе и в окружающей среде, а также о скорости движения продукта в трубопроводе. Для трубопроводов большой протяженности в предлагаемый способ введен прием сигналов от акустических датчиков, расположенных параллельно трубопроводу на дистанциях d друг от друга, которые определяются по предлагаемым согласно изобретению математическим зависимостям. При этом накопление результатов и взаимно спектральный анализ сигналов осуществляют между каждой парой соседних датчиков непрерывно или эпизодически по заданной программе, а при выявлении сигнала тревоги, до уточнения места течи, определяют аварийный участок трубопровода между парой соседних датчиков, сигнализировавших о наличии течи. Устройство для определения параметров течи в трубопроводе содержит n измерительных каналов, каждый из которых состоит из последовательно соединенных блока акустических преобразователей, блока усиления, выход которого соединен с первым входом блока фильтрации, блока аналого-цифрового преобразования, а также содержит блок управления.
В устройство для осуществления известного способа [37] дополнительно введены: последовательно соединенные n-канальный блок уплотнения информации, мультиплексный канал передачи информации и блок разуплотнения информации, при этом n входов n-канального блока уплотнения информации соединены с соответствующими выходами n блоков аналого-цифрового преобразования, также введен n-1 канальный блок накопления и анализа взаимных спектров, имеющий n входов и n-1 выходов, при этом каждый из n физических каналов выхода блока разуплотнения информации соединен с соответствующим входом n-1 канального блока накопления, и канальный блок определения места течи, n-1 канальный блок определения размеров течи, n-1 канальный блок определения полосы фильтрации, входы которых параллельно соединены с соответствующими выходами n-1 канального блока накопления и анализа взаимных спектров, а выход n-1 канального блока определения полосы фильтрации соединен со вторыми входами блоков фильтрации, также введен блок формирования сигнала тревоги, вход которого соединен с выходом n-1 канального блока обнаружения течи, с выходом n-1 канального блока определения места течи и с выходом n-1 канального блока определения размеров течи, также введен индикатор места и размера течи, вход которого подсоединен к выходу блока формирования сигнала тревоги. Блок управления своими управляющими выходами и информационными входами присоединен к n-канальному блоку уплотнения информации, блоку разуплотнения информации, n-1 канальному блоку накопления и анализа взаимных спектров, n-1 канальному блоку обнаружения течи, n-1 канальному блоку определения места течи, n-1 канальному блоку определения размеров течи, n-1 канальному блоку определения полосы фильтрации, блоку формирования сигнала тревоги и индикатору места и размера течи.
Данный способ и устройство для его реализации выгодно отличаются от известного способа [35] и устройства [36], однако основным недостатком данного способа является то, что для сравнения вновь полученных функционалов с полученным в стационарных условиях требуется достаточно большой интервал времени, что не позволяет использовать его для экстренной диагностики трубопроводов высокого давления.
Кроме того, для получения достаточной оценки необходимо выполнить объемные измерения для набора статистических данных с последующей их обработкой, с использованием сложного математического аппарата (ковариационные функции, бактеровские и логарифмические функционалы), что в сочетании с отсутствием в известном способе (как и аналогах) учета условий влияния внешней среды, обусловленных литодинамическими процессами, придонными течениями, волнением и ледовыми нагрузками в прибрежной зоне, не позволяет оперативно оценить степень воздействия внешних факторов. При диагностике по виброакустическим шумам для трубопроводов, размещенных на дне водоема, акустические шумы внешней среды при экстремальных условиях вносят дополнительную погрешность при измерениях, что существенно снижает эффективность экстренной диагностики магистральных трубопроводов высокого давления и сужает область применения известных способов, особенно в зонах, подверженных динамическому изменению физико-географических и гидрологических факторов.
Известные способы диагностики трубопроводов обеспечивают решение задач, направленных на выявление мест утечек транспортируемого продукта, или связанных с обнаружением дефектов механического происхождения (вмятины, нарушение целостности сварных соединений и изоляции), вызванных питинговой и общей коррозией на теле трубы и потерей металла вследствие вмятин и задиров, преимущественно путем измерения сигналов по виброакустическим шумам или изменением давления с использованием зонного принципа. Использование известных способов для экстренной диагностики магистральных трубопроводов, уложенных по дну водоемов (морей и заливов) и имеющих длину сотни километров, практически неэффективно по причине их низкой производительности.
Для диагностики трубопроводов большой протяженности, уложенных по дну водоемов, помимо решения задач внутренней и внешней дефектоскопии на локальных участках необходимо и решение задачи по определению проблемных участков трубопровода на ранних стадиях развития предаварийной ситуации одновременно по всей длине трубопровода, что может быть достигнуто при обеспечении непрерывного контроля технического состояния трубопровода с обеспечением синхронизации измеряемых параметров по всей длине трубопровода от единой системы часов реального времени и календаря. Необходимость решения данной задачи обусловлена тем, что собственная динамика таких трубопроводов подвержена существенному влиянию внешних факторов. Так, элементы трубопроводов, лежащих над разломами или каньонами морского дна, под воздействием морских течений и движением песчаных волн испытывают как стационарные, так и пульсирующие нагрузки большой интенсивности. Эти нагрузки помимо статических деформаций трубопровода вызывают и их вибрацию. Последняя в процессе эксплуатации в экстремальных условиях может сравнительно за короткое время привести к появлению в материале трубопровода усталостных напряжений и, как следствие этого, к его преждевременному разрушению. Низкочастотные пульсации давления перекачиваемого продукта оказывают влияние на значения перерезывающих сил и изгибающих моментов, возникающих на изогнутых участках трубопровода. Возникающие нагрузки зависят от геометрии изогнутых участков и условий их закрепления и в определенной степени определяют ресурс изогнутых участков.
И если, при использовании известных способов диагностики локальных участков трубопровода, включающих критические узлы и элементы, обеспечивается возможность по измеренным посредством датчиков сигналам с последующей их обработкой по статистическим характеристикам, таким как спектры мощности и корреляционные функции, с последующим сравнением с эталонными значениями выполнить анализ возможных последующих повреждений, то обеспечить контроль технического состояния по всей длине трубопровода одновременно посредством известных способов практически невозможно ввиду того, что известные способы диагностики по набору измеряемых физических параметров не позволяют определить степень воздействия на трубопровод изменяющихся во времени таких факторов, как увеличение статических нагрузок на трубопровод вследствие его деформации, вызванной горизонтально-вертикальным перемещением конструкций вследствие заглубления в грунт морского дна, возникновением свободных пролетов, влиянием морских отложений, ввиду изменчивости критических элементов гидрометеорологических факторов, таких как ледяной покров, абразия, в том числе ледовая в прибрежной зоне, литодинамические процессы, поверхностное волнение в прибрежной зоне, подводные течения, колебания уровня моря, скорость и направление ветра в прибрежной зоне, температура воздуха и морской воды в прибрежной зоне, рост морских отложений, влияние ингибиторов, движение песчаных волн.
Известен также способ экстренной диагностики трубопроводов высокого давления (патент RU №2382270 [40]). Задачей заявленного технического решения [40] является расширение функциональных возможностей способа экстренной диагностики трубопроводов высокого давления, размещенных преимущественно на дне водоемов.
