CC BY
129
УДК 528.9:553.98
ГЕОИНФОРМАЦИОННАЯ МОДЕЛЬ МОНИТОРИНГА ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ ТРУБОПРОВОДОВ НЕФТЕГАЗОВОГО КОМПЛЕКСА
Александр Владимирович Комиссаров
Сибирская государственная геодезическая академия, 630108, Россия, г. Новосибирск, ул. Плахотного, 10, кандидат технических наук, доцент кафедры физической геодезии и дистанционного зондирования, тел. (383)361-01-59, e-mail: kaf.astronomy@ssga.ru
Людмила Константиновна Радченко
Сибирская государственная геодезическая академия, 630108, Россия, г. Новосибирск, ул. Плахотного, 10, кандидат технических наук, старший преподаватель кафедры картографии и геоинформатики, тел. (383)361-06-35, e-mail: kaf.kartography@ssga.ru
Статья посвящена основным особенностям отображения результатов мониторинга объектов нефтегазового комплекса(НГК) на примере одного из магистрального трубопровода крупнейшей российской нефтяной компании. Результатом работ является геоинформационная модель технического состояния магистрального трубопровода на основе ежегодных результатов внутритрубной диагностики.
Ключевые слова: геоинформационная модель НГК, мониторинг технического состояния магистрального трубопровода.
GEOINFORMATION MODEL
OF OIL AND GAS PIPE-LINE TECHNICAL STATE MONITORING
Alexandr V. Komissarov
Siberian State Academy of Geodesy, 630108, Russia, Novosibirsk, 10 Plakhotnogo St., Ph. D., Associate Professor of the Department of Physical Geodesy and Remote Sensing, tel. (383)361-01-59, e-mail: kaf.astronomy@ssga.ru
Lyudmila K. Radchenko
Siberian State Academy of Geodesy, 630108, Russia, Novosibirsk, 10 Plakhotnogo St., Ph. D., senior lecturer of the Department of Cartography and Geoinformatics, tel. (383)361-06-35, e-mail: kaf.kartography@ssga.ru
The article deals with the main features of displaying the results of oil and gas enterprise objects monitoring on the base of one of the main pipeline of the Russia's largest oil company. The result of the work is the main pipeline technical state geoinformation model based on the annual pigging results.
Key words: oil and gas enterprise geoinformation model, main pipe-line technical state monitoring.
Магистральные трубопроводы являются сложным техническим сооружением НГК, состоящим из многокилометровой трубопроводной нити, нефте - или газоперекачивающих станций, переходов через реки, дороги.
Эксплуатировать и поддерживать трубопроводные системы в рабочем состоянии - важнейшая научная, техническая и экономическая задача.
Поддержание надёжности элементов оборудования на должном уровне возможно при проведении профилактических работ на основании результатов диагностики неразрушающего контроля и мониторинга диагностических показателей в течение всего периода эксплуатации оборудования. В настоящее время это возможно проводить с помощью методов геоинформационного картографирования, которое позволяет нам создавать различные геоинформационные модели.
Геоинформационным моделям коммуникаций нефтегазового комплекса (НГК) в период с 2004 г. по 2008 г. были посвященыстатьи, в них рассказывалось о создании, содержании, использовании и применении этих моделей.
Данные модели применяются для решения ряда производственных задач с помощью прикладных программ, позволяют решать следующие геоинформационные задачи:
- автоматически измерять геометрические параметры: длину линейных коммуникаций и площадь промышленных площадок;
- оперативно запрашивать, редактировать нужную информацию на основе проведенного обновления местности;
- осуществлять планирование и строительство новых коммуникаций;
- проводить инвентаризацию и паспортизацию объектов нефтедобычи;
- осуществлять контроль за добычей, транспортировкой нефти и газа;
- определять степень убытков сельскохозяйственных земель при разработке месторождений;
- создавать ГИС нефтегазового комплекса;
- проводить мониторинг состояния коммуникаций и предотвращать аварийные ситуации, на этом пункте остановимся подробнее.
Мониторинг состояния — наблюдение за состоянием объекта для определения и предсказания момента перехода в предельное состояние. Результат мониторинга состояния объекта представляет собой совокупность диагнозов составляющих его субъектов, получаемых на неразрывно примыкающих друг к другу интервалах времени, в течение которых состояние объекта существенно не изменяется.
