Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1 Аналитический обзор современных технологий обследования подводных переходов трубопроводов 21
Выводы по главе 1 30
ГЛАВА 2 Комплекс аппаратуры, применяемый для дистанционного электромагнитного диагностирования подводных переходов трубопроводов 31
2.1 Магнитометр-градиентометр Pipe-Mag 31
2.2 Аппаратура электромагнитной диагностики трубопроводов АЭМД 34
Выводы по главе 2 42
ГЛАВА 3 Исследование электромагнитного поля подводных переходов нефте- и газопроводов 43
3.1 Исследование электромагнитного поля токовой петли 48
3.2 Методы уменьшения погрешностей измерений 58
3.3 Исследования изоляционного покрытия подземного газопровода на полигоне ОАО «Гипрониигаз» 63
3.4Иссследование состояния изоляционного покрытия подводных переходов газопроводов 67
Выводы по главе 3 70
ГЛАВА 4 Исследование магнитных полей подводных переходов нефте- и газопроводов 72
4.1 Магнитное поле подводного перехода нефте- и газопровода.. 72
4.2 Физическое моделирование магнитного поля нефте- и газопровода 80
4.3 Моделирование магнитного подводного перехода нефте- и га-зопровода в программном комплексе ANSYS 85
4.4 Исследования напряженного состояния подводных переходов нефте- и газопроводов 90
Выводы по главе 4 96
ГЛАВА 5 Обоснование технологии дистанционного электромагнитного контроля технического состояния подводных переходов нефте- и газопроводов 99
5.1 Технология проведения работ при диагностировании подводного перехода с использованием троса 106
5.2 Технология проведения работ при диагностировании подводного перехода с использованием плавсредства 107
Выводы по главе 5 109
ГЛАВА 6 Технико-экономическая оценка технологии дистанционного электромагнитного диагностирования подводных переходов нефте- и газопроводов
6.1 Общие сведения о технологии дистанционного электромагнитного диагностирования подводных переходов нефте- и газопроводов 114
6.2 Маркетинговые исследования 116
6.3 Сравнение трудозатрат разработанной и традиционной технологий диагностирования подводных переходов 118
6.4 Сравнение технико-экономических показателей разработанной и традиционной технологий диагностирования подводных
переходов 118
Выводы по главе 6 123
Заключение 125
Список литературы 127
- Аппаратура электромагнитной диагностики трубопроводов АЭМД
- Исследования изоляционного покрытия подземного газопровода на полигоне ОАО «Гипрониигаз»
- Физическое моделирование магнитного поля нефте- и газопровода
- Технология проведения работ при диагностировании подводного перехода с использованием плавсредства
Введение к работе
Актуальность темы исследований
Количество отказов подводных переходов нефте- и газопроводов в расчете на мерную длину трубопровода больше частоты отказов магистральных нефте- и газопроводов в 1,3 раза. В связи с повышенными экологическими рисками к безопасности и надежности подводных переходов трубопроводов предъявляются повышенные требования.
Диагностика подводных переходов с целью определения их технического состояния является сложной задачей. Водолазное обследование очень дорого и трудоемко. Не всегда возможно получить доступ к трубопроводу для контактной диагностики, особенно уложенному в траншею. Для внутритрубной диагностики необходимо иметь камеры приема-запуска на берегах водной преграды, но большинство подводных переходов (за исключением крупных водоемов) ими не оборудовано. Поэтому разработка дистанционного электромагнитного диагностирования подводных переходов нефте- и газопроводов является важной задачей. Проведение дистанционного обследования целесообразно при непрерывном движении с автоматической записью всех исследуемых параметров с плавательного средства и желательно без участия оператора.
Большой вклад в развитие методов дистанционного контроля трубопроводов внесли следующие ученые и специалисты: Абакумов А.А., Агиней Р.В., Дубов А.А., Демченко Н.П., Елисеев А.А., Ивлиев Е.А., Крапивский Е.И., Кулеев В.Г., Логачев А.А., Ломтадзе В.В., Мамонтов Ю.М., Мужицкий В.Ф., Некучаев В.О., Семенов В.В., Kneller E., Mager A. и многие др.