Поставленная задача достигается за счет того, что в способе экстренной диагностики трубопроводов высокого давления [40], заключающемся в измерении физических величин несколькими датчиками, расположенными по всей длине трубопровода, о состоянии изделия судят по результатам сравнения измеренных физических величин с полученными для стационарных условий в течение некоторого интервала времени, согласно изобретению измерение физических величин выполняют посредством датчиков, размешенных внутри трубопровода и с внешней стороны с синхронизацией измеряемых величин от единой системы часов реального времени и календаря, при этом посредством датчиков, размещенных внутри трубопровода, дополнительно измеряют географические координаты; при установлении эталонных параметров дополнительно определяют физические параметры внешней среды с последующей их коррекцией при изменении параметров внешней среды в период эксплуатации трубопровода непрерывно и циклами, при этом n-датчиков, размещенных внутри трубопровода, перемещаются в потоке транспортируемого продукта; n-датчиков перемещаются в потоке транспортируемого продукта со скоростью, равной скорости потока или менее чем скорость потока; дополнительно определяют степень воздействия на трубопровод внешней среды при изменении ее физических параметров по одновременно измеренным сигналам посредством датчиков, размещенных внутри трубопровода и с внешней стороны, о степени воздействия судят по сравнению измеренных и эталонных физических величин посредством кластеризации и численного моделирования до и после воздействия; измерение физических параметров внешней среды выполняют посредством датчиков, размещенных в точках наблюдения, расположенных на разных уровнях в горизонтальной и вертикальной плоскостях внешней среды; n-датчиков, расположенных в точках наблюдения, размещены стационарно и на подвижных морских объектах; n-датчиков, размещенных в точках наблюдения, дополнительно регистрируют сигналы искусственных акустических аномалий в водной среде и акустического импеданса донных слоев.
В отличие от известных способов, в данном способе экстренной диагностики трубопроводов высокого давления посредством датчиков измеряют конкретные физические параметры, а именно линейное смещение, угловую скорость, частоту и амплитуду вибрации на стыковых участках трубопроводов, географические координаты, а сравнение результатов измерений выполняют с учетом корректирующих сигналов, обусловленных влиянием литодинамических процессов, придонных течений, волнения и ледовых нагрузок в прибрежной зоне, измерение физических величин, характеризующих состояние трубопровода и внешней среды, выполняют с синхронизацией измеряемых величин от единой системы часов реального времени и календаря, что не требует достаточно большого интервала времени для набора достоверного объема статистических данных с последующей обработкой с привлечением сложного математического обеспечения, что позволяет оперативно производить диагностику трубопровода, а ввод корректирующих сигналов, обусловленных влиянием внешних факторов, расширяет функциональные возможности способа и исключает субъективные ошибки при диагностике, что особенно существенно для магистральных трубопроводов высокого давления, уложенных по дну водоемов, в том числе морей и океанов.
Новым в техническом решении [40] является то, что выполняют измерение конкретных физических величин, таких как линейное смещение, угловая скорость, частота и амплитуда вибрации на стыковых участках трубопровода, определение планово-высотных и географических координат посредством датчиков, размещенных внутри трубопровода и с внешней стороны, с синхронизацией измеряемых величин от единой системы часов реального времени и календаря; при установлении эталонных параметров дополнительно определяют физические параметры внешней среды с последующей их коррекцией при изменении физических параметров внешней среды в период эксплуатации трубопровода непрерывно и циклами; n-датчиков, размещенных внутри трубопровода перемещаются в потоке транспортируемого продукта; n-датчиков перемещаются в транспортируемом продукте со скоростью, равной скорости потока или менее скорости потока; дополнительно определяют степень воздействия на трубопровод внешней среды при изменении ее физических параметров по одновременно измеренным сигналам посредством датчиков, размещенных внутри трубопровода и с внешней стороны, о степени воздействия судят по сравнению измеренных и эталонных физических величин посредством кластеризации и численного моделирования в процессе непрерывной обработки и циклами до и после воздействия; измерение физических параметров внешней среды выполняют посредством датчиков, размещенных в точках наблюдения, расположенных на разных уровнях в горизонтальной и вертикальной плоскостях внешней среды; n-датчиков, расположенных в точках наблюдения, размещены стационарно и на подвижных морских объектах, посредством которых дополнительно регистрируют сигналы искусственных аномалий в водной среде и акустического импеданса донных слоев. Определение эталонных параметров выполняют с учетом корректирующих сигналов, обусловленных влиянием литодинамических процессов, придонных течений, волнения и ледовых нагрузок в прибрежной зоне, что выгодно отличает его от известных аналогов. Однако, как показывает анализ мирового опыта создания морских трубопроводных систем, особенностей, например региона Балтийского и Северного морей, а также имеющихся исходных данных по морским участкам Северо-Европейского газопровода («Северный поток»), потенциальные опасности для возникновения аварий и отказов трубопровода обусловлены рядом причин (Концепция создания и эксплуатации комплексной системы мониторинга технического состояния морских участков подводного газопровода / Биндер Я.И., Добротворский А.Н., Пешехонов В.Г., Яценко С.В. // С-П.: Ассоциация «Морские технологии и безопасность», Государственный научно-исследовательский навигационно-гидрографический институт МО РФ, ЦНИИ «Электроприбор», ОАО «Электромеханика». Доклад на семинаре ОАО «Гипроспецгаз» и компании DNV по проблеме разработки нефтегазовых месторождений в арктических ледовых условиях, включая вопросы экспорта сжиженного природного газа, ноябрь 2004 г. [38]).
Потенциальные опасности для возникновения аварий и отказов трубопровода обусловлены в основном тремя группами причин:
I группа - процессами в геологической среде, экстремальными гидрометеорологическими условиями и природно-климатическими факторами;
II группа - опасностями техногенного происхождения;
III группа - нештатными технологическими режимами, а также естественными процессами, развивающимися с течением времени.
Особую опасность представляют процессы и явления в геологической среде, а именно экзогенные геологические процессы, гравитационное перемещение донного материала, изменение несущей способности грунта, сейсмичность морского дна и береговых зон, эндогенная геодинамика.
Проявлениями экзогенных (поверхностных) геологических процессов являются: размыв берега, ледовая абразия, абразионно-аккумулятивные процессы, связанные с волнением на открытых акваториях и придонными течениями.
Максимальная скорость дрейфа льда может составить 32-40 см/с. Наибольшие скорости придонных течений и связанные с ними литодинамические эффекты могут наблюдаться вблизи берега на глубинах до 15-20 м и достигать 180-220 см/с.
Возможным проявлением экзогенной геодинамики в пределах проектируемой трассы следует считать различного рода гравитационные перемещения донного материала в виде небольших оползней, просадок, связанных со склонами впадин в различных районах моря, когда угол наклона достигает 2-3 и более градусов на расстоянии нескольких сотен метров.
К числу опасностей природно-техногенного происхождения, формирующихся в поверхностной геологической среде, также относится динамическая деформация поверхностного слоя дна под воздействием вибрации лежащего на морском дне трубопровода.
Основная угроза эндогенной геодинамики связана с перемещением блоков земной коры и ее разуплотнением. Неравенство в скоростях движения, а тем более направленности этого движения для отдельных массивов (блоков земной коры), даже при минимальных скоростях неизбежно приводит в движение весь комплекс рыхлых покровных образований.
Экспериментально подтвержденные скорости таких перемещений составляют несколько миллиметров в год и более. Суммарное перемещение морского дна, возможное за весь эксплуатационный период газопровода, может составить заметную величину и создать определенную угрозу безопасности, особенно на участках перегиба и сочленения газопровода, а также выхода его на берег.
Можно сказать, что сейсмичность морского дна и береговых зон выступает в роли интегрального показателя и индикатора современной эндогенной геодинамики.
Инструментальная оценка сейсмичности затруднена, так как в настоящее время в этих зонах на территории РФ сейсмические станции наблюдения отсутствуют.
