CC BY
47
УДК: 621.643.622.32 https://doi.org/10.24411/0131-4270-2020-6-10-14
МЕТОДИКА ПОЗИЦИОНИРОВАНИЯ
ВНУТРИТРУБНОГО СНАРЯДА
ПРИ ЕГО ПРОПУСКЕ ПО МАГИСТРАЛЬНОМУ
ГАЗОПРОВОДУ
METHOD OF POSITION OF PIPELINE INSPECTION GAUGE WHEN IT PASSES IN THE GAS PIPELINE
А.Н. Коваленко1, В.В. Уланов1, Ю.С. Матвеева2, Р.А. Шестаков1
1 Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) им. И.М. Губкина, 119991, Москва, Россия
E-mail: [email protected]
ORCID: https://orcid.org/0000-0002-8778-2708, E-mail: [email protected] ORCID: https://orcid.org/0000-0003-4437-0612, E-mail: [email protected]
2 АО «Мосгаз», 105120, Москва, Россия
ORCID: https://orcid.org/0000-0003-1157-6200, E-mail: [email protected]
Резюме: В статье рассматривается проблема точности и достоверности результатов внутритрубной диагностики магистральных трубопроводов, которая возникает вследствие погрешности измерения координаты дефектоскопа. В ходе математического моделирования движения дефектоскопа по магистральному газопроводу была разработана методика определения его местоположения при пропуске по участку магистрального газопровода. Разработанная методика основывается на построении совместной математической модели работы магистрального газопровода и внутритрубного снаряда при его пропуске. Представлен расчетный алгоритм методики, а также пример расчета сопровождения дефектоскопа.
Ключевые слова: природный газ, магистральный газопровод, внутритрубный дефектоскоп, снаряды очистки и диагностики (СОД), внутритрубная диагностика.
Для цитирования: Коваленко А.Н., Уланов В.В., Матвеева Ю.С., Шестаков Р.А. Методика позиционирования внутритрубного снаряда при его пропуске по магистральному газопроводу // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. 2020. № 5-6. С. 10-14.
D0I:10.24411/0131-4270-2020-6-10-14
Alexander N. Kovalenko1, Valeriy V. Ulanov1, Yuliya S. Matveeva2, Roman A. Shestakov1
1 Gubkin Russian State University of Oil and Gas (National Research University), 119991, Moscow, Russia
E-mail: [email protected]
ORCID: https://orcid.org/0000-0002-8778-2708, E-mail: [email protected] ORCID: https://orcid.org/0000-0003-4437-0612, E-mail: [email protected]
2 JSC MOSGAZ, 105120, Moscow, Russia
ORCID: https://orcid.org/0000-0003-1157-6200, E-mail: [email protected]
Abstract: The article deals with the problem of accuracy and reliability of the results of in-line inspection of main pipelines, which occurs due to the error of measuring the coordinates of the pipeline inspection gauge. In the course of mathematical modeling of the movement of the pipeline inspection gauge along the main gas pipeline, a method was developed for determining its location when passing through a section of the main gas pipeline. The developed method is based on the construction of a joint mathematical model of the operation of the main gas pipeline and the pipeline inspection gauge during its passage. The calculation algorithm of the method is presented, as well as an example of calculating the maintenance of the pipeline inspection gauge.
Keywords: natural gas, main gas pipeline, pipeline inspection gauge, PIG, in-line inspection.
For citation: Kovalenko A.N., Ulanov V.V., Matveeva YU.S., Shestakov R.A. METHOD OF POSITION OF PIPELINE INSPECTION GAUGE WHEN IT PASSES OF THE GAS PIPELINE. Transport and Storage of Oil Products and Hydrocarbons. 2020, no. 5-6, pp. 10-14.
DOI:10.24411/0131-4270-2020-6-10-14
В современном мире одним из самых распространенных видов транспорта нефти, нефтепродуктов и природного газа является трубопроводный транспорт [1-4]. Сооружены и эксплуатируются протяженные и разветвленные трубопроводные системы, по которым углеводороды перекачиваются от мест добычи к местам потребления.