Основными проблемамиприэксплуатации трубопроводов являются утечки, способные оказать серьезное негативное воздействие на окружающую среду и вызвать необходимость затрат средств и времени на их ремонт. Причиной утечек могут быть:
- деформации, вызванные землетрясениями, оползнями, коррозией, износом, а также незаконные врезки в трубопровод посторонними лицами;
- некачественные изделия (заводской брак), нарушение технологий при строительстве.
Контроль трубопроводов позволяет решить большое количество задач, связанных с обеспечением надежности, безопасности и минимизации
экономических затрат на эксплуатацию и ремонт трубопроводов. Особенностями трубопроводов являются их большая протяженность, высокая стоимость и, зачастую, сложность доступа к ним. Для предотвращения аварийных ситуаций предлагается методика создания геоиформационной модели (ГИМ) мониторинга.
Для создания ГИМ мониторинга используются:
- ГИМ коммуникаций НГК;
- результаты внутритрубной диагностики;
- результаты геодезических работ.
К результатам внутритрубной диагностики относятся особенности трубопроводов (вмятины, потеря металла, трещины,стыки, сварные швы,фланцевые соединения, отводы, тройники, гофры и муфты) и маркерные пункты.Эти данные получаются с помощью дефектоскопии. Дефектоскопия -метод предложенный С. Я. Соколовым в 1928 году и основанный на исследовании процесса распространения ультразвуковых и магнитных колебаний с частотой 0,5 — 25 МГц в контролируемых изделиях с помощью специального оборудования — ультразвукового дефектоскопа. Является одним из самых распространенных методов неразрушающего контроля.
Внутритрубная диагностика трубопроводов основана на использовании автономных снарядов-дефектоскопов (поршней, pigs), движущихся внутри контролируемой трубы под напором перекачиваемого продукта (нефть, нефтепродукты, газ и т.п.). Снаряд снабжен аппаратурой (обычно ультразвуковой или магнитной) для НК трубы, записи и хранения в памяти данных контроля и вспомогательной служебной информации, а также источниками питания аппаратуры.
Измерительная часть снаряда состоит из множества датчиков (сенсоров), расположенных так, чтобы зоны чувствительности датчиков охватывали весь периметр трубы. Это позволяет избежать пропуска дефектов трубы.
Датчики ультразвукового снаряда излучают ультразвук в тело трубы и принимают отраженные дефектами сигналы. В магнитном снаряде ферромагнитный материал трубы намагничивается постоянными магнитами до состояния близкого к техническому насыщению, а потоки рассеяния, вызванные дефектами, регистрируются магниточувствительными датчиками (например, датчиками Холла).
Магнитный снаряд-дефектоскоп состоит из трех секций, соединенных между собой шарнирно для прохождения изгибов трубопровода.Постоянные магниты, размещенные на двух кольцах средней секции, создают в трубе продольный магнитный поток между двумя кольцами стальных проволочных щеток, скользящих по внутренней поверхности трубы. Кольцо с подпружиненными держателями блоков датчиков расположено между кольцами щеток, обеспечивая скольжение датчиков по поверхности трубы. Полиуретановые манжеты служат для создания перепада давления перед и позади снаряда, чем обеспечивается его движение в трубе.
Снаряд вводится в контролируемый трубопровод через камеру пуска-приемки систем очистки и диагностики (СОД), проходит по трубе сотни километров, накапливая информацию о ее состоянии в бортовой памяти, а затем извлекается через аналогичную камеру. После выгрузки снаряда информация считывается на внешний терминал, а затем поступает на сервер базы данных, расшифровывается, обрабатывается программой обработки данных, анализируется оператором и представляется в виде отчета.
Программное обеспечение позволяет автоматически выделить области аномалий трубы, идентифицировать до 15 классов аномалий, (трещины, коррозионные поражения и т.д.), определить местоположение и размеры дефектов.
Данные дефектоскопии трансформируются в специальной программе из собственной системы координат в геодезическую. Далее данные дефектоскопии в программе Мартйэнакладываются на ГИМ коммуникаций, в программе Autocadстроятся профиля трубопроводов для анализа аналогичных предыдущих данных.