В тоже время большое количество наблюдательных пунктов на территории Финляндии указывает на периодическое, хотя и незначительное, колебание показателей сейсмической активности в пределах склона Балтийского кристаллического щита. К числу действующих практически постоянно факторов сейсмической опасности относятся микросейсмические процессы и явления, обуславливающие медленное накопление усталостных деформаций элементов сооружений и конструкций.
Экстремальные гидрометеорологические и природно-климатические условия обуславливают целый ряд факторов (ледяной покров, абразия береговой зоны, литодинамические процессы, поверхностное волнение, течения, штормы, изменения уровня моря, ветер, температура воздуха и морской воды, рост морских отложений и т.д.), приводящих к повышенным нагрузкам и нештатным эксплуатационным режимам газопровода.
Перечисленные выше воздействия, а также причины техногенного происхождения могут привести к планово-высотным перемещениям газопровода и увеличению статических и динамических нагрузок и, как следствие, накоплению усталостных напряжений, увеличению вибрационных нагрузок, возникновению свободных пролетов, заглублению отдельных участков в связи с изменением несущей способности грунта, что в итоге может привести к повреждению элементов конструкции газопровода вплоть до полного их разрушения.
Кроме того, нестабильность (смещение) грунта, внешние повреждения, напряжения в газопроводе влияют на восприимчивость последнего к появлению стресс-коррозионного растрескивания (Stress Corrosion Cracking (SCC)), основными причинами которого является воздействие окружающей среды (почвы, температуры, водного окружения, бактериальной активности) и действующих операционных нагрузок (прежде всего высокого циклического давления, например для СЕГ оно составляет - 25 МПа). Трещины SCC располагаются в колониях, содержащих сотни или тысячи индивидуальных трещин, которые со временем могут объединиться и вызвать утечку или разрыв трубы.
Указанные выше отличительные особенности СЕГ, а также протяженность трассы на морских участках (около 1200 км), отсутствие шлюзовых камер по трассе обуславливают необходимость постановки и решения задачи обеспечения комплексной системы мониторинга технического состояния морских участков магистральных трубопроводов, посредством технических средств их решения, а также режимов использования этих средств.
При этом применение тех или иных аппаратных средств диагностики (прежде всего внутритрубных снарядов, а также ROV - автоматизированного подводного движущегося средства, предназначенного в основном для обеспечения визуального осмотра участка трубопровода) должно определяться на основании информации, полученной с помощью систем первичных наблюдений и обработанной комплексом программ оперативной обработки, в результате чего вырабатываются обоснованные предложения (или рекомендации) по применению диагностических средств.
Так прогоны внутритрубных снарядов могут определяться следующими факторами:
- воздействием гидрометеорологических и природно-климатических факторов (например, ледяным покровом прибрежных районов (для региона Северных морей), вызывающим резкие изменения условий окружающей трубопровод среды, течениями и другими причинами, обуславливающими появление свободных пролетов трубопровода, его вибрационную нагрузку);
- сейсмической активностью.
И если гидрометеорологические и даже техногенные факторы, воздействующие на трубопровод, в значительной степени доступны контролю штатными средствами первичных наблюдений, то наблюдения сейсмической активности потребуют создания и развертывания принципиально новых технических средств.
Все вышесказанное позволяет выделить следующие определяющие составные части системы мониторинга технического состояния трубопровода:
внутритрубные диагностические снаряды, позволяющие:
- измерять изгибы (изгибные усилия), обусловленные планово-высотными смещениями трубопровода;
- измерять и привязывать профили проходных сечений трубопровода, а также деформации стенок, типа вмятин, овальностей, гофр, складок и т.д.;
- определять пространственное положение (позиционирование) трубопровода на местности;
- измерять и идентифицировать коррозионные дефекты и определять их точное положение;
комплекс программ апостериорной обработки полученной снарядами информации (ПАО);
системы первичных наблюдений, среди которых выделяется комплекс сейсмического мониторинга, назначением которого является выработка информации для программ оперативной обработки с целью формирования сигналов «сейсмической тревоги» и прогнозирования механических деформаций.
Так как планируемая трасса СЕГ (а также газопровода «Южный поток») проходит в тектонической зоне повышенного риска, что ставит остро вопрос об ее обустройстве сейсмическими станциями с современным оборудованием.
Эти станции должны быть оснащены сейсмическими датчиками сверхвысокой чувствительности, позволяющими регистрировать даже низкобальные колебания изменения несущей способности грунта в зоне проходящей трассы. Задача этих станций состоит не только в оперативном оповещении о проявлении сейсмической активности, но и в записи и сохранении всех зарегистрированных тектонических проявлений, на основании анализа которых могут строиться суммарные векторные диаграммы воздействий и рассчитываться интегральные оценки возможных смещений участков газопровода.
На каждой береговой станции вдоль трассы магистрального подводного трубопровода целесообразно разместить пары градиентометрических сейсмических приемников, в которых чувствительные элементы развернуты относительно друг друга в азимуте на 45 град. Каждая пара градиентометрических сейсмических приемников при этом выполняет роль направленной антенны. Расположение на разных сейсмических станциях при соответствующем повороте приборов в азимуте позволяет настроить сейсмические датчики на прием сигналов из определенной зоны, где пересекаются направления приема упругих колебаний.
Практика внутритрубной диагностики существующих трубопроводов подразумевает применение снарядов трех типов - измерительного (ИС) и дефектоскопического (ДС), а также снаряда для перекрытия трубопровода что обусловлено, прежде всего, необходимостью решения трех функционально разных задач:
- первой - измерения «геометрических параметров» трубопровода: координат, изгибов и соответствующих этим изгибам напряжений, что может быть решено путем применения бесплатформенной инерциальной навигационной системы (БИНС) в составе измерительного снаряда, а также - измерения профиля поперечных сечений трубопровода, что решается применением профилеметрического модуля. Выявление изгибающих напряжений должно обязательно сопровождаться измерением профиля стенок трубопровода, с тем чтобы оперативно выявить величины деформаций стенок, обусловленных появившимися изгибами.
- второй - выявления, измерения и локализации коррозионных дефектов трубопровода, что решается применением дефектоскопического снаряда с магнитной диагностикой (отметим, что магнитная диагностика и профилеметрия не сочетаются в одном снаряде по ряду причин и прежде всего по разной пропускной способности прохождения сквозь искаженные за счет деформаций стенок диаметры трубопровода);
- третий - для перекрытия трубопровода и герметизации трубопровода при обнаружении мест утечек и удалении коррозии.
Кроме того, есть и экономические причины.
Измерительный снаряд определенно дешевле дефектоскопического снаряда. При обследовании трубопровода ИС не требует низкой скорости движения в отличие от снарядов с магнитной(4-5 м/с) и ультразвуковой диагностикой (1-2 м/с). Скорость измерительного снаряда может совпадать со скоростью носителя, т.е. прогон может осуществляться за время в несколько раз меньшее, чем прогон ДС, что, соответственно, снижает затраты на проведение прогона. Обслуживание прогона измерительного снаряда также экономичнее, чем обслуживание прогона ДС.
Все вышесказанное, а также тот факт, что частота прогонов измерительного снаряда в силу литодинамических, природно-климатических и других факторов в несколько раз выше, чем частота прогонов дефектоскопического снаряда, делает экономически более выгодным наличие двух типов снарядов.