Изложенное выше свидетельствует о том, что методическое обеспечение, разработка технологий и оснащение соответствующими средствами дистанционного контроля технического состояния подводных переходов трубопроводов для их безопасной эксплуатации являются актуальными.
Цель диссертационной работы
Обоснование технологии дистанционного магнитного и электромагнитного диагностирования подводных переходов нефте- и газопроводов при непрерывном движении измерительной аппаратуры.
Основные задачи исследования
-
Обосновать необходимость одновременного исследования магнитных и электромагнитных полей подводных переходов нефте- и газопроводов для диагностирования их технического состояния в движении.
-
Повысить точность диагностирования путем исследования влияния наклона, поворота и вращения датчиков аппаратуры в процессе
измерения электромагнитного поля подводных переходов нефте- и газопроводов при определении их пространственного положения, состояния изоляционного покрытия и введения необходимых поправок в измеряемые величины.
-
Исследовать влияние наклона, поворота и вращение датчиков аппаратуры в процессе измерения магнитного поля подводных переходов нефте- и газопроводов при определении их напряженного состояния и разработать методику введения поправок в результаты измерения магнитного поля, с использованием показаний электромагнитного канала аппаратуры
-
Разработать технологию дистанционного магнитного и электромагнитного диагностирования подводных переходов нефте- и газопроводов.
-
Выполнить технико-экономическое обоснование эффективности применения технологии дистанционного магнитного и электромагнитного контроля подводных переходов нефте- и газопроводов.
Идея работы
Диагностирование одновременно нескольких параметров магнитного и электромагнитного поля подводных переходов нефте- и газопроводов позволяет осуществлять контроль пространственного местоположения, состояния изоляционного покрытия и определять участки напряженного состояния подводного перехода при непрерывном движении измерительной аппаратуры.
Научная новизна работы
-
-
Обосновано комплексное обследование технического состояния подводных переходов нефте- и газопроводов при непрерывном движении измерительной аппаратуры, основанное на измерении в двух точках пространства трех составляющих вектора постоянного магнитного поля и трех составляющих вектора переменного магнитного поля при помощи датчиков, конструктивно совмещенных в двух блоках аппаратуры.
-
Получены новые зависимости взаимно ортогональных составляющих вектора напряженности постоянного и переменного магнитного поля от пространственного местоположения, состояния изоляционного покрытия и напряженного состояния подводного перехода нефте- и газопровода.
Защищаемые научные положения
1. Использование двух трехкомпонентных взаимно перпендикулярных датчиков переменного магнитного поля, расположенных в двух точках пространства и двух совмещенных с ними трехкомпонентных магниторезистивных датчиков постоянного магнитного
поля позволяет проводить диагностирование технического состояния подводного перехода нефте- и газопровода при непрерывном движении измерительной аппаратуры.
2. Введение поправок в измеряемые магнитное и электромагнитное поля, которые учитывают поворот, наклон и вращение датчиков аппаратуры, позволяет с достаточной для практического применения точностью (5-10 см) определять пространственное местоположение, исследовать нарушения изоляционного покрытия и участки напряженного состояния подводных переходов нефте- и газопроводов при непрерывном движении измерительной аппаратуры.
Методика исследований
В основу проведенных исследований положен системный подход к изучаемому объекту. При решении поставленных задач использован комплексный метод исследований: обобщение и анализ теоретических и экспериментальных трудов в области электромагнитной диагностики трубопроводов, а также исследования по обоснованию технологии диагностирования подводных переходов нефте- и газопроводов.
Достоверность полученных результатов и научных положений доказана сходимостью теоретических и экспериментальных результатов при проведении лабораторных экспериментов, математического моделирования и анализа полевых исследований с применением методов регрессионного анализа.
Практическая ценность работы
Разработанная технология дистанционного электромагнитного диагностирования подводных переходов нефте- и газопроводов позволяет с достаточной для практического применения точностью (5-10 см) определять пространственное положение подводного перехода, места и размер нарушений изоляционного покрытия и участки напряженных состояний подводного перехода трубопровода.