С учетом погрешностей профилимера строится график маркерных пунктов (отметок дневной поверхности трубопровода) и анализируется с другими годами.
Готовые материалы передаются в компанию - диагноста для составления:
1) отчета по классификации внутритрубных дефектов по степени опасности:
- подлежащие первоочередному ремонту и устранению;
- рассматриваемые в динамике.
2) отчета по устранению изменений планово-высотного состояния трубопровода по степени опасности:
- на особо-опасные участки с рекомендациями по устранению;
- на опасные с уменьшением срока мониторинга для маркшейдерской службы эксплуатационной организации.
По результатам диагностики делают заключение о промышленной безопасности трубопровода. Кроме этого данные диагностики в сопровождении с ГНСС (глобальные навигационно-спутниковые системы) измерениями используют для мониторинга положения трубопровода в пространстве.
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК
1. Радченко Л. К. Цели и задачи картографирования коммуникаций // Сб. научных трудов аспирантов и молодых ученых СГГА. Выпуск 3 / Под общ. ред. Т. А. Широковой; СГГА. - Новосибирск, 2006. - С. 51-52.
2. Радченко Л. К. Разработка структурной модели нефтегазодобывающего комплекса для целей картографирования // ГЕО-Сибирь-2006. Междунар. науч. конгр. : сб. материалов в 6 т. (Новосибирск, 24-28 апреля 2006 г.). - Новосибирск: СГГА, 2006. Т. 1, ч. 2. - С. 258-259.
3. Радченко Л. К. , Топчилов М. А. К вопросу о классификации карт коммуникаций // Междунар. пром. форум GEOFORM+ : конф. «Геопространственные технологии и сферы их применения» 14-17 марта 2005 г., Москва. - М., 2005.
4. Радченко Л. К. Технология создания цифровых карт и планов коммуникаций // ГЕО-Сибирь-2006. Междунар. науч. конгр. : сб. материалов в 6 т. (Новосибирск, 24-28 апреля
2006 г.). - Новосибирск: СГГА, 2006. Т. 1, ч. 2. - С. 214-218.
5. Радченко Л. К. Создание карт-схем коридоров наземных и подземных коммуникаций масштаба 1:5000 на примере нефтегазоносных месторождений Ямала // Региональная научно-практ. конф. с междунар. участием, посвящ. 85-летию Роскартографии и 30-летию кафедры инж. геодезии и картографии ИрГТУ «Геодезия, картография, кадастр земель Прибайкалья» 12-13 марта 2004 г., Иркутск. - Иркутск, 2004.
6. Радченко Л. К. Создание цифровых моделей карт местности и инженерных коммуникаций масштаба 1:5000 на территорию месторождений нефти и газа ОАО «Сибнефть-ННГ» // Современные проблемы геодезии и оптики: сб. науч. ст. по материалам LIV научно-тех. конф., посвящ. 225-летию геодез. образования в России, 19-23 апр. 2004 г., Новосибирск. - Новосибирск: СГГА, 2005. - С. 103-106.
7. Середович В. А., Блинов А. С., Радченко Л. К. Отображение пространственной модели подземных коммуникаций на плоскости // Междунар. промышл. форум GEOFORM+ Конф. «Геопространственные технологии и сферы их применения» 14-17 марта 2005 г., Москва. - М., 2005.
8. Радченко Л. К., Топчилов М. А. Особенности геоинформационного картографирования нефтегазовых комплексов // ГЕ0-Сибирь-2005. Науч. конгр. : сб. материалов в 7 т. (Новосибирск, 25-29 апреля 2005 г.). - Новосибирск: СГГА, 2005. Т. 4. - С. 104-107.
9. Радченко Л. К. Картографическое обеспечение нефтегазовых комплексов // ГЕО-Сибирь-2007. III Междунар. науч. конгр. : сб. материалов в 6 т. (Новосибирск, 25-27 апреля
2007 г.). - Новосибирск: СГГА, 2007. Т. 1, ч. 2. - С. 156-159.
10. [Электронный ресурс]. - Режим доступа: http://ru.wikipedia.org
© А. В. Комиссаров, Л. К. Радченко, 2014