Существующая на сегодня практика организации диагностики технического состояния трубопроводов с помощью снарядов внутритрубной диагностики показывает главное - снарядов внутритрубной диагностики как отдельного товара на рынке практически не существует. Потенциальному заказчику предлагается пакет услуг по проведению внутритрубной диагностики силами и средствами исполнителя (сервисной компанией, обеспечивающей разработку и изготовление подобных снарядов).
Данные для оценки расходов на каждый пропуск диагностического снаряда по морскому участку СЕГ (включая расходы на подготовку, собственно операцию по пропуску снаряда, техническое обслуживание после прохода, обработку информации, полученной снарядом) весьма разноречивы (от 4 до 13 млн долларов), но в любом случае не оставляют сомнений в чрезвычайной дороговизне внешнего сервиса.
Как показывает практика, для диагностики магистральных трубопроводов аналогичных СЕГ необходим измерительный снаряд, включающий БИНС и модуль профилеметрических измерений.
БИНС в составе измерительного снаряда позволяет решать следующие вопросы.
1. Точное определение местоположения трассы (позиционирование) трубопровода на местности, так называемый «mapping», что в первую очередь отвечает обязательным требованиям международного стандарта безопасности, выработанным ASME (American Society of Mechanical Engineers), особенно жестким для урбанизированных районов прокладки трубопровода, а также решает ряд прикладных вопросов (упрощает проведение ремонтных работ в отдаленных районах и т.д.).
Точность вычисления координат определяется типом применяемых инерциальных чувствительных элементов (ЧЭ) и числом маркерных точек с известными координатами (полученных с помощью GPS) по трассе трубопровода.
2. Определение с высокой точностью изгибов и деформаций линий трубопровода.
Сравнение результатов съемок, производимых внутритрубным снарядом через определенные промежутки времени, обеспечивает точный мониторинг планово-высотных смещений трубопровода и его изгибов, что доказывается многолетним опытом применения подобных снарядов за рубежом [38].
Так, например, анализ данных обследования подводных участков газового трубопровода в норвежском секторе Северного моря показал, что в условиях действия циклических значений эксплуатационного давления и температуры на подводных газовых линиях вероятно появление изгибов газопровода и выхода его отдельных участков из заглубления в траншеи. При этом сравнивается «старая» технология контроля смещений газовых линий с помощью ROV, оборудованного системой гидравлического щупа с регулируемой длиной для поиска поверхности трубопровода в траншее, и «новая» - с применением внутритрубного снаряда с БИНС на борту. «Старая» технология позволяла обследовать приблизительно 1,5 км в день, т.е. требовала большого ресурса времени и была очень дорогостоящей. «Новая» технология показала более высокую точность и оперативность обследования (20 км за 1 час) и была принята к применению на подводных газовых линиях.
Что касается трубопроводов, аналогичных СЕГ, который характеризуется большой протяженностью морских участков (около 1200 км) и отсутствием промежуточных шлюзовых камер по трассе, то применение БИНС позволит измерить даже небольшие смещения и изгибы газопровода, причем с одинаково высокой точностью на протяжении всей трассы. При этом в качестве реперных точек, по которым в основном будут корректироваться показания одометров, могут быть приняты поперечные сварные швы с известными географическими координатами, полученными при прокладке.
БИНС позволяет определить точные угловые и линейные координаты выявленных профилемером дефектов. Кроме того, данные профилеметрической диагностики и выходные данные БИНС сочетаются в бортовой системе снаряда, что значительно снижает объем последующей обработки.
Известен также измерительный снаряд Geopig (BJ, Канада) [38], содержащий БИНС и профилеметрический модуль.
Известен также снаряд Scout Scan Solo Tool (PII, Великобритания), в котором нет профилеметрического модуля, но есть БИНС. Снаряд Scout Scan Solo предназначен только для измерения географических координат и кривизны трубопровода.
Практика применения профилеметрических модулей в снарядах для газовых линий традиционно использует механический профилемер, представляющий собой систему с радиально направленными подпружиненными механическими датчиками, имеющими на концах небольшие колеса, позволяющие им свободно двигаться по стенке трубы.
Обычное требование по давлению в снарядах - профилемерах (например, Geopig) - 15 МПа и скорость съемки не более 3-4 м/с. Это обусловлено, прежде всего, вибрационными и ударными (толчки, удары и т.д.) нагрузками на механические датчики, которые могут привести к проблемам пропуска участка съемки или к полному «срыву» датчика с участка стенки трубы.
Вибрационные и динамические нагрузки растут с увеличением скорости движения снаряда в трубопроводе, поэтому при использовании традиционных механических профилемеров необходимо иметь снаряды с активным управлением скоростью движения снаряда, которые при сохранении производительности работы газопровода обеспечивают необходимую скорость движения снаряда в период съемки характеристик трубопровода, или при использовании существующих снарядов понижать показатели давления газа в трубопроводе (что, с точки зрения, требований к производительности СЕГ недопустимо). Измерительных снарядов с активным управлением скоростью движения за рубежом нет, как нет снарядов для условий магистральных трубопроводов, аналогичных СЕГ, пригодных к использованию при скоростях движения газа (со скоростью газа (12-15 м/с) при давлении до 25 МПа).
В применяемых снарядах число радиально направленных механических или ультразвуковых датчиков, как правило, превышает 60 датчиков. Уменьшить количество датчиков в профилеметрическом модуле можно путем применения многоточечных систем измерения, обеспечивающих надежный контроль формы любых цилиндрических поверхностей без необходимости обеспечения образцовой оси вращения.
Известны также снаряды с магнитной диагностикой и БИНС на борту - снаряд-дефектоскоп (MFL) VECTRA (BJ (Канада), разработка 1996 г.), снаряд-дефектоскоп (MFL) Scout Scan Tool (PII (Великобритания), разработка 1996 г.) [38].
Наличие БИНС в составе снаряда-дефектоскопа обеспечивает наряду с измерением ранее перечисленных параметров:
- точное определение угловых и линейных координат дефектов: угловые координаты - с точностью ±0,1°, положение их на участке между поперечными швами - с точностью ±20 мм;
- значительное снижение объема последующей апостериорной обработки за счет взаимной обработки (сочетания) в бортовой системе снаряда данных диагностики и данных БИНС;
- выработку значений линейной скорости снаряда и значений изгибающих усилий в местах аномалий стенок трубы при проведении магнитной диагностики, что является дополнительной информацией, использующейся при идентификации и классификации дефектов.
Корреляция данных БИНС и магнитной диагностики (также как и корреляция данных БИНС и профилеметрического модуля) обеспечивает наилучшую идентификацию дефектов. Полную же идентификацию всех возможных дефектов и аномалий трубопровода обеспечивает корреляция данных, полученных в процессе пробегов обоих снарядов.
Полученные согласованные наборы данных от инспекционных снарядов - первые шаги к решению задачи управления рисками для обеспечения безопасности трубопровода. Оценивая согласованные наборы данных, можно получить гораздо более точное и всестороннее понимание состояния трубопровода, позволяющее выработать оптимальную стратегию обеспечения его целостности и надежности.
Наиболее близким по условиям применения к условиям, например, СЕГ является снаряд Magnescan XHR, специально разработанный компанией PII / Pipetronix (UK) для компании Norwegian Statoil и Asgard transport line system.
Этот снаряд разработан для обследования подводного трубопровода в Северном море, эксплуатирующегося при давлении до 22 МПа, имеющего толщину стенок - 38 мм, диаметр трубопровода - 40". Может обследовать всю трассу трубопровода за один прогон (рассчитан на 500 миль (850 км)).
Для всех компонентов этого снаряда разрабатывающей компании пришлось устанавливать новые стандарты исполнения.
