//Журнал "ТехСовет" №12(75) декабрь 2009г.

В связи с интенсивным старением магистральных трубопроводных систем вопрос совершенствования интегральных методов их технического диагностирования имеет приоритетное значение. В число ключевых задач применения таких методов входит оценка коррозионного и напряженно-деформированного состояния трубопроводов. Получение такой информации ‑ неотъемлемая часть вопроса определения остаточного ресурса до наступления предельного состояния, когда дальнейшая эксплуатация объекта становится невозможна.        Известно, что к числу основных причин наступления предельных состояний на магистральных трубопроводах (МТ) можно отнести накопление микроструктурных дефектов в локальных зонах концентрации пластических деформаций. К таким зонам относятся, в частности, следующие: локальные участки трубопровода, подверженные неоднородным статическим или переменным нагрузкам; коррозионные области под напряжением; зона поперечного сварного соединения и околошовная зона, находящиеся также под действием переменной или статической нагрузки. В процессе длительной эксплуатации МТ более вероятны местные или локализованные повреждения, а не общее ухудшение свойств материала по всей длине трубопровода.

 

Как показала практика, большая часть отказов МТ при этом приходятся на области интенсивных пластических деформаций, развивающиеся в зонах перенапряжений из-за технологических дефектов, дефектов монтажа (сварка под напряжением), интенсивных очагов коррозионных повреждений, подвижек грунта, установки ремонтных конструкций и т.д. Совокупность динамических и статических нагрузок в процессе эксплуатации МТ вызывает при этом локальное образование двух основных типов повреждений, приводящих в конечном итоге к разрушению объекта, ‑ это трещиноподобные дефекты и дефекты коррозионной природы. К существенному увеличению скорости развития указанных повреждений могут приводить такие эксплуатационные факторы, как проведение периодических испытаний давлением, предусмотренных действующей нормативно-технической документацией (НТД), и нарушение технологического режима и правил ремонта со стороны  эксплуатирующей организации (рис.1а и б). Такие дефекты в рамