CC BY
20
Nuzhdin Georgy Anatolyevich, candidate of technical sciences, docent, deputy head of department, nuzhdin. [email protected], Russia, Moscow, National Research Technological University «MISiS»,
Khunuzidi Elena Ivanovna, candidate of technical sciences, deputy director of educational and scientific center, hunuzidiamc. misis. ru, Russia, Moscow, National Research Technological University «MISiS»
УДК 620.179.162
МИНИМИЗАЦИЯ ПОГРЕШНОСТИ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ДЕФЕКТОВ
ТРУБОПРОВОДА УЛЬТРАЗВУКОВЫМИ СНАРЯДАМИ
Ю.В. Щипкова, Е.В. Щипков
Предложена модель для анализа полученной информации о дефектах линейной части МН при диагностировании ультразвуковыми внутритрубными приборами (ВИП). Показано, что в реальных условиях при прохождении ВИП с учетом высотных отметок расположения МН он проходит как минимум в трех различных средах. Проведены расчеты по условиям выноса «газовых шапок» и воды из мест скопления для различных диаметров нефтепровода. Показано, что выноса газа и воды не происходит для диаметров нефтепроводов более 530 мм при действующих режимах перекачки. Анализ получаемых данных по результатам обследования ВИП снарядами позволяет сделать вывод, что движение прибора в 3 различных средах изменяет скорость прохождения ультразвука в них и, как следствие, вносит погрешность определения дефекта в теле трубы.
Ключевые слова: магистральный нефтепровод, газовая шапка, нефть, ультразвук, диагностика.
В настоящее время общая протяженность трубопроводов в России превышает 220 тысяч километров из них около 50000 км - магистральные нефтепроводы по которым транспортируется 97,3 % добываемой нефти. Протяженность трубопроводов постоянно возрастает: строится ВСТО, проектируются магистрали «северного» и «южного» газовых потоков и т.д. Это обстоятельство обусловило повышение требований к надежности работы трубопроводных систем, своевременному обнаружению и устранению дефектов оборудования и линейной части [1].
Наиболее сложным видом диагностики является диагностирование линейной части магистрального нефтепровода, выявление дефектов трубы, предотвращение порывов магистральных нефтепроводов и, как следствие разливов углеводородного сырья [2-3]. Ужесточение требований к охране природы, увеличение штрафных санкций за загрязнение окружающей среды - требует создания такой системы диагностики, которая бы позволяла с высокой степенью достоверности определять не только дефект, но и его развитие.
Решение проблемы поддержания работоспособности и предупреждения отказов магистрального нефтепровода возможно только на основе проведения систематического контроля, позволяющего выявлять и устранять дефекты до того, как они получат опасное развитие, прогнозировать динамику изменения состояния нефтепроводов за определенный период эксплуатации. В настоящее время эффективный контроль магистрального нефтепровода на наличие дефектов обеспечивается при использовании внутритрубных инспекционных приборов (ВИП) высокого разрешения в которых реализованы различные виды неразрушающего контроля, что позволяет определить дефекты с достаточно высокой точностью [4-6].
Однако существующие WM и СБ не контролируют прохождение прибора в различных средах.
В АО «Транснефть - Западная Сибирь» на базе ЦТД «Диаскан» построена четырех-уровневая система диагностирования линейной части МН, позволяющая выявить практически все имеющиеся дефекты. Однако достоверность полученной информации не достаточно высока, что требует проведения дополнительного диагностического контроля трубопровода и приводит к неоправданным экономическим затратам и увеличению времени определения дефекта.
Одной из причин уменьшения достоверности получаемой информации о наличии дефектов линейной части магистральных нефтепроводов при пропуске ВИП типов WM и СБ является то обстоятельство, что при прохождении диагностируемого участка трубопровода, который может составлять от 100 до 300 километров, он проходит различные высотные отметки согласно укладки нефтепровода и которые могут составлять значительные величины, особенно в гористой местности.
Если рассмотреть участок нефтепровода с различными высотными отметками, то в верхней часть нефтепровода могут образовываться газовые скопления, а в нижней части МН вода и различные механические отложения.
Таким образом, при прохождении ВИП по магистральному нефтепроводу он может во время пути находиться в трех различных средах: газовые скопления - верхняя часть МН, вода и механические включения -пониженная часть, нефть - наклонный участок. [6]
Скорость распространения ультразвука в различных средах приведена в табл. 1.
Таблица 1
Скорость распространения ультразвука в различных средах
Среда Вода Газовые скопления Нефть при плотности (815...839 кг/м3) Сталь
Скорость распространения УЗ, м/с 1480 430 1175 - 1190 5850
Скорость распространения ультразвука в нефти при различной плотности рассчитана с учетом коэффициента сжимаемости. График изменения скорости представлен на рис. 1.
810 815 820 825 830 835 840 845
р (кг/м3)
Рис. 1. Зависимость скорости распространения ультразвука
от плотности нефти
Из графика видно, что с увеличением плотности нефти увеличивается и скорость распространения ультразвуковых волн.
Так же скорость ультразвука в нефти будет различна и при разной температуре перекачки, так как плотность нефти зависит от температуры. Для получения сравнительной характеристики построили графики зависимости скоростей распространения ультразвуковых волн от плотностей нефти при различных температурах перекачки. Результаты расчетов приведены в виде графика (рис.2).
Т=25-29.99 С Т=5-9.99 С Т=10-14.99С Т=15-19.99С Т=20-24.99 С Т=30-34.99 С Т=35-39.99 С Т=40-44.99 С
плотность нефти
Рис. 2. Зависимость скорости распространения ультразвука от плотности и температуры нефти
Скорость распространения ультразвука при прохождении ВИП на линейной части меняется и лежит в пределах от 430 м/с - газовые включения, до 1480 м/с - вода.
Таким образом, задержка отражения сигнала лежит в пределах от 15 мкс до 50 мкс.
При анализе данных после прохождения ВИП типа WM в трех разных средах возникает неопределенность, вызванная различной скоростью распространения сигнала.
Рассмотрим условия выноса газовых включений и воды при различных режимах перекачки нефти.
Для предотвращения выделения воды в свободном виде или газа технологией перекачки предусмотрено поддержание определенного режима по минимально допустимому давлению, а также подготовка нефти к транспорту (обезвоживание, дегазация, стабилизация). Однако эти меры не
предотвращают попадания в МН воды, которая затем расслаивается в силу разности плотностей и скапливается в пониженных по рельефу участках. А в повышенных участках накапливаются пузырьки воздуха или легких углеводородов, содержащихся в нефти и выделяющихся при повышенных температурах или снижении давления перекачки. Скопление газа и воды происходит при фактических скоростях перекачки, превышающих критические значения, соответствующие условиям их выноса, так как наличие воды или газов сужают сечение МН, создавая большое гидравлическое сопротивление и увеличивают затраты энергии на перекачку продукта. Удаление воздуха и воды из МН осуществляется путем создания определенной скорости перекачки или пропуском очистных устройств.
Определение вероятных мест газовоздушных или водяных скоплений может быть выполнено по расчетным формулам взятым из [7].
Вынос воды осуществляется при фактической скорости перекачки превышающей критическую.
Укр = к
2 • g • Д • Бт а
1
Рв _ 1
Рн ,
где к = 0,1(б1п а)
-0,332
Л
V ^ у
0,363
а - угол наклона восходящего участка к
горизонту; \н и vв - коэффициенты кинематической вязкости воды и нефти; рв и рн - плотность воды и нефти; Д - диаметр трубопровода; 1 - коэффициент гидравлического сопротивления при движении жидкости полным сечением.
\0,25
1 = 0,11 •
68
+
к„
где кэ - эквивалентная шероховатость труб; Яе- число Рейнольдса
Ке = -±0-,
яБ • V
где Q - производительность нефтепровода.
Критическую скорость выноса газовоздушной пробки определяют
как:
к
где к = 0,225(бш а)
_0,36
V,
V vг у
кр \0,39
¡2 • g • Д • Бт а 1
- коэффициент кинематической вяз-
кости для газа; а -угол наклона нисходящего участка к горизонту.
Проведенные расчеты позволяют выявить условия выноса газовых скоплений и воды при одной производительности для различных диаметров нефтепровода.
V
н
V
г
Результаты расчетов приведены в табл. 2.