Апробация работы
Апробация технологии была проведена в полевых условиях на следующих объектах:
-
-
-
Распределительный трубопровод высокого давления (г. Москва, ОАО «Газпром газораспределение»);
-
Трубопроводный полигон (ОАО «Гипрониигаз», г. Саратов);
-
Подводный переход газопровода через р. Москва (ООО «Подводгазэнергосервис», г. Москва);
-
Подводный переход «Северо-Европейского газопровода» через о. Ушаковское (ООО «Подводгазэнергосервис», г. Выборг);
-
Полигон (ЗАО ИЦ «ВНИИСТ-ПОИСК», г. Москва);
6.Подземные и подводные трубопроводы ГУП «Водоканал» (ООО «Аква-Икс», г. Санкт-Петербург);
Основные положения, результаты теоретических и экспериментальных исследований, выводы и рекомендации докладывались на:
-
-
-
-
Научно-техническая конференция. Доклад "The complex of remote electromagnetic diagnostics of marine pipelines". Фрайбергская горная академия, г. Фрайберг, Германия, июнь 2011 г;
-
Научно-техническая конференция. Стажировка «Современные технологии освоения месторождений углеводородного сырья». Доклад "Complex distance and in-line inspection of underwater gas pipeline". Краковская горная академия. г. Краков, Польша, ноябрь 2011г;
-
Парижская горная школа "Ecole des Mines de Paris". Тема круглого стола «Перспективы развития топливно-энергетического комплекса и обеспечение энергетической безопасности стран ЕС», г. Париж, Франция, апрель 2012г;
-
VI Международная учебно-научно-практическая конференция, Уфа, 2010 г;
-
XXXIX Неделя науки СПбГПУ. Международная научно- практическая конференция, Санкт-Петербург, 6-11 декабря 2010.
-
Межрегиональный научно-практический семинар «Рассохинские чтения», Ухта, 2011г;
Публикации
По теме диссертации опубликовано 9 научных работ, из которых 3 работы в изданиях, входящих в перечень научных изданий, рекомендованных ВАК Минобрнауки России.
Личный вклад соискателя состоит в постановке задач исследований, проведении лабораторных и полевых экспериментов, разработке и обосновании технологии дистанционного комплексного магнитного и электромагнитного диагностирования подводных переходов нефте- и газопроводов. Проведение технико-экономического обоснования технологии.
Реализация результатов работы
Разработанная технология дистанционного электромагнитного диагностирования подводных переходов нефте- и газопроводов может быть использована на нефтегазотранспортных предприятиях, а также в компаниях, проводящих диагностику и обследования нефте- и газопроводов.
Структура и объем работы
Диссертация состоит из введения, шести глав, заключения, изложена на 137 страницах текста, содержит 46 рисунков, 14 таблиц, список использованных источников из 92 наименований.
Аппаратура электромагнитной диагностики трубопроводов АЭМД
Диссертация состоит из введения, шести глав, основных выводов и рекомендаций, изложена па 137 страницах текста, содержит 46 рисунков, 14 таблиц, список использованных источников из 92 наименований.
Генеральному директору ОАО «Гипроииигаз» Шурайц А.Л., заместителю генерального директора по технической политике и стратегическому развитию ОАО «Гипроииигаз» Недлину М.С., помощнику директора по техническому диагностированию и внедрению новой техники ОАО «Гипроииигаз» Каплину A.M., генеральному директору ЗАО ИЦ «ВНИИСТ-ПОИСК» Мамонтову Ю.М., генеральному директору ООО «Подводгазэпергосервис» Никоненко А.Д., начальнику ИАЦ «Дюкер» Гайдукевичу СВ., доценту кафедры гидрофизических средств поиска СПбГМТУ Ивлиеву Е.А., сотрудникам ОАО «Гипроииигаз», ИАЦ «Дюкер» и 000 «Подводгазэиергосервис».
Во введении приведена общая характеристика работы, обоснована ее актуальность, определены цель, идея, задачи работы, изложены защищаемые положения, научная новизна и практическая значимость.
В первой главе проведен анализ состояния теоретических и экспериментальных исследований в области магнитной и электромагнитной диагностики подземных и подводных переходов трубопроводов.