Однако снаряд MagneScan XHR не удовлетворяет требованиям магистральных трубопроводов, аналогичных СЕГ, по следующим причинам:
- этот снаряд реализует технологию MFL, т.е. обеспечивает только продольное намагничивание стенок трубы, не позволяющее выявить наиболее опасный для СЕГ вид коррозии - SCC;
- снаряд не имеет системы активного управления скоростью движения снаряда (может иметь систему байпасирования без управления скоростью, которая мало эффективна при высоких скоростях движения газа);
- не имеет в своем составе БИНС.
Та же фирма (РII) имеет в своем арсенале снаряды TranScan, предназначенные для обнаружения SCC, но в настоящее время эти снаряды имеют максимальный диаметр - 36", рассчитаны на толщину стенки - не более 15 мм, давление - 22 МПа.
Таким образом, для магистральных трубопроводов, аналогичных СЕГ, необходим снаряд, сочетающий наличие БИНС и одновременно технологию продольного и поперечного намагничивания.
Известный снаряд (Патент WO №2006/101398, 2006 [39]) выполнен в виде поезда и состоит из управляющего модуля и силового модуля.
Управляющий модуль включает источник питания, часть системы связи и модуль управления силовым модулем.
Силовой модуль состоит из силовой головки, цангового зажима, конуса цанг, уплотнителя, фланцев, шарнирного соединения и роликового устройства и представляет собой дистанционно управляемый внутритрубный снаряд для очистки трубопроводов от засорений, преимущественно механического происхождения.
Известно также устройство (патент RU №2381841 [41]), предназначенное для очистки внутренней полости трубопровода и содержащее корпус со штуцером и реактивными соплами, полость для рабочего агента, например воды, вал с наконечником, закрепленный в головке, наружную втулку, внутри которой установлена державка с подшипниками и гайкой, и хвостовик с напорной камерой с соплами для выхода рабочего агента на лопасти, закрепленные изнутри на втулке с возможностью ее вращения, при этом на втулке могут быть выполнены винтообразные наружные шнековые выступы, продвигающие устройство вперед, а между корпусом и втулкой выполнен зазор для выхода отработанного агента, при этом головка снабжена ножами для разрушения крупных фракций. Недостатком данного устройства, представляющего собой гидроснаряд, является ограниченное применение, в основном для очистки подземных и наземных канализаций и иных трубопроводных систем для очистки труб от нагара, накипи и других отложений, которые сильно забиты и продолжительное время не использовались, а также заросших канализаций диаметром не более 400 мм. Кроме того, данный снаряд автономно не управляем, и для отвода отложений из трубопровода необходимы специальные отводы или отверстия в трубопроводе.
Из известных способов и устройств для их осуществления наиболее близким является способ экстренной диагностики трубопроводов высокого давления [40], включающий измерения физических величин несколькими датчиками, расположенными по всей длине трубопровода, о состоянии изделия судят по результатам сравнения измеренных физических величин с полученными для стационарных условий в течение некоторого интервала времени, согласно изобретению измерение физических величин выполняют посредством датчиков, размешенных внутри трубопровода и с внешней стороны с синхронизацией измеряемых величин от единой системы часов реального времени и календаря, при этом посредством датчиков, размещенных внутри трубопровода, дополнительно измеряют географические координаты; при установлении эталонных параметров дополнительно определяют физические параметры внешней среды с последующей их коррекцией при изменении параметров внешней среды в период эксплуатации трубопровода непрерывно и циклами, при этом n датчиков, размещенных внутри трубопровода, перемещаются в потоке транспортируемого продукта; n датчиков перемещаются в потоке транспортируемого продукта со скоростью, равной скорости потока или менее чем скорость потока; дополнительно определяют степень воздействия на трубопровод внешней среды при изменении ее физических параметров по одновременно измеренным сигналам посредством датчиков, размещенных внутри трубопровода и с внешней стороны, о степени воздействия судят по сравнению измеренных и эталонных физических величин посредством кластеризации и численного моделирования до и после воздействия; измерение физических параметров внешней среды выполняют посредством датчиков, размещенных в точках наблюдения, расположенных на разных уровнях в горизонтальной и вертикальной плоскостях внешней среды; n датчиков, расположенных в точках наблюдения, размещены стационарно и на подвижных морских объектах; n датчиков, размещенных в точках наблюдения, дополнительно регистрируют сигналы искусственных акустических аномалий в водной среде и акустического импеданса донных слоев.
При использовании внутритрубных снарядов (измерительных датчиков) также одной из сложных технических задач является задача связи внутритрубного снаряда через стенку трубопровода с диспетчерской станцией. Обычно трубопроводы выполняются из стали (например, марок Сталь 65, Сталь 70, либо Х65Х70 DIN EN ANSI) толщиной от 10 до 42 мм, что является существенным препятствием для передачи радиосигналов из трубопровода через окружающую среду на диспетчерскую станцию. Подводные трубопроводы, кроме того, имеют бетонную армированную рубашку толщиной до 120 мм.
Задачей заявляемого технического решения является расширение функциональных возможностей способа экстренной диагностики трубопроводов высокого давления, размещенных преимущественно на дне водоемов.
Поставленная задача достигается за счет того, что в способе экстренной диагностики трубопроводов высокого давления, заключающемся в измерении физических величин несколькими датчиками, расположенными равномерно по всей длине трубопровода, в котором измерение физических величин выполняют посредством датчиков, размещенных внутри трубопровода и с внешней стороны с синхронизацией измеряемых величин от единой системы часов реального времени и календаря, при этом посредством датчиков, размещенных внутри трубопровода, дополнительно измеряют географические координаты; при установлении эталонных параметров дополнительно определяют физические параметры внешней среды с последующей их коррекцией при изменении физических параметров внешней среды в период эксплуатации трубопровода непрерывно и циклами, при этом n датчиков, размещенных внутри трубопровода, перемещаются в потоке транспортируемого продукта, что n датчиков, размещенных внутри трубопровода, перемещаются в потоке транспортируемого продукта со скоростью, равной скорости потока или менее скорости потока, дополнительно определяют степень воздействия на трубопровод внешней среды при изменении ее физических параметров по одновременно измеренным сигналам посредством датчиков, размещенных внутри трубопровода и с внешней стороны, о степени воздействия судят по сравнению измеренных физических величин посредством кластеризации и численного моделирования до и после воздействия, измерение физических параметров внешней среды выполняют посредством датчиков, размещенных в точках наблюдения, расположенных на разных средах, n датчиков, расположенных в точках наблюдения, размещены стационарно и на подвижных морских объектах, посредством датчиков, размещенных в точках наблюдения, дополнительно регистрируют сигналы искусственных акустических аномалий в водной среде и акустического импеданса донных слоев, в котором в отличие от прототипа и аналогов, измерительные датчики функционально объединены в систему диагностики магистрального трубопровода с формированием измерительных блоков, включающих блок измерительных датчиков магнитной диагностики, блок измерительных датчиков акустической диагностики, профилеметрический блок, инерциальный блок, блок регистрации микросейсмических сигналов, блок устранения внутритрубных механических повреждений, посредством измерительных датчиков блока регистрации микросейсмических колебаний, размещенных на подводном грунте, регистрируют сигналы тектонических проявлений, по которым строят суммарные векторные диаграммы воздействий и рассчитывают интегральные оценки потенциальных смещений участков магистрального трубопровода, при этом регистрируют сигналы микросейсмических волн на дно на частотах 0,003-0,01 Гц. измеряют вариации магнитного поля на частотах 0,01-1,0 Гц, магнитную индукцию электромагнитного поля на частотах 1-200 Гц, электрическую составляющую электромагнитного поля на частотах 1-500 Гц, акустические шумы на частотах 5-50000 Гц, сейсмические шумы на частотах 0,01-20 