Основной проблемой трубопроводного транспорта является обеспечение безопасной и бесперебойной транспортировки углеводородов, что подразумевает проведение технической диагностики объектов и сооружений, задействованных в этом процессе [5-8]. Одним из основных видом технической диагностики трубопроводов является внутри-трубная дефектоскопия [9-11].
Современные внутритрубные дефектоскопы основываются на магнитном, вихретоковом, ультразвуковом и иных методах неразрушающего контроля, которые являются весьма эффективными [9-12]. Несмотря на всю
эффективность и актуальность внутритрубной дефектоскопии, существует ряд проблем при ее проведении [1317], в том числе проблема точности определения местоположения внутритрубных снарядов очистки и диагностики (СОД) при их пропуске в магистральном трубопроводе [18]. Точность позиционирования дефектоскопа напрямую влияет на точность определения местоположения дефектов магистральных трубопроводов и в целом на эффективность проведенной технической диагностики участка трубопровода.
Для повышения точности фиксации координат дефектов трубопровода используются интегрированные системы ориентации и навигации, располагаемые на борту дефектоскопа. Системы такого рода представляют собой совокупность бесплатформенной инерциальной системы ориентации и системы навигации в виде одометров, спутниковых навигационных систем и геодезических средств
для определения координат характерных точек трубопровода. Точность решения задачи позиционирования трубопровода в пространстве определяется погрешностями системы навигации (10-15 м) и одометрической системы (0,1%), а также погрешностями решения задачи ориентации. Из опыта эксплуатации внутритрубных дефектоскопов следует, что угловое смещение продольной оси СОД относительно оси трубопровода может составлять примерно ±1°, что при длине участка трубопровода всего до 1 км может привести уже к погрешности определения координат до 20 м [19, 20].
С целью дальнейшего повышения точности позиционирования внутритрубных снарядов применяются специальные маркеры, представляющие собой закладные пластины или сверхсильные магниты, однако у них есть один существенный недостаток: они не определются дефектоскопами, использующими иные методы контроля, а также про-филемерами. По этой причине в работе [18] было предложено использовать не маркеры, а специальные маркерные трубы, на которых закладные маркеры имеют форму двух концентрических колец определенной толщины, изготовленных из того же материала, что и трубы газопровода, расположенных на определенном расстоянии друг от друга и имеющих заданную длину.
Однако по большей мере трубопроводы не оснащены подобными маркерами и маркерными трубами по различным причинам. В связи с этим необходимо иметь методику определения местоположения внутритрубного снаряда (независимо от типа: скребок, дефектоскоп или профи-лемер) с целью отследить его фактическое местоположение по трассе газопровода, основываясь на параметрах режима его работы.
Для решения данной технической задачи был разработан расчетный алгоритм определения координаты СОД, основанный на моделировании движения газа и СОД в магистральном газопроводе (МГ).
Для корректной работы алгоритма данной методики необходимо знать основные параметры, представленные ниже.
1. Состав транспортируемого газа и его физические свойства:
М-,, рКр /, тКр ,}
(1)
Ркр I - критическое давление /-го компонента природного газа, Па; Ткр / - критическая температура ¡-го компонента природного газа, К.
2. Технологические параметры работы МГ:
{^ ^ Т , (2)
где Рн - давление в начальном сечении участка МГ, Па; Рк -давление в конечном сечении участка МГ, Па; Т - средняя на участке МГ температура газа, К; Qk - коммерческий расход газа на участке МГ, млн м3/сут.
3. Конструкционные параметры ЛЧ МГ:
5, А, Ц,
(3)
где г - молярная доля /-го компонента природного газа; м -молярная масса /-го компонента природного газа, кг/кмоль;
где Dн - наружный диаметр МГ, м; 5 - толщина стенки МГ, м; А - абсолютная шероховатость внутренней стенки МГ, м; L - протяженность линейной части МГ, м.
4. Сопротивление, создаваемое поршнем - dP, Па.
