Обоснование технологий дистанционного электромагнитного диагностирования подводных переходов нефтеи газопроводов Текст научной статьи по специальности «Электротехника, электронная техника, информационные технологии»

--© Е.И. Крапивский, П.А. Пахотин, 2013

УДК 622.691.4:620.181.428.5

Е.И. Крапивский, П.А. Пахотин

ОБОСНОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЙ ДИСТАНЦИОННОГО ЭЛЕКТРОМАГНИТНОГО ДИАГНОСТИРОВАНИЯ ПОДВОДНЫХ ПЕРЕХОДОВ НЕФТЕ- И ГАЗОПРОВОДОВ

Предложен комплексный метод дистанционного диагностирования, основанный на исследовании ортогональных компонент постоянного магнитного и низкочастотного электромагнитного поля подводных переходов нефте- и газопроводов.

Ключевые слова: подводный переход нефте- и газопровода, диагностирование нефте- и газопроводов, электромагнитное поле нефте- и газопроводов, аппаратура электромагнитного диагностирования нефте- и газопроводов (АЭМД), изоляционное покрытие нефте- и газопроводов, пространственное местоположение нефте- и газопроводов, напряженные состояния нефте- и газопроводов.

По результатам физического и математического моделирований подводных переходов нефте- и газопроводов, на основании теоретических, лабораторных и полевых исследований электромагнитных полей подводных переходов нефте- и газопроводов были разработаны методики непрерывного дистанционного диагностирования подводных переходов нефте- и газопроводов.

Лабораторные и полевые исследования проводились с использованием аппаратуры электромагнитного диагностирования трубопроводов, разработанной по ТЗ авторов в ЗАО ИЦ «ВНИИСТ-ПОИСК». АЭМД (рис. 1) обеспечивает высокопроизводительный сплошной контроль технического состояния нефте- и газопроводов (как находящихся в работе, так и отключенных) без их вскрытия при непрерывном перемещении оператора вдоль него с автоматическим документированием результатов контроля [1]. Аппаратура позволяет определять пространственное местоположение, состояние изоляционного покрытия и напряженное состояние подземных и подводных переходов нефте- и газопроводов. В состав аппаратуры входят два блока датчиков. Каждый блок состоит из двух трехкомпонентных взаимно перпендикулярных датчиков переменного электромагнитного поля, и двух совмещенных с ними трехкомпонентных магниторезистивных датчиков магнитного поля.

На рис. 1 показано крепление АЭМД к плавсредству и часть дисплея аппаратуры. Проводилось диагностирование подводного газопровода через р. Москва. Длина нитки составляла 300 м, диаметр газопровода 1020 мм, максимальная глубина от поверхности воды до оси газопровода 10 м.

Математическое моделирование подводного перехода нефте- и газопровода проводилось в программном комплексе АЫБУБ 13.

В настоящее время существуют только аналитические выражения для бесконечно длинного цилиндра и эллипсоида вращения [2]. Таким образом, показана целесообразность математического моделирования магнитного поля подводного перехода нефте- и газопровода, аномалий магнитного поля вследствие

продольного изгиба, наличием сварных швов, коррозионных участков больших площадей и крупных дефектов тела трубы, способные давать значительные аномалии магнитного поля.

При непрерывном дистанционном электромагнитном диагностировании подводных переходов нефте- и газопроводов поля необходимо вводить следующие поправки:

1. Отклонение датчиков аппаратуры в вертикальной плоскости

2. Отклонение датчиков аппаратуры в горизонтальной плоскости

Эти величины были определены при исследовании подземных и подводных переходов нефте- и газопроводов с использованием показаний электромагнитного канала АЭМД.