Российские и зарубежные ученые и специалисты, которые определили основные направления и современный уровень развития средств и методов дистанционного контроля трубопроводов и внесли болыпой вклад в развитие магнитных и электромагнитных методов: Абакумов А.А., Агиией Р.В., Акулов 1-І.С, Альбанова Е.В., Андреева Е.Г., Велиюлин В.И., Галлямов И.И., Герасимов В.Г., Глазунов В.В., Григорович К.К., Дубов А.А., Демченко Н.П., Дягилев В.Ф., Елисеев А.А., Зацепин Н.Н., Ивлиев Е.А., Клюев В.В., Кобру 11 нов А.И., Комаров В.А., Крапивский Е.И., Кулеев В.Г., Логачев А.А., Лом-тадзе В.В., Мамонтов Ю.М., Михайлов М.И., Михаиовский В.И., Мужицкий В.Ф., Ыекучаев В.О., Петров Н.А., Сапожников А.Б., Семенов В.В., Сухору-ков В.В., Тамм И.Е., Федосенко Ю.К., Харииовский В.В., Шатерников В.Е., Шкатов П.Ы., Kneller Е, Mager А., Бэкмап В., Швейк В. и многие др.
Показано, что в анализируемых работах дистанционному техническому диагностированию подводных переходов иефте- и газопроводов не уделено достаточного внимания.
Проведенный анализ показал необходимость разработки комплексной магнитной и электромагнитной технологии определения пространственного местоположения, оценки состояния изоляционного покрытия и изгибных напряжений подводных переходов нефте- и газопроводов. Работы должны выполняться в движении с непрерывной записью результатов диагностирования в компьютер, чтобы исключить пропуски нарушений изоляции и напряженного состояния нефте- и газопровода, и желательно без участия оператора.
Во второй главе представлено краткое описание аппаратурного комплекса, использованного при изучении магнитных и электромагнитных полей подводных переходов трубопроводов.
Компанией НПО «ЭНТ» (г. Санкт-Петербург) создана аппаратура Pi-peMag с б ферромагнитными датчиками магнитного поля и с двухкомпо-нентным акселерометром.
Датчики могут вращаться вокруг вертикальной и горизонтальной осей. Аппаратура испытана в лаборатории диагностики нефтегазопроводов Национального минерально-сырьевого университета «Горный» и в ООО «Севергазпром» автором диссертационной работы под руководством Е.И. Крапивского.
В 2009 г. по ТЗ Горного университета ЗАО «ИЦ ВНИИСТ-ПОИСК» создана аппаратура для дистанционного мапппометрического и электрометрического обследования трубопроводов при непрерывном движении со ско 12 ростыо до 5 км в час (АЭМД). С 2010 года автором диссертационной работы разрабатывается методика определения технического состояния подводных трубопроводов в полевых условиях.
Аппаратурный комплекс для проведения лабораторных и полевых исследований магнитных и электромагнитных полей состоит:
Аппаратура электромагнитного диагностирования подземных и подводных трубопроводов (АЭМД) содержит 6 взаимно ортогональных магни-торезистивных датчиков постоянного и низкочастотного переменного магнитного поля, 6 взаимно ортогональных индукционных датчиков переменного электромагнитного поля, акселерометр, одометр и другие устройства. Отечественных и зарубежных аналогов не имеет.
В третьей главе приведены экспериментальные исследования переменных электромагнитных полей подземных и подводных переходов трубопроводов. Нами (автором диссертационной работы, Ю.М. Мамонтовым и Е.И. Крапивским) предложено использовать три взаимно перпендикулярные магнитные и индукционные антенны - вертикальную, горизонтальную поперечную и горизонтальную продольную, расположенные в двух точках около-трубного пространства приблизительно перпендикулярно оси трубопровода.
Для индукционных взаимно-перпендикулярных антенн получена формула для определения глубины залегания и расстояния до оси трубопровода.
Полученные алгоритмы заложены в методики определения местоположения трубопровода. Измеряемые и вычисляемые величины: 6 компонент напряженности постоянного магнитного поля, их разности, модуль полного вектора, 6 компонент индукции переменного элсктромагнитио поля (па частоте генератора), угол поворота, угол наклона, угол вращения, пройденное расстояние, затраченное время, атенюация, сопротивление изоляционного покрытия, сила тока, расстояния от оси трубопровода до аппаратуры по вертикали и горизонтали.