Последовательность расчетного алгоритма авторской методики позиционирования СОД в магистральном газопроводе:
- в связи с тем что природный газ представляет собой смесь различных газов с разными физическими свойствами, необходимо определить его основные физические свойства как смеси отдельных газов - молярную массу газа и псевдокритические параметры, вычисляемые по закону аддитивности, а также газовую постоянную (Я) согласно [21, 22];
- по средней температуре и давлению газа на участке МГ рассчитываются приведенные параметры и коэффициент сверхсжимаемости ^) для данного природного газа;
- определяется коэффициент гидравлического сопротивления (X) для рассматриваемого трубопровода;
- рассчитывается период давления, создаваемого СОД при его пропуске по участку магистрального газопровода
т
- проводится расчет, по которому строятся два распределения давления на диагностируемом участке МГ по начальному и конечному давлениям;
- далее происходит сравнение значений двух распределений давления по длине участка МГ, которые построены по начальным и конечным параметрам, и определяется координата местоположения СОД в МГ из условия:
РЫ - Р2(Хсоп) - dP] < 8, (4)
I Таблица 1
Состав и физические свойства природного газа
Компонент Состав, % Молярная масса, кг/кмоль Критическое давление, МПа Критическая температура, К
Метан 94 16,042 4,641 190,55
Этан 2 30,068 4,913 305,5
Пропан 0,5 44,094 4,264 369,8
Азот 1,5 28,016 3,396 126,25
Сероводород 0,5 34,9 8,721 373,56
Углекислый газ 0,5 44,011 7,382 304,19
Водород 0,5 2,02 1,256 33,1
Гелий 0,5 28,966 0,222 5
I
Рис. 1. Распределение давления на участке МГпо начальным | Рис. 2. Фактическое распределение давления на участке МГ и конечным давлениям
6,2 5,7 5,2 4,7 4,2
-Распределение давления по начальному сечению Распределение давления по конечному сечению 6,2
5,7 >"5,2
20 40 60 80
100 120 140 Протяженность, км
04,7
4,2
0
-Распределение давления по начальному сечению
Распределение давления по конечному сечению —Изменение давления в сечении СОД
20 40 60 80
100 120 140 Протяженность, км
0
где в - допустимая погрешность вычислений по давлению, Па; Р1(хсод) - давление в сечении, в котором в данный момент находится СОД, рассчитанное по параметрам начального сечения МГ, Па:
Р1(хсод) - л P
,2 16M zXzRT
n2d 5
сод
(5)
Р2(хсод) - давление в сечении, в котором в данный момент находится СОД, рассчитанное по параметрам конечного сечения МГ, Па:
Di Id2 16M XzRT /
P2 (хсод) -\lPk + nd "
сод
(6)
В качестве примера расчета по авторской методике возьмем горизонтальный участок МГ сортаментом 01220x20 мм протяженностью 150 км, рассчитанный на перекачку 48 млн м3/сут, давление в начальном сечении -6,2 МПа, в конечном - 4,25 МПа, перепад давления на
поршне составляет 30,815 кПа. Состав транспортируемого газа представлен в табл. 1. Физические свойства были взяты из [21].
Согласно заданным технологическим параметрам работы МГ, в данный момент СОД находился на отметке 120,445 км от начального сечения МГ. Распределение давления на расчетном участке МГ по начальным и конечным давлениям представлено на рис. 1, а фактическое - на рис. 2.
Выводы
Разработана методика расчета местоположения дефектоскопа при его пропуске по магистральному газопроводу. В связи с тем что давление на участке магистрального газопровода падает нелинейно, предлагается использовать параметры режима его работы, что существенно повысит точность определения как местоположения самого внутритрубного снаряда, так и местоположения дефектов трубы, а следовательно, и достоверность диагностических данных, получаемых путем вну-тритрубной диагностики.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Дауди Д.И., Рожнятовский Г.И., Нуржиц С.И. и др. Традиционная углеводородная энергетика в рамках устойчивого развития // Деловой журнал Neftegaz.RU, 2020. № 5 (101). С. 94-101.
2. Поляков В.А., Шестаков Р.А. Системный подход к проектированию трубопроводов [Электронный ресурс]: учеб. пособие. URL: http://elib.gubkin.ru/content/22990 (дата обращения: 11.06.2020).