Рис. 2. Результаты математического моделирования модуля полного вектора магнитной индукции отрезка трубопровода вдоль оси (длина 10 м, диаметр 0,1 м)

Рис. 3. Результаты математическое моделирование модуля полного вектора магнитной индукции отрезка трубопровода поперек оси (длина 10 м, диаметр 0,1 м)

Ъ = 0,0008х14 0,0164*

■ Наклон влево

- Поворот влево

- Наклон вправо

- Поворот вправо

I, — -0,0008х2 + 0,01 б4х

------Э

Град

Рис. 4. Величина горизонтального смешения аппаратуры от оси нефте- и газопровода в зависимости поворота и наклона АЭМД: ] - горизонтальное смещение аппаратуры относительно оси нефте- и газопровода

На рис. 5 приведен коэффициент поправки в зависимости от поворота аппаратуры в горизонтальной плоскости вокруг своей оси.

На рис. 6 показано влияние введения поправок на точность получаемых данных при измерении АЭМД [1] с плавсредства магнитного поля подводного перехода нефте- и газопровода. А - Компоненты магнитного поля подводного перехода без внесения поправок.

Аномалии магнитного поля (50—70 м, 115—125 м) в виде горизонтального и вертикального изгиба подводного перехода, вследствие течения реки.

Рис. 5. Определение коэффициента поправки в электромагнитное поле в зависимости от поворота датчиков аппаратуры вокруг своей оси в горизонтальной плоскости, К - поправочный коэффициент при повороте аппаратуры в горизонтальной плоскости

3 2 1

г^ <> очгг-

Б - Компоненты магнитного поля подводного перехода с внесением поправок за наклон и поворот аппаратуры. Глубина залегания по всему участку подводного перехода от 3 до 9 м.

Выводы

1. Разработана технология дистанционного магнитного и электромагнитного диагностирования подводных переходов нефте- и газопроводов при непрерывном перемещении аппаратуры над нефте- и газопроводом. Впервые разработана методика введения поправок в показания аппаратуры, что и обеспечило возможность диагностирования в движении.

ттгттт

С * I*

Л К Г) Р

1Г > 1 |> 1П 1' Л Я XI Й ■ Л Ч^ [П п |В

ЕТл Т1 :

-1оо!Г

I I !

!

I т

//

— -

\Г ■

! 11 ! ] ! I I ! I м!

1

Ц ■ 1

Рис. 6. Измерение магнитного поля подводного перехода газопровода через р. Москва, ООО «Подводгазэнергосервис», г. Москва

_Трос_______|

-------------I Опора

ш=

Рис. 7. Схема надводного (трос или плавсредство) и подводного диагностирования нефте-и газопровода с применением АЭМД

2. Относительная погрешность при измерении пространственного положения нефте- и газопровода не превышает 5 %.

3. Разработанная технология дистанционного магнитного и электромагнитного диагностирования подводных переходов нефте- и газопроводов позволяет определять места повреждения изоляционного покрытия с наименьшей вероятностью пропуска дефектов вследствие непрерывного измерения компонент магнитного и электромагнитного поля в движении.

4. В отличие от зарубежных трассоискателей (RD 4000, Scan 2010 и др.), АЭМД позволяет проводить измерения в движении со скоростью до 10 км/час, определять местоположение трубопровода в плане и в разрезе, определять состояние изоляционного покрытия трубопровода, определять напряженные участки подводных переходов нефте- и газопроводов.

5. Разработанная методика математического моделирования позволяет рассчитывать магнитные и электромагнитные поля трубопроводов с коррозионными нарушениями (каверны, сварные швы, овальность, стыки, пересечения смежных коммуникаций), повреждениями изоляционного покрытия, а также рассчитывать напряженные состояния по искажениям магнитного поля трубопровода.

- СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Крапивскийй Е.И. Дистанционная диагностика технического состояния подземных трубопроводов электрометрическим методом. Учебное пособие. - Санкт-Петербург, 2012. -566 с., ил. 236. Библ. 165.

2. Крапивскийй Е.И, Некучаев В.О. Дистанционная магнитометрия трубопроводов: учеб. Пособие,- Ухта; УГТУ, 2010, 159 с. S2E

КОРОТКО ОБ АВТОРАХ -

Крапивский Евгений Исаакович - доктор геолого-минералогических наук, профессор, [email protected],

Пахотин Павел Александрович - аспирант, [email protected] Национальный минерально-сырьевой университет «Горный».