Бесконтактная диагностика — новая тема НИОКР

размер шрифта: Aa | Aa

altКомпания «Сonstruction Сommunication Тechnologies» образовалась недавно и сразу активно включилась в разработку и внедрение перспективного метода диагностирования газонефтепроводов, а именно, бесконтактного магнитометрического метода диагностирования. Немного о том, что предшествовало этому. В 2010 году нашими специалистами совместно с российской компанией «Полиинформ» при поддержке руководства АО «КазТрансГаз» был проведен пилотный проект на магистральном газопроводе МГ лупинг САЦ -2, в последствии результаты пилотного проекта, были презентованы для специалистов АО «КазТрансГаз», АО «Интергаз Центральная Азия» и других дочерних компаний АО НК «КазМунайГаз».

И спустя некоторое время компания «Сonstruction-СommunicationТechnologies» в консорциуме Казахский Институт Нефти и Газа» выигрывает тендер, проводимый АО «КазТрансГаз Аймак», на про-ведение бесконтактной магнитометрической диаг-ностики на газопроводе Жанаозен-Жетыбай-Актау Ду700 протяженностью 149.1км. Учитывая то, что данный метод не имеет широкого распространения на территории Республики Казахстан, наша ком-пания пригласила к сотрудничеству в выполнении данной работы известную российскую компанию ООО «ГАЗПРОМЭНЕРГОДИАГНОСТИКА». Таким образом, получился отличный альянс. Результатом, которого, стала прекрасно выполненная работа.

Коротко об особенностях самого метода.

В настоящее время значительное количество трубопроводов различного технологического назначения после длительной эксплуатации требуют оценку сос тояния с целью обеспечения надежности, продления ресурса и оптимизации ремонтно-монтажных и строительных работ.

Традиционно этот вопрос решался в основном применением метода внутритрубной диагностики (ВТД), как наиболее эффективного метода диагно-стирования. И это оправданно. Однако данный ме-тод применим не во всех случаях, а именно для ВТД необходимым условием является сооружение узлов пуска и приема снарядов, что не всегда является возможным по тем или иным причинам, данный метод не применим в случае, если на трубопроводе использовались трубы и крановые узлы различного диаметра. И именно в этих случаях бесконтактный магнитометрический метод диагностирования явля-ется наиболее эффективным.

alt

Преимущества магнитометрического метода диагностирования:

• Не требуется предварительная подготовка тру-бопровода к обследованию (очистки, прогона снарядов-калибраторов) и изменения рабочих ре-жимов транспортирования продукта, т.е. не тре-буется остановка работы трубопровода, что значительно снижает затраты на диагностику;

• Не требуется намагничивание металла объекта;

• Выявляются дефекты различных типов (в том, числе продольные трещиноподобные дефекты, дефекты сварных монтажных соединений);

• Отсутствуют ограничения по диаметрам обследу-емых трубопроводов (любое проходное сечение) и их конструктивным особенностям (углам поворотов, подъёмов; толщине стенки трубы, рабочему давлению в трубопроводе и т.п.)

• Позволяет проводить организацию мониторинга и заполнение базы данных по паспортизации объек тов, поскольку осуществляется на любых дистанциях и с неограниченной минимальной пе-риодичностью;

• Точно позиционирует подземные трубопроводы на трассе, т.к. позволяет провести многократные уточнения местоположения аномалий на участке, в частности, переходов через водные преграды;

• Применяется для объектов, где невозможна внуттритрубная дефектоскопия (оборудованные камерами пуска-приема, маркерами, с не удаленными подкладными кольцами, сварочным гратом и т.п.);

• Обеспечивает существенное сокращение времени полного цикла проведения работ;

• Гарантирует минимальное привлечение ресурсов Заказчика на подготовительные работы.

Необходимо отметить, что для получения истинного технического состояния газо-нефтепроводов необходимо проведение комплексного обследования состоящего из:

• Анализа проектной, исполнительной и эксплуатационной документации, характера и объемов выполненных за период эксплуатации ремонтных работ, результатов технических освидетельствований.

• Анализа трассы. Позиционирование расположения трубопровода в глобальной системе координат системой спутниковой навигации GPS. Диагностирование состояния трубопровода бесконтактным магнитоме-трическим методом. Диагностирование состояния трубопровода бесконтактным электрометрическим методом. Диагностирование изоляционного покрытия трубопровода прибором коррозионного мониторинга; Обработка данных по результатам об-следований, предварительную оценку технического состояния трубопровода с определением аномальных участков;

• Определение аномальных участков трубопровода под контрольные шурфы;

• Дефектоскопический контроль трубопровода традиционными методами в контрольных шурфах: визуальный и измерительный контроль; приборный контроль адгезии и толщины изоляционного покрытия; контроль методом магнитной памяти металла; ультразву-ковая толщиометрия; рентгенографический контроль сварных соединений; ультразвуковой контроль сварных соединений и основного металла; капиллярный контроль; измерения твердости; металлографические исследования металла труб и сварных соединений;

• Техническую диагностику трубопровода методом акустической эмиссии на участках, где невозможно обследование контактными методами контроля переходы, водные преграды и др.);

• Обработку и анализ результатов технического диагностирования, оформление результатов обследования.