3. Орехова Ю.А., Орехова И.В., Матвеева Ю.С. Использование инновационных технологий и материалов в транспортировке природного газа / Тр. Межд. науч. конф. «Приоритетные направления инновационной деятельности в промышленности». Казань, 2020. С. 139-141.
4. Дейнеко С.В. Технологическая надежность магистральных трубопроводов [Электронный ресурс]: учеб. пособие. URL: http://elib.gubkin.ru/content/23046 (дата обращения: 17.03.2020).
5. Поляков В.А. Основы технической диагностики. М.: ИНФРА-М, 2016. 118 с.
6. Китаев С.В. Техническая диагностика объектов трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. Уфа.: Изд-во УГНТУ, 2018. 114 с.
7. Kolotilov YU.V., Korolenok A.M., Komarov D.N., Lopatin A.S. Simulation of construction operations in the аnаlytical systems. New York, 2013. 548 p.
8. Ангалев А.М., Антипов Б.Н., Короленок А.М., Комаров Д.Н. Модель процесса диагностирования нефтегазовых объектов // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. 2008. № 3. С. 58-62.
9. Коваленко А.Н. Теоретические и экспериментальные исследования магнитных полей дефектов конечных размеров и создание специализированных сканеров для дефектоскопии трубопроводов: дис. д-ра техн. наук: 05.11.13. М., 2010. 369 с.
10. Коваленко А.Н., Уланов В.В., Шестаков Р.А. Методы неразрушающего контроля и диагностики газонефтепроводов. Ч. 1 [Электронный ресурс]: учеб. пособие. URL: http://elib.gubkin.ru/content/23048 (дата обращения: 21.05.2020).
11. Коваленко А.Н., Уланов В.В., Шестаков Р.А. Методы неразрушающего контроля и диагностики газонефтепроводов. Ч. 2 [Электронный ресурс]: учеб. пособие. URL: http://elib.gubkin.ru/content/23050 (дата обращения: 19.05.2020).
12. Лурье М.В. Расчет движения поточных устройств в нефтепроводе // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов, 2013. № 2 (10). С. 44-47.
13. Байков И.Р., Дарсалия Н.М., Китаев С.В. и др. Исследование методов обеспечения работоспособности газотранспортной системы ПАО «Газпром» // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. 2018. № 2 (112). С. 67-77.
14. Дейнеко С.В. Методология анализа и оценки надежности трубопроводных систем газоснабжения и линейной части магистральных газопроводов // Промышленный сервис. 2014. № 1 (50). С. 24-31.
15. Уланов В.В. Анализ методов регулирования скорости дефектоскопов, применяемых в магистральных газопроводах. М.: Изд. центр РГУ нефти и газа (НИУ) им. И.М. Губкина, 2018. С. 86-94.
16. Уланов В.В., Коваленко А.Н., Шестаков Р.А. Расчет устройств автоматического регулирования скорости дефектоскопа в магистральном газопроводе. // Тр. РГУ нефти и газа (НИУ) им. И.М. Губкина, 2019. № 4 (297). С. 137-148.
17. Уланов В.В. Расчет времени становления магнитного поля в стенке магистрального газопровода при проведении внутритрубной диагностики // Территория Нефтегаз. 2019. № 10. С. 82-87.
18. Коваленко А.Н. Системы определения местоположения дефектов на трубопроводе // Контроль. Диагностика. 2016. № 2. С. 27-35.
19. Копичева А.А. О выборе предпочтительной разновидности алгоритмов функционирования бесплатформенной инерциальной системы ориентации на основе кинематических уравнений Эйлера с введенными членами горизонтальной коррекции в условиях движения объекта с большими углами тангажа // Вестник СГТУ, 2013. № 2 (70). Вып. 1. С. 53 - 59.
20. Muzhitskiy V. F., Gorkunov E. S., Scherbinin V. E. Nondestructive testing: handbook: in 8 v. V. 1: in 3 books. Book 1. Magnetic inspection techniques / Ed. V. V. Klyuev. M.: Izdatel'skiidom "Spektr", 2010. 1008 p.