Гц, гидродинамический шум моря на частотах 0,01-100 Гц, по измеренным параметрам выполняют факторный анализ на уровнях естественного геофизического фона и геофизического фона, путем построения графика амплитуд градиентов сейсмических, геодеформационных, геохимических, гидрофизических показателей при базе измерений, не превышающей 50-100 километров в средних широтах и 8-10 километров в высоких и экваториальных широтах соответственно, с ориентацией датчиков измерения по восьми румбам регистрируют сейсмические шумы на частотах 0,008-20 Гц на границе вода-грунт, построение карты амплитудных вариаций микросейсмического сигнала для каждой частоты спектра пространственных вариаций, а также привязку каждой полученной карты соответствующей ей глубине выполняют путем аппроксимации профиля рельефа по разрезу относительно береговой линии и трассы пролегания магистрального подводного трубопровода; посредством измерительных датчиков модуля регистрации микросейсмических колебаний, размещенных на суше вдоль трассы подводного магистрального трубопровода, выполненных в виде пары градиентометрических сейсмических приемников, в которых чувствительные элементы развернуты относительно друг друга в азимуте на 45 градусов; посредством зарегистрированных сигналов блоком магнитной диагностики, блоком акустической диагностики, профилеметрическим блоком, инерциального блока определяют операционные нагрузки путем выполнения операции корреляции зарегистрированных сигналов датчиками всех измерительных блоков, при этом посредством блока магнитной диагностики помимо продольного намагничивания выполняют и поперечное намагничивание, при определении географических координат мест утечек или механических повреждений внутри магистрального трубопровода, в качестве базовых географических координат, принимают значения географических координат, соответствующих местонахождению поперечных сварных швов магистрального трубопровода, установленных при прокладке магистрального трубопровода; дополнительно посредством измерительных датчиков, размещенных в водной среде. регистрируют концентрацию метана вдоль трассы подводного магистрального трубопровода; при обнаружении повреждений коррозийного происхождения выполняют перекрытие поврежденного участка трубопровода и устраняют повреждение коррозийного происхождения, посредством внутритрубного диагностического снаряда, выполненного в виде трансформера, включающего модуль управления, измерительный модуль, силовой модуль и модуль локализации повреждений. Новыми отличительными признаками предлагаемого технического решения являются следующие признаки: измерительные датчики функционально объединены в систему диагностики магистрального трубопровода с формированием измерительных блоков, включающих блок магнитной диагностики, блок акустической диагностики, профилеметрический блок, инерциальный блок, блок регистрации микросейсмических сигналов, блок устранения внутритрубных механических повреждений, посредством измерительных датчиков блока регистрации микросейсмических колебаний, размещенных на подводном грунте, регистрируют сигналы тектонических проявлений, по которым строят суммарные векторные диаграммы воздействий и рассчитывают интегральные оценки потенциальных смещений участков магистрального трубопровода, при этом регистрируют сигналы микросейсмических волн на дно на частотах 0,003-0,01 Гц, измеряют вариации магнитного поля на частотах 0,01-1,0 Гц, магнитную индукцию электромагнитного поля на частотах 1-200 Гц, электрическую составляющую электромагнитного поля на частотах 1-500 Гц, акустические шумы на частотах 5-50000 Гц, сейсмические шумы на частотах 0,01-20 Гц, гидродинамический шум моря на частотах 0,01-100 Гц, по измеренным параметрам выполняют факторный анализ на уровнях естественного геофизического фона и геофизического фона, путем построения графика амплитуд градиентов сейсмических, геодеформационных, геохимических, гидрофизических показателей при базе измерений, не превышающей 50-100 километров в средних широтах и 8-10 километров в высоких и экваториальных широтах соответственно, с ориентацией датчиков измерения по восьми румбам, регистрируют сейсмические шумы на частотах 0,008-20 Гц на границе вода-грунт, построение карты амплитудных вариаций микросейсмического сигнала для каждой частоты спектра пространственных вариаций, а также привязку каждой полученной карты соответствующей ей глубине выполняют путем аппроксимации профиля рельефа по разрезу относительно береговой линии и трассы пролегания магистрального подводного трубопровода; посредством измерительных датчиков блока регистрации микросейсмических колебаний, размещенных на суше вдоль трассы подводного магистрального трубопровода, выполненных в виде пары градиентометрических сейсмических приемников, в которых чувствительные элементы развернуты относительно друг друга в азимуте на 45 градусов; по зарегистрированным сигналам блоком магнитной диагностики, блоком акустической диагностики, профилеметрическим блоком, инерциального блока, определяют операционные нагрузки путем выполнения операции корреляции зарегистрированных сигналов датчиками всех измерительных блоков, при этом посредством модуля магнитной диагностики помимо продольного намагничивания выполняют и поперечное намагничивание, при определении географических координат мест утечек или механических, повреждений внутри магистрального трубопровода, в качестве базовых географических координат, принимают значения географических координат, соответствующих местонахождению поперечных сварных швов магистрального трубопровода, установленных при прокладке магистрального трубопровода; дополнительно посредством измерительных датчиков, размещенных в водной среде, регистрируют концентрацию метана вдоль трассы подводного магистрального трубопровода: при обнаружении повреждений коррозийного происхождения выполняют перекрытие поврежденного участка трубопровода и устраняют повреждение коррозийного происхождения посредством внутритрубного диагностического снаряда, выполненного в виде трансформера, включающего модуль управления, измерительный модуль, силовой модуль и модуль локализации повреждений.
Сущность предлагаемого способа заключается в следующем. Как и в известном способе экстренной диагностики трубопроводов высокого давления (прототип), в предлагаемом способе выполняют измерения физических величин несколькими датчиками, расположенными равномерно по всей длине трубопровода, в котором измерение физических величин выполняют посредством датчиков, размещенных внутри трубопровода и с внешней стороны с синхронизацией измеряемых величин от единой системы часов реального времени и календаря, при этом посредством датчиков, размещенных внутри трубопровода, дополнительно измеряют географические координаты; при установлении эталонных параметров дополнительно определяют физические параметры внешней среды с последующей их коррекцией при изменении физических параметров внешней среды в период эксплуатации трубопровода непрерывно и циклами, при этом n датчиков, размещенных внутри трубопровода, перемещаются в потоке транспортируемого продукта, n датчиков, размещенных внутри трубопровода, перемещаются в потоке транспортируемого продукта со скоростью, равной скорости потока или менее скорости потока, дополнительно определяют степень воздействия на трубопровод внешней среды при изменении ее физических параметров по одновременно измеренным сигналам посредством датчиков, размещенных внутри трубопровода и с внешней стороны, о степени воздействия судят по сравнению измеренных физических величин посредством кластеризации и численного моделирования до и после воздействия, измерение физических параметров внешней среды выполняют посредством датчиков, размещенных в точках наблюдения, расположенных на разных средах, n датчиков, расположенных в точках наблюдения, размещены стационарно и на подвижных морских объектах, посредством датчиков, размещенных в точках наблюдения, дополнительно регистрируют сигналы искусственных акустических аномалий в водной среде и акустического импеданса донных слоев. При этом в отличие от прототипа дополнительно выполняют следующие операции.
Измерительные n датчики, которые размешенные внутри трубопровода, функционально объединены в систему внутренней диагностики магистрального трубопровода с формированием измерительных блоков - блока магнитной диагностики, блока акустической диагностики, профилеметрического блока, инерциального блока, блока регистрации микросейсмических сигналов, блока устранения внутритрубных механических повреждений.