Исследования изоляционного покрытия подземного газопровода на полигоне ОАО «Гипрониигаз»
С целью сравнения результатов, получаемых с помощью приборного комплекса АЭМД, с результатами других используемых в ОАО «Газпром» приборов были проведены их испытания на действующем газопроводе. При этом использовались следующие приборы: система анализа состояния изоляционного покрытия и глубины залегания РСМ; искатель повреждения изоляции ИПИ; измерительная система для определения эффективности катодной защиты и контроля изоляционного покрытия MoData-2; измеритель концентрации напряжений ИКН-ЗМ-12. Испытания проводились па контрольном участке газопровода протяженностью 1400 м. Диаметр газопровода составлял 1020 мм, толщина стенки трубы 11,5 мм, изоляционное покрытие - плёночное двухслойное. Испытания показали следующее: - результаты определения мест повреждения изоляционного покрытия с помощью АЭМД совпадают с результатами, полученными системами MoData-2, РСМ и ИПИ; - результаты измерения характеристик магнитного поля АЭМД над контрольным участком газопровода совпадают с результатами, полученными с помощью измерителя ИКН-ЗМ-12; - результаты измерения географических координат встроенным спутниковым приёмником АЭМД и GPS-приёмником G arm in 76CSX находятся в пределах допустимых значений, характерных для спутниковых приёмников; - при сравнении результатов глубины залегания газопровода и относительных значений натекающего тока, полученных системой РСМ и комплексом АЭМД, можно отметить их хорошую сходимость; - чувствительность АЭМД к магнитному полю на порядок выше, чем чувствительность измерителя ИКН ЗМ-12, что позволяет проводить контроль газопроводов малого диаметра при большой глубине залегания; - измерение тока па частоте 625 Гц (АЭМД) в сравнении с частотой 4,2 Гц (РСМ) позволяет более эффективно определять электрическое сопротивление изоляционного покрытия благодаря большей величине коэффициента затухания тока; - результаты измерений полностью подтверждаются обследованием газопровода в контрольном шурфе.
Таким образом, АЭМД при одном проходе оператора по трассе газопровода совмещает в себе возможности перечисленных выше приборов.
Другими преимуществами АЭМД являются наглядность представления информации и воспроизводимость результатов контроля при их точной географической привязке. Это позволяет надежно определять и назначать места шурфов, а также осуществлять мониторинг технического состояния газопровода в режиме периодического диагностирования. В настоящее время АЭМД рекомендован к сертификации и серийному производству.
По мнению разработчиков совмещение измерений нескольких параметров в одном приборе повышает его разрешающую способность и достоверность обследования. Так при обработке результатов магнитометрического контроля учитывается положение магнитных преобразователей относительно оси трубопровода в плане и по глубине, так как диаграммы этих параметров записываются одновременно с магнитограммами. Привязка диаграмм (магнитограмм) к трассе осуществляется датчиком пути и, кроме того, координаты точек контроля через заданное расстояние с помощью GPS-приемпика фиксируются в глобальной навигационной системе GPS. Комплекс обеспечивает возможность записи меток в ЗУ для привязки диаграмм к естественным ориентирам или по усмотрению оператора, при этом координаты этих меток в системе GPS также записываются в ЗУ.
Все результаты контроля автоматически записываются в ЗУ. Блок обработки имеет режим просмотра па его дисплее записанных в ЗУ результатов контроля. Дальнейшая обработка и документирование результатов контроля осуществляется на любом персональном компьютере по специальной программе. При этом могут выдаваться еще и диаграммы затухания тока и сопротивления изоляции трубопровода. Согласно рекламе комплекс заменяет аппаратуру для электрометрического контроля и аппаратуру для магпитометриче 42 ского контроля. Производительность работ с применением комплекса во много раз выше, чем с использованием известных приборов.
Кроме того, АЭМД является незаменимым для контроля состояния металла и сварных соединений трубопроводов без их вскрытия там, где нет возможности их диагностики с помощью внутритрубных снарядов из-за технологических причин (нет камер пуска и приема, трубопровод имеет внутренние подкладные кольца или футеровку, трубопровод имеет недопустимые для пропуска снаряда углы поворота).