21. Лурье М.В. Задачник по трубопроводному транспорту нефти, нефтепродуктов и газа: учеб. пособие для вузов. М.: Недра-Бизнесцентр, 2003. 349 с.
22. Лурье М.В. Математическое моделирование процессов трубопроводного транспорта нефти, нефтепродуктов и газа. М.: Изд. центр РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2012. 456 с.
REFERENCES
1. Daudi D.I., Rozhnyatovskiy G.I., Nurzhits S.I. Traditional hydrocarbon energy in the framework of sustainable development. Delovoyzhurnal Neftegaz.RU, 2020, no. 5 (101), pp. 94-101 (In Russian).
2. Polyakov V.A., Shestakov R.A. Sistemnyy podkhod k proyektirovaniyu truboprovodov (System approach to pipeline design) Available at: http://elib.gubkin.ru/content/22990 (accessed 11 June 2020).
3. Orekhova YU.A., Orekhova I.V., Matveyeva YU.S. Ispol'zovaniye innovatsionnykh tekhnologiy i materialov v transportirovke prirodnogo gaza [The use of innovative technologies and materials in the transportation of natural gas]. Trudy Mezhd. nauch. konf. «Prioritetnyye napravleniya innovatsionnoy deyatel'nosti vpromyshlennosti» [Proc. of the International Scientific Conference "Priority directions of innovative activity in industry"]. Kazan, 2020, pp. 139-141.
4. Deyneko S.V. Tekhnologicheskaya nadezhnost magistral'nykh truboprovodov (Technological reliability of trunk pipelines) Available at: http://elib.gubkin.ru/content/23046 (accessed 17 March 2020).
5. Polyakov V.A. Osnovy tekhnicheskoy diagnostiki [Fundamentals of technical diagnostics]. Moscow, INFRA-M Publ., 2016. 118 p.
6. Kitayev S.V. Tekhnicheskaya diagnostika ob"yektov truboprovodnogo transporta nefti i nefteproduktov [Technical diagnostics of objects of pipeline transport of oil and oil products]. Ufa, UGNTU Publ., 2018. 114 p.
7. Kolotilov YU.V., Korolenok A.M., Komarov D.N., Lopatin A.S. Simulation of construction operations in the analytical systems. New York, 2013. 548 p.
8. Angalev A.M., Antipov B.N., Korolenok A.M., Komarov D.N. Model of the process of diagnosing oil and gas objects. Problemy sbora, podgotovki i transporta nefti i nefteproduktov, 2008, no. 3, pp. 58-62 (In Russian).
9. Kovalenko A.N. Teoreticheskiye i eksperimental'nyye issledovaniya magnitnykh poley defektov konechnykh razmerov isozdaniye spetsializirovannykh skanerovdlya defektoskopii truboprovodov. Diss. dokt. tekhn. nauk [Theoretical and experimental studies of magnetic fields of finite-size defects and the creation of specialized scanners for pipeline flaw detection. D-r. tech. sci. diss.]. Moscow, 2010. 369 p.
10. Kovalenko A.N., Ulanov V.V., Shestakov R.A. Metodynerazrushayushchegokontrolya idiagnostikigazonefteprovodov. Chast' 1 (Methods of non-destructive testing and diagnostics of gas and oil pipelines. Part 1) Available at: http://elib. gubkin.ru/content/23048 (accessed 21 May 2020).
11. Kovalenko A.N., Ulanov V.V., Shestakov R.A. Metody nerazrushayushchego kontrolya i diagnostiki gazonefteprovodov. Chast' 2 (Methods of non-destructive testing and diagnostics of gas and oil pipelines. Part 2) Available at: http://elib. gubkin.ru/content/23050 (accessed 19 May 2020).
12. Lur'ye M.V. Calculation of the movement of flow devices in the oil pipeline. Nauka i tekhnologii truboprovodnogo transporta nefti i nefteproduktov, 2013, no. 2 (10), pp. 44-47 (In Russian).