Измерительные блоки установлены на носителе, представляющем собой внутритрубный диагностический снаряд, выполненный в виде трансформера, который включает модуль управления, измерительный модуль, силовой модуль и модуль локализации повреждений. При этом все модули связаны между собой информационными каналами связи и устройством сочленения, снабженного стыковочным узлом, что позволяет формировать внутритрубный диагностический снаряд измерительными средствами и инструментами для диагностики и устранения поверхностных повреждений.
В состав n датчиков, размещенных в окружающей природной среде трубопровода, введены датчики регистрации сейсмических сигналов (как низкочастотных, так и высокочастотных сейсмических колебаний), которые размещены как в зоне прохождения трассы трубопровода, так и в прибрежной зоне, вдоль трассы трубопровода, которые информационно и функционально объединены в модуль регистрации как низкочастотных, так и высокочастотных сейсмических сигналов.
Посредством измерительных датчиков блока регистрации микросейсмических колебаний, размещенных на подводном грунте, регистрируют сигналы тектонических проявлений, по которым строят суммарные векторные диаграммы воздействий и рассчитывают интегральные оценки потенциальных смещений участков магистрального трубопровода, при этом регистрируют сигналы микросейсмических волн на дно на частотах 0,003-0,01 Гц, измеряют вариации магнитного поля на частотах 0,01-1,0 Гц, магнитную индукцию электромагнитного поля на частотах 1-200 Гц, электрическую составляющую электромагнитного поля на частотах 1-500 Гц, акустические шумы на частотах 5-50000 Гц, сейсмические шумы на частотах 0,01-20 Гц, гидродинамический шум моря на частотах 0,01-100 Гц.
По полученным параметрам выполняют факторный анализ на уровнях естественного геофизического фона и геофизического фона, путем построения графика амплитуд градиентов сейсмических, геодеформационных, геохимических, гидрофизических показателей при базе измерений, не превышающей 50-100 километров в средних широтах и 8-10 километров в высоких и экваториальных широтах соответственно, с ориентацией датчиков измерения по восьми румбам. При этом регистрируют сейсмические шумы на частотах 0,008-20 Гц на границе вода-грунт. Строят карты амплитудных вариаций микросейсмического сигнала для каждой частоты спектра пространственных вариаций, а также привязку каждой полученной карты соответствующей ей глубине выполняют путем аппроксимации профиля рельефа по разрезу относительно береговой линии и трассы пролегания магистрального подводного трубопровода.
Измерительные датчики блока регистрации сейсмических колебаний, размещенные в прибрежной зоне, вдоль трассы подводного магистрального трубопровода, выполнены в виде пары градиентометрических сейсмических приемников, в которых чувствительные элементы развернуты относительно друг друга в азимуте на 45 градусов. При этом каждая пара градиентометрических сейсмических приемников выполняет роль направленной антенны. Такое расположение в нескольких точках вдоль трассы трубопровода, при соответствующем повороте приборов в азимуте, позволяет настроить сейсмические датчики на прием сигналов из определенной зоны, где пересекаются направления приема упругих колебаний.
Посредством зарегистрированных сигналов датчиками магнитной диагностики, датчиками акустической диагностики, профилеметрическими датчиками, инерциальными датчиками определяют операционные нагрузки путем выполнения операции корреляции зарегистрированных сигналов всеми датчиками измерительного модуля. При этом посредством блока магнитной диагностики помимо продольного намагничивания выполняют и поперечное намагничивание. При определении географических координат мест утечек или механических повреждений внутри магистрального трубопровода, в качестве базовых географических координат, принимают значения географических координат, соответствующих местонахождению поперечных сварных швов магистрального трубопровода, установленных при прокладке магистрального трубопровода. Дополнительно посредством измерительных датчиков, размещенных в водной среде, регистрируют концентрацию метана вдоль трассы подводного магистрального трубопровода. При обнаружении повреждений коррозийного происхождения выполняют перекрытие поврежденного участка трубопровода и устраняют повреждение коррозийного происхождения, посредством технических средств дистанционно управляемого внутритрубного снаряда.
Внутритрубный диагностический снаряд выполнен в виде трансформера и включает модуль управления, измерительный модуль, силовой модуль и модуль локализации повреждений, которые соединены между собой информационными связями и узлами сочленения со стыковочными узлами.
Внутритрубный диагностический снаряд выполнен в виде «поезда» и состоит из модуля управления, силового модуля, измерительного модуля и модуля локализации повреждений. При этом состав внутритрубного диагностического снаряда может формироваться в зависимости от решаемых задач. Внутритрубный диагностический снаряд управляется с диспетчерской станции по гидроакустическому каналу связи.
Модуль управления включает источник питания, модем гидроакустического канала связи, систему навигации и управления движением на основе инерциальной навигационной системы, систему автоматического управления движением с датчиками обратной связи, туннельные вертикальные и горизонтальные движители, блок управления силовым модулем и модулем локализации повреждений.
Для исключения помех, обусловленных прохождением акустических волн от диспетчерской стации до управляемого внутритрубного диагностического снаряда через морскую воду, обшивку и корпус трубы и транспортируемый по трубопроводу продукт, приемопередающие устройства гидроакустического канала связи установлены на внешней обшивке трубопровода, на внутренней поверхности трубопровода на корпусе управляемого внутритрубного диагностического снаряда.
Измерительный модуль включает функциональные измерительные блоки (акустические, магнитные и т.д.) и бесплатформенную инерциальную систему (БИС).
Силовой модуль состоит из силовой головки, цангового зажима, цанг, уплотнителя, фланцев, шарнирного соединения, роликового устройства, гидроцилиндра и поршня, а также монтажных и крепежных узлов и элементов, и предназначен для перекрытия внутренней полости трубопровода.
Модуль локализации повреждений снабжен элементами устранения повреждений, выполненных в виде резочных и фрезеровальных узлов, который также снабжен мобильным резервуаром для утилизации продукта очистки, выполненным в виде съемного резервуара из эластичного материала. Аналогом является устройство, приведенное в описание к патенту RU №2381841.
Датчик обнаружения метана предназначен для измерения концентрации метана в водной толще. Датчик представляет собой полупроводниковый прибор, принцип работы которого заключается в том, что диффузия молекул углеводородов из воды через специальную силиконовую мембрану транслируется в камеру датчика. Адсорбция молекул углеводов на активном слое датчика приводит к электронному обмену с молекулами кислорода, таким образом, меняя сопротивление активного слоя, которое преобразуется в выходное (измеряемое) напряжение.
Основные характеристики датчика:
- 10 µм силиконовая мембрана;
- рабочая глубина 0-3500 м;
- рабочая температура 2-20 градусов С;
- время измерения от 1 до 3 сек.;
- время стабилизации диффузии до 5 минут, в зависимости от турбулентности;
- входное напряжение 9-36 В:
- расход энергии 160 мА/ч;
- выходной сигнал - аналоговый 0-5 В и цифровой RS-485;
- метан 50 нмоль/л - 10µ моль/л.
Аналогом датчика обнаружения метана является датчик типа METS («CAPSUM»).
Посредством стационарно установленных на трубопроводе акустических датчиков регистрируют акустические сигналы, формируемые внутритрубной средой. При обнаружении акустических аномалий, посредством датчиков, расположенных на поверхности трубопровода, определяют место повреждения. При этом накопление результатов и взаимно спектральный анализ сигналов осуществляют между каждой парой соседних датчиков непрерывно или эпизодически по заданной программе, а при выявлении сигнала тревоги, до уточнения, например, места течи, определяют аварийный участок трубопровода между парой соседних датчиков, сигнализировавших о наличии течи.