Особенно эффективно применение комплекса при проведении работ по паспортизации и плановым обследованиям газонефтепроводов. При этом, учитывая, что трудозатраты на обследование во много раз меньше, чем с использованием известных приборов, плановые обследования можно проводить чаще, что будет способствовать повышению эксплуатационной надежности и долговечности газоие-фтепродуктопроводов.
Разработанная аппаратура АЭМД обеспечит бесконтактный высокопроизводительный автоматический объективный контроль технического состояния трубопроводов с автоматическим документированием его результатов при непрерывном перемещении оператора вдоль трассы трубопровода. При этом с помощью комплекса проводятся одновременно два вида контроля: электрометрический и магнитометрический. Данная аппаратура легла в основу разработанной технологии дистанционного электромагнитного диагностирования подводных переходов нефте- и газопроводов.
Физическое моделирование магнитного поля нефте- и газопровода
В начале газопровода 0=159мм (точка А на рисунке 19) ив местах установки электроизолирующих вставок обустроены шурфы, выполненные в виде газовых колодцев из железобетонных колец 0=1500 мм - 6 шт. Рядом с шурфами установлены стационарные контрольно-измерительные пункты (СКИП), оснащенные электродами сравнения длительного действия с внешними электродами (датчиками потенциала). На концах изолирующих соединений установлены контактные устройства для обеспечения электрической связи между секционированными участками газопровода. В местах пересечения газопровода с дорогой установлены футляры (2 шг.), выполненные из стальных труб 0=325мм длиной 7 и 7,5 м с битумной изоляцией. Защита футляров от коррозии осуществляется с помощью протекторов типа ПМ-10У и блока совместной защиты типа БДЗ-10. Рядом с футлярами установлены СКИП, оснащенные электродами сравнения длительного действия с внешними электродами (датчиками потенциала). Блок совместной защиты установлеи па СКИП у футляра, установленного на газопроводе со стеклоэмале-вой изоляцией.
Для катодной защиты газопровода установлены анодные зазсмлители (A3) типа ЭГТ-2500 в количестве 8 шт. (две группы по 4 шт.). Место установки показано на схеме. Для коммутации анодных заземлителей установлен СКИП. Для осуществления ЭХЗ и испытаний станций катодной защиты у учебно-лабораторного корпуса установлена эстакада с возможностью размещения на ней до пяти станций катодной защиты (СКЗ). Обустроена линия электроснабжения мощностью не менее 15 кВт. В качестве защитного заземления используется контур защитного заземления учебно-лабораторного корпуса.
Для испытуемых анодных заземлителей обустраивается площадка (место расположения указано па схеме). Для коммутации испытуемых анодных заземлителей установлен СКИП.
При испытании анодных заземлителей подача отрицательного потенциала от СКЗ осуществляется на подземный трубопровод без изоляционного покрытия 0=325мм длиной 29,5 м (место расположения показано па рисунке 20).
При проведении приборного обследования газопровода предусмотрено подключение в начале и в конце газопровода заземлителей - имитаторов бесконечного продолжения газопровода, выполненных из стального уголка 50x50 длиной 6 м - в начале газопровода и двух стальных уголков длиной по 3 м каждый - в конце. В начале газопровода подключение заземлителя к трубе осуществляется в газовом колодце, в конце - в СКИП.
На участке газопровода с битумной изоляцией обустроен участок имитаторов дефектов изоляционного покрытия. «Точечные» имитаторы с площадью дефекта Sі=0,1 см", S2=1,0 см", S3=10 см", S }=100 см" и «протяженный» дефект, выполненный из стальной проволоки 0=бмм длиной 11м, уложенной вдоль трубы, подключаются к трубе с помощью коммутаторов, установленных в непосредственной близости от дефектов. Управление коммутаторами осуществляется с пульта, подключаемого к разъемам комму іагюров, выведенных в СКИП. Па пульте предусмотрена возможное і ь контроля і ока, стекающего с дефекта (в режиме «Контроль»).
На рисунке 20 представлены результаты исследования состояния изоляционного покрытия подземного газопровода на трубопроводном полигоне ОЛО «Гипроииигаз», г. Саратов.