• Оценка остаточного ресурса, разработка рекомендаций по приведению объекта в соответствие с требованиями нормативной и технической документации.

Как видно из вышеуказанного, магнитометрический метод, несмотря на то, что ранее уже проводились незначительные работы в этом направлении, является новшеством в плане широкого применения в области диагностирования газо-нефтепроводов на территории Республики Казахстан. Наша компания проводит активную работу в вопросе популяризации данного метода. Необходимо отметить, что данный метод имеет широкие возможности в плане совершенствования и модернизации, как при-меняемых приборов диагностирования, так и в расширении количества получаемых параметров, что может являться хорошей темой научно-исследовательской и опытно-конструкторской работы (НИОКР). Стоит отметить, что результат НИОКР по бесконтактной диагностики, мог бы иметь реальное применение в нефтегазовой сфере.

Авторитетный комментарий
Т. Е. Наушиев, Советник Генерального Директора АО «КазТрансГаз»:
«Целью метода является обнаружение, определение координат и мониторинг за аномалиями магнитного поля, связан-ными с дефектами основного металла, металла сварных соединений, а так же общего напряженного состояния газо-провода.
Метод обеспечивает обнаружение и регистрацию дефектных участков трубо-проводов, и позволяет классифициро-вать зарождающиеся и развивающиеся дефекты по степени опасности.
Оценку опасности выявленных дефек-тов осуществляет по интегральному показателю F, учитывающий протяженность магнитной аномалии S в м, амплитуды и форму распределения вектора напряженности магнитного поля.
F отражает величину превышения за-регистрированных значений магнитного поля над фоновыми значениями, плот-ность типовых значений и характер их распределения рассчитывают по форму-
ле:
F= (F+1)e -KA/S.
K - Степень концентрации напряжения в зоне концентрации напряжения, в свою очередь вычисляются по формуле:
K = «Σ»√(Cos2α+Cos2β+Cos2γ),
Где Cos α, Cos β,Cos γ-напрвляющие косинусы вектора концентрарации напряженности
Т.е. в определение технического состояния трубы включаются достаточно много приблизительных расчетных данных и коэффициентов, что не позволяет рассчитывать на высокую точность результатов измерений, и соответственно, результатов принятия адекватных решений.
2. Критерий оценки технического состо яния трубопровода вновь сводится к трем состояниям:
Хорошее - 0, 75 ÷1,0
Допустимое - 0, 45 ÷0,75
Недопустимое - 0, 45
Что примерно соответствует к методике по результатам ВТД ( «Докритическое», «Критическое», «Закритическое»)
3. Опускается оценка трубопровода не только по состоянию, но и по фактическому режиму работы, так как за последние 8-10 лет трубопровод работает в режиме 50 - 60% загруженности от Pпр, то этот показатель не учитывается».
PDFПечатьE-mail
 

1231231111

2017 №5 (84)

4343433

Special issue, 2017

24524

2017 №4 (83)

2017_2_82

2017 №3 (83)

KAZENERGY_2_2017

2017 №2 (81)

17.03.17jpg

2017 №1 (80)

Zhurnal_24.01.17

 2016 №6 (79)    

_29.11.16

2016 №5 (78)     

16.09.16-1

2016 №4 (77)  


27541

16.09.16

2016 №2 (75)

2016 №3 (76)

magazine

174

2015 №6 (73) 2016 №1 (74)
03_70 __04_kazenergy_web
2015 №3 (70) 2015 №4 (71)
01-68 01-69
2015 №1 (68) 2015 №2 (69)
KE_05_66 kazenergy_mag_6
2014 №5 (66)

logo_magazine_4_2

2014 № 3 (64) 2014 № 4 (65)
3
2014. № 1 (62) 2014. № 2 (63)
2013 года. № 6 (61) 2013. Спецвыпуск
2013 года. № 5 (60) 2013. Спецвыпуск

2013 года. № 4 (59) 2013 года. № 3 (58)
2013 года. № 2 (57) 2013 года. № 1 (56)
2012. № 5 (55) Спецвыпуск 2012
2012. № 4 (54) 2012. № 3 (53)
2012. № 2 (52) 2012. № 1 (51)
2011. № 6 (50) 2011. № 5 (49)
старый старый
2011. № 4 (48) 2011. № 2-3 (44-45)
старый старый
2011. № 1 (43)  2010 года. № 5,6 (41,42)
старый старый
2010 года. № 3-4 (39-40) 2010 года. № 2 (37-38)
старый старый
2010 года. № 1 (35-36) 2009 года. № 5 (32-34)
старый старый
2009 года. № 4 (30-31)  2009 года. № 3 (28-29) 
старый старый
2009 года. № 2 (26-27)
2009 года. № 1 (24-25)
2008 года. № 8-9 (23) 2008 года. № 7 (22)
2008 года. № 6 (16) 2008 года. № 4-5 (15)
2008 года. № 2-3 (14) 2008 года. № 1 (13)
2007 Года. № 10-11 (12) 2007 Года. № 8-9 (11)
2007 Года. № 6-7 (10) 2007 Года. № 5 (9)
2007 Года. № 4 (8) 2007 Года. № 2-3
2007 Года. № 1 2006 Года. № 5
2006 Года. № 4 2006 Года. № 3
2006 Года. № 2 2006 Года. № 1