При этом в отличие от известных устройств место повреждения определяют относительно ближайших реперных точек по отношению к месту повреждения, расположенных в поперечных сварных швах с известными плановыми географическими координатами.
При обнаружении акустических аномалий внутри трубопровода стационарно установленными датчиками или датчиками, размещенными в окружающей среде трубопровода, по команде с диспетчерского пункта через шлюзовую камеру подводного трубопровода вводят внутритрубный диагностический снаряд. Предварительно в блок управления измерительного модуля и модуля управления вводят координаты места повреждения и подают команду на движительный комплекс.
После чего внутритрубный диагностический снаряд начинает движение в сторону выявленного повреждения. По достижении места повреждения, путем сравнения установленных и выработанных инерциальной системой координатами, подается команда на модуль управления для обеспечения режима торможения и силовой блок, который фиксирует внутритрубный диагностический снаряд на поверхности трубопровода в режиме «стоп», путем перекрытия трубопровода по его диаметру. При выявлении очага повреждения и его характера принимается решение по его локализации. Если очаг повреждения обусловлен наличием коррозии или налетами инородного вещества, то приводится в действие модуль локализации повреждений, снабженный элементами устранения повреждений, выполненных в виде резочных и фрезеровальных узлов, который также снабжен мобильным резервуаром для утилизации продукта очистки, выполненным в виде съемного резервуара из эластичного материала. Аналогом модуля локализации повреждений является устройство, приведенное в [4].
При этом, если работы по локализации очага повреждения требуют длительного периода его устранения, то измерительный модуль и модуль управления могут быть отстыкованы посредством элемента сцепления со стыковочным узлом.
Далее, посредством измерительного модуля выполняют акустические, магнитные и профилеметрические измерения на перекрытом участке трубопровода для выявления возможных дефектов. По завершении работ по устранению выявленного повреждения модули путем стыковки соединяются.
При движении внутритрубного диагностического снаряда до места повреждения также посредством БИС измеряют небольшие смещения и изгибы газопровода, причем с одинаково высокой точностью на протяжении всей трассы движения внутритрубного диагностического снаряда. При этом в качестве реперных точек, по которым корректируются показания предыдущих, например профилеметрических измерений (посредством измерительных датчиков, представляющих собой, например, одометр), приняты поперечные сварные швы с известными географическими координатами, полученные при прокладке трубопровода.
Посредством БИС также определяют точные угловые и линейные координаты выявленных дефектов. Кроме того, данные профилеметрической диагностики и выходные данные БИС сочетаются в бортовой системе дистанционно управляемого внутритрубного диагностического снаряда, что значительно снижает объем последующей обработки.
При этом БИС обеспечивает:
- точное определение угловых и линейных координат дефектов: угловые координаты - с точностью ±0,1°, положение их на участке между поперечными швами - с точностью ±20 мм;
- значительное снижение объема последующей апостериорной обработки за счет взаимной обработки (сочетания) в бортовой системе снаряда данных диагностики и данных БИС;
- выработку значений линейной скорости внутритрубного диагностического снаряда и значений изгибающих усилий в местах аномалий стенок трубы при проведении магнитной диагностики, что является дополнительной информацией, использующейся при идентификации и классификации дефектов.
При наличии существенного очага повреждения, требующего длительного времени для его устранения, силой модуль и модуль локализации повреждений могут быть временно отстыкованы от модуля управления и измерительного модуля, которые в этот период могут проводить замеры в других точках трубопровода, с последующей обратной их стыковкой.
Полученные при этом согласованные наборы измерений можно рассматривать, как первые шаги к решению задачи управления рисками для обеспечения эксплуатационной безопасности магистрального трубопровода. Оценивая согласованные наборы данных, можно получить гораздо более точное и всестороннее понимание состояния трубопровода, позволяющее выработать оптимальную стратегию обеспечения его целостности и надежности.
Кроме того, данные профилеметрической диагностики и выходные данные БИС сочетаются в бортовой системе внутритрубного диагностического снаряда, что значительно снижает объем последующей обработки.
Корреляция данных БИНС и магнитной диагностики (также как и корреляция данных БИС и профилеметрического датчика) обеспечивает наилучшую идентификацию дефектов. Полную же идентификацию всех возможных дефектов и аномалий трубопровода обеспечивает корреляция всех данных, полученных в процессе пробега внутритрубного диагностического снаряда и зарегистрированных датчиками, установленными на корпусе трубопровода.
Использование предлагаемого устройства обеспечивает:
- значительное снижение объема последующей апостериорной обработки за счет взаимной обработки (сочетания) в бортовой системе внутритрубного диагностического снаряда данных диагностики, данных БИС и данных измерительных датчиков, установленных на корпусе трубопровода;
- выработку значений линейной скорости внутритрубного диагностического снаряда и значений изгибающих усилий в местах аномалий стенок трубы при проведении магнитной диагностики, что является дополнительной информацией, использующейся при идентификации и классификации дефектов.
Устройство для реализации предлагаемого способа может быть сформировано из имеющих промышленное применение измерительных датчиков, механизмов, узлов и элементов автоматики и вычислительной техники.
Источники информации
1. Авторское свидетельство SU №336463.
2. Авторское свидетельство SU №380910.
3. Авторское свидетельство SU №411268.
4. Авторское свидетельство SU №417675.
5. Авторское свидетельство SU №724957.
6. Авторское свидетельство SU №724959.
7. Авторское свидетельство SU №930034.
8. Авторское свидетельство SU №932098.
9. Авторское свидетельство SU №941776.
10. Авторское свидетельство SU №947666.
11. Авторское свидетельство SU №1079946.
12. Авторское свидетельство SU №1208402.
13. Авторское свидетельство SU №1368685.
14. Авторское свидетельство SU №1657988.
15. Авторское свидетельство SU №1778597.
16. Авторское свидетельство SU №1781577.
17. Авторское свидетельство SU №1800219.
18. Патент RU №2011110.
19. Патент RU№2026372.
20. Патент RU №2047039.
21. Патент RU №2047815.
22. Патент RU №2053436.
23. Патент RU №2084757.
24. Патент US №3045116.
25. Патент US №3744298.
26. Патент US №4289019.
27. Патент GB №1349120.
28. Патент FR №2374628.
29. Патент FR №2504651.
30. Патент DE №3112829.
31. Патент JP №4611795.
32. Патент JP №556856.
33. Патент JP №6322531.
34. Волошин В.И. и др. Акустический определитель местоположения развивающегося дефекта // Дефектоскопия, 1980, 8. - С.69-74.
35. Патент RU №2229708.
36. Патент RU №2196312.
37. Патент RU №2221230.
38. Концепция создания и эксплуатации комплексной системы мониторинга технического состояния морских участков подводного газопровода / Биндер Я.И., Добротворский А.Н., Пешехонов В.Г., Яценко С.В. // С-П.: Ассоциация «Морские технологии и безопасность», Государственный научно-исследовательский навигационно-гидрографический институт МО РФ, ЦНИИ «Электроприбор», ОАО «Электромеханика». Доклад на семинаре ОАО «Гипроспецгаз» и компании DNV по проблеме разработки нефтегазовых месторождений в арктических ледовых условиях, включая вопросы экспорта сжиженного природного газа, ноябрь 2004 г.
39. Патент WO №2006/101398, 2006.
40. Патент RU №2382270.