Исследование состояния изоляционного покры і ия подземного газопровода где R-сопротивление изоляционного покрытия, alpha - аттспюация, L -горизонтальное расстоняие до оси трубопровода, Н - глубина залегания трубопровода, I - сила тока. Состояние изоляционного покрытия на всем учасіке подземного газопровода является неудовлетворительным с величиной сопротивления изоляционного покрытия менее 10 Ом м. Па графике явно выражена агтенюация в интервале 30-75м, это говорит о значительных повреждениях изоляционного покрытия.
Показатель alpha - аттенюация или ослабление силы электрического тока является индикатором местоположения дефекта изоляционного покрытия. Из рисунка видно, чю были включены 2 дефекта изоляционного покрытия, на расстоянии 47 и 58 м. На участке 30-75 м расположены имитаторы дефектов изоляции. Этот участок состоит из локальных повреждений изоляции и одного продолговатого. Локальные участки - проволока с одной стороны приварена к стенке газопровода с другой стороны к железной пластине). Продолговатый участок -проволока с одной стороны приварены к стенке газопровода и через несколько метров приварена к газопроводу в другом участке. Были проведены исследования этого участка с попеременным отключением дефектов изоляции.
Исследование состояния изоляционного покрытия подводных переходов газопроводов Исследование изоляционного покрытия подводного перехода трубопровода «Северо-Европейский газопровод» проводилось на подводном преходе газопровода через озеро У таковское, г. Выборг. Рисунок 22 - Исследования подводного перехода газопровода «Северо-Европейский газопровод», озеро Ушаковское, г. Выборг
Подводный переход состоит из двух ниток диаметром 1420 мм, максимальная глубина подводного перехода 3,5м. Ширина зеркала воды 95 м. В дюкерной части трубопровода максимальная глубина равна 5,2м. Подводный переход через Ушаковское озеро участок трубопровода «Ссверо-Европейский газопровод» является подводящим участком к газопроводу «Северный поток». Сила тока, подведенная от генератора к газопроводу 180 мА, частота 625 Гц. Alpha мЬ/м
Технология проведения работ при диагностировании подводного перехода с использованием плавсредства
В зависимости от шага сканирования, максимальная длина магнитограмм, отображенная на дисплее, позволяет просмотреть от 20 до 100 м трассы. Получение магнитограмм может осуществляться не только в функции пути, но и в функции времени, при этом минимальный шаг сканирования по времени 50 мс, по пути 0,1 м. Шаг сканирования и вид сканирования (по пути или времени) задается оператором.
Магнитометрическое обследование позволяет выявлять аномалии магнитного поля над трубопроводом, обусловленных дефектами основного металла, сварных соединений или участками напряженного состояния трубопровода, являющимися зонами концентрации механических напряжений -основными источниками развивающихся повреждений [54, 60].
Аномальное магнитное поле трубопроводов является наложением аномальных полей разнорапговых объектов, отличающихся по форме, намагниченности, глубине залегания. С погружением намагниченных объектов происходит расширение аномалий, их слияние от достаточно близких объектов, что затрудняет их локализацию и диагностику. Рассмотрим решение задач интерпретации данных контроля технического состояния магистральных трубопроводов с позиций геофизики [64, 69, 75, 76]. К сожалению, дистанционная дефектоскопия магистральных трубопроводов редко учитывает опыт интерпретации аномалий, развитый в течение более чем 50 лет развития геофизики. Подготовка настоящего раздела ставит своей задачей частично ликвидировать этот пробел.
Расчет магнитного поля от однородно намагниченных модельных объектов простых форм выполняется по аналитическим формулам. Для вычисления поля от двухмерного тела в геофизике чаще всего используется модель вытянутого цилиндра с многоугольным вертикальным сечением. Намагниченность в пределах объекта считается постоянной, либо задается в виде того или иного закона изменения намагниченности.
В случае тел сложной формы объект аппроксимируется набором элементарных тел простой формы. Многочисленные способы вычисления ПОЛЯ от сложного объекта отличаются формой аппроксимирующей элементарной ячейки, в качестве которой используются вертикальные, наклонные и горизонтальные призмы, вертикальные и горизонтальные цилиндры многоугольного сечения, кубы, всевозможные многогранники. В программе ANSYS имеется свыше 100 различных типов плоских и объемных элементарных ячеек.