Таблица 2
Результаты расчетов __
Диаметр Нефтепровода, мм Re 1 уф, м/с Укр адь^ м/с Укр газа, м/с Вывод
630 91697,53 0,0198 3,09 2,5 5,61 Вода выноситься, газ не выноситься
720 80202,68 0,02 2,36 2,65 5,96 Вода и газ не вноситься
820 70377,85 0,0205 1,82 2,81 6,3
1020 56585,21 0,021 1,18 3,08 6,9
1220 47233,46 0,022 0,82 3,31 7,43
При эксплуатации МН во внутренней полости всегда образуются места скопления «газовых шапок» и воды, которые обусловлены высотными отметками расположения трубопровода.
Действующие режимы перекачки нефти не позволяют осуществить вынос указанных включений.
При определении дефекта в теле трубы необходимо учитывать погрешность измерений, которая обусловлена различной скоростью прохождения ультразвука в местах скопления газа и воды.
Список литературы
1. Варнаков Д.В., Бусыгин И.А., Князькова Л.Е. Повышение надежности магистральных трубопроводов методом резервирования // Аллея науки. 2018. Т. 5. №. 6. С. 882-886.
2. Мусайбекова А.К., Непойранова Ю.В., Квасов И.Н. Мониторинг линейной части магистрального нефтепровода. Внутритрубная диагностика / под ред. В.А. Лихолобов, А.В. Мышлявцев, В.Л. Юша, А.С. Белый 2018. С. 188 с.
3. Предотвращение аварийных разливов при порывах нефтепромысловых трубопроводов на подводных переходах и в пойменной зоне // Нефтегазовое дело / Н.В. Чухарева, А.В. Рудаченко, А.М. Ревазов, И.В. Соколов 2014. Т. 12. №. 1. С. 103-108.
4. Способ испытания внутритрубного инспекционного прибора на кольцевом трубопроводном полигоне / пат. № 2526579 РФ. Заявка: 2012121246/28. Опубл. 27.08.2014.
5. Программа интерпретации данных внутритрубных инспекционных приборов, обеспечивающая обработку данных всех типов ВИП, эксплуатируемых АО" Транснефть-Диаскан" / пат. № 2015613102. Заявка: 2014660211. Опубл. 20.04.2015.
6. Способ создания раскладки трубных секций по данным внут-ритрубного инспекционного прибора определения положения трубопровода / пат. № 0002617628. Опубл. 25.04.2017.
7. Земенков Ю.Д., Дудин С.М., Васильев Г.Г. Справочник инженера по эксплуатации нефтегазопроводов и продуктопроводов. Вологда: Изд-во «Инфра-Инженерия», 2006. 928 с.
Щипкова Юлия Владимировна, старший преподаватель, [email protected], Россия, Омск, Омский государственный технический университет,
Щипков Евгений Владимирович, ведущий инженер отдела, kydrya25@,mail. ru, Россия, Омск, АО «Транснефть - Западная Сибирь»
MINIMIZING THE ERROR IN DETECTING DEFECTS PIPELINE WITH ULTRASONIC
PROJECTILES
Yu. V. Shchipkova, E. V. Shchipkov
The paper proposes a model for analyzing the received information about defects in the linear part of the MN when diagnosing with ultrasonic in-line devices (VIP). It is shown that in real conditions, when passing the VIP, taking into account the altitude marks of the MN location, it passes in at least three different environments. Calculations were made for the conditions of removal of "gas caps" and water from the places of accumulation, for different diameters of the pipeline. It is shown that the removal of gas and water does not occur for oil pipeline diameters greater than 530 mm under the current pumping modes. Analysis of the data obtained from the results of the inspection of VIP projectiles allows us to conclude that the movement of the device in 3 different environments changes the speed of ultrasound passage in them and, as a result, introduces an error in determining the defect in the pipe body.
Key words: oil trunk pipeline, gas cap, oil, ultrasound, diagnostics.
Shchipkova Yulia Vladimirovna, senior lecturer, ylia sipkovaamail.ru, Russia, Omsk, Omsk State Technical University,
Shchipkov Evgeny Vladimirovich, lead engineer of department, kydrya25@,mail. ru, Russia, Omsk, JSC «Transneft-Western Siberia»