13. Baykov I.R., Darsaliya N.M., Kitayev S.V. Study of the methods to ensure the efficiency of the gas transportation system of Gazprom PJSC. Problemy sbora, podgotovki i transporta nefti i nefteproduktov, 2018, no. 2 (112), pp. 67-77 (In Russian).
14. Deyneko S.V. Methodology of analysis and evaluation of the reliability of pipeline systems and the linear part of main gas pipelines. Promyshlennyy servis, 2014, no. 1 (50), pp. 24-31 (In Russian).
15. Ulanov V.V. Analiz metodovregulirovaniya skorostidefektoskopov, primenyayemykh vmagistral'nykh gazoprovodakh [Analysis of methods of speed control of flaw detectors used in gas pipelines]. Moscow, Tsentr RGU nefti igaza (NIU) imeni I.M. Gubkina Publ., 2018. pp. 86-94.
16. Ulanov V.V., Kovalenko A.N., Shestakov R.A. Calculation of devices for automatic speed control of the flaw detector in the main gas pipeline. Trudy Rossiyskogo gosudarstvennogo universiteta nefti i gaza im. I.M. Gubkina, 2019, no. 4 (297), pp. 137-148 (In Russian).
17. Ulanov V.V. Calculation of the time of formation of the magnetic field in the wall of the main gas pipeline during in-line diagnostics. Territoriya Neftegaz, 2019, no. 10, pp. 82-87 (In Russian).
18. Kovalenko A.N. Systems for determining the location of defects in the pipeline. Kontrol'. Diagnostika, 2016, no. 2, pp. 27-35 (In Russian).
19. Kopicheva A.A. On the choice of the preferred type of algorithms for the functioning of a strapdown inertial orientation system based on the Euler kinematic equations with the introduced terms of horizontal correction in the conditions of the movement of an object with large pitch angles. Vestnik Saratovskogo gosudarstvennogo tekhnicheskogo universiteta, 2013, no. 2 (70), pp. 53 - 59 (In Russian).
20. Muzhitskiy V. F., Gorkunov E. S., Scherbinin V. E. Nondestructive testing. Book 1. Magnetic inspection techniques. Moscow, Spektr Publ., 2010. 1008 p.
21. Lur'ye M.V. Zadachnikpo truboprovodnomu transportu nefti, nefteproduktovigaza [Task book on pipeline transport of oil, oil products and gas]. Moscow, Nedra-Biznestsentr Publ., 2003. 349 p.
22. Lur'ye M.V. Matematicheskoye modelirovaniye protsessov truboprovodnogo transporta nefti, nefteproduktov i gaza [Mathematical modeling of pipeline transport processes of oil, oil products and gas]. Moscow, Izdatel'skiy tsentr RGU nefti i gaza im. I.M. Gubkina Publ., 2012. 456 p.
ИНФОРМАЦИЯ ОБ АВТОРАХ / INFORMATION ABOUT THE AUTHORS
Коваленко Александр Николаевич, д.т.н., профессор кафедры проектирования и эксплуатации газонефтепроводов, Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина. Уланов Валерий Владимирович, ассистент кафедры проектирования и эксплуатации газонефтепроводов, завлабораторией, Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина. Матвеева Юлия Сергеевна, заместитель начальника службы, АО «Мосгаз».
Шестаков Роман Алексеевич, к.т.н., старший преподаватель кафедры нефтепродуктообеспечения и газоснабжения, Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина.
Alexander N. Kovalenko, Dr. Sci. (Tech.), Prof. of the Department of
Gas and Oil Pipelines Engineering and Operation, Gubkin Russian State
University of Oil and Gas (National Research University).
Valeriy V. Ulanov, Assistant of the Department of Gas and Oil Pipelines
Engineering and Operation, Head of the Laboratory, Gubkin Russian State
University of Oil and Gas (National Research University).
Yuliya S. Matveeva, Deputy Head of Service, Mosgaz JSC.
Roman A. Shestakov, Cand. Sci. (Tech.), Senior Lecturer of the Department
of Oil Products and Gas Supply, Gubkin Russian State University of Oil and
Gas (National Research University).