Интерпретация магнитных полей предполагает решение задач трех основных типов: A. Обнаружение дефектов трубопроводов, что требует обнаружения аномалий от этих объектов. Выделение аномалий высокой интенсивности может быть проведено визуально. Однако многие дефекты трубопроводов создают аномалии, не определяемые визуально из-за многочисленных помех различного происхождения. B. Разделение аномалий и локализация объектов. Эти задачи исключи тельно важны, так как аномальные поля достаточно сложны и обусловлены разными дефектами, расположенными па разных глубинах. Цель обработки разделить поля от объектов, получить аномалии от изолированных объектов и свести сложную задачу интерпретации к набору более простых задач. C. Количественная интерпретация наблюденных полей, состоящая в выборе модели изучаемого объекта (даже для трубопровода оан не всегда известна, т.к. при его сварке стыкуются объекты с различным направлением намагниченности) и определении его геометрических и физических парамет ров, удовлетворяющих как наблюденному полю, так и априорным данным. Очевидно, что успешное решение перечисленных задач для сложного магнитного поля возможно лишь при его достаточно качественном разделе 95 ний, к сожалению, точное разделение интерферирующих полей принципиально недостижимо.
В настоящее время сложились два взаимно дополняющих друг друга направления, предназначенные для обнаружения и разделения магнитных аномалий - детерминистское и вероятностно-статистическое. Детерминистское направление рассматривает магнитные аномалии как потенциальные поля, осложненные помехами разного происхождения, и при решении любых задач интерпретации стремится максимально учитывать физическую специфику интерпретируемой аномалии. Вероятностно - статистическое направление преимущественно ориентировано на обнаружение и выделение слабых аномалий и рассматривает исходные поля как случайные функции с некоторыми статистическими свойствами.
Основные способы обнаружения аномалий
Результаты магнитных съемок представляются в виде графиков измеренных полей. Первая задача интерпретатора состоит в обнаружении графиках магнитного поля достоверных аномалий. Визуально обнаружение аномалий выполняется в рамках процедуры - морфологический анализ графиков. При этом должны быть обнаружены все достоверные аномалии. Здесь возможны ошибки двух родов - ошибка пропуска объекта (ошибка первого рода) и ошибка ложного обнаружения объекта (ошибка второго рода). Обнаруживаемую визуально аномалию считают достоверной, если она отмечается не менее чем по трем соседним точкам, значения поля в которых превышают более чем в три раза среднеквадратичную погрешность съемки. Второй этап морфологического анализа состоит в обнаружении и классификации локальных аномалий. Локальные аномалии связаны с небольшими по размерам пе-одиородиостями (например, дефектами трубопровода). При этом каждой из обнаруженных достоверных аномалий ставится в соответствие какой-либо дефект. Основные способы разделения аномалий
На величину магнитных аномалий в каждой точке наблюдений влияюч все магпитоактивные объекты. В связи с этим аномальные поля оказываются сложными, что затрудняет их геологическое истолкование и даже визуальное обнаружение. Поэтому первостепенной задачей является разделение сложных полей на более простые, интерпретация простых полей по отдельности и объединение полученных частных моделей в общую модель изучаемой площади. Эта идея привела к разработке разнообразных методов разделения аномалий. Следует отметить, что задачи разделения весьма сложны и неоднозначны, прежде всего, из-за эквивалентности полей от разных источников, расположенных на разных глубинах. Разделение магнитных аномалий осложняется также за счет взаимного влияния намагниченных тел, расположенных близко друг к другу. Такие тела намагничиваются не только за счет земного магнитного и собственного размагничивающего полей, но также и за счет влияния аномального поля соседнего дефекта. Поэтому магнитные аномалии, строго говоря, принципиально невозможно разделить. Лишь в случае слабых магнитных аномалий взаимовлиянием обычно Итак, точное разделение магнитных аномалий невозможно, однако даже грубое разделение полей весьма полезно.
Похожие диссертации на Разработка технологии дистанционного электромагнитного диагностирования подводных переходов нефте- и газопроводов
-
-
-
-
-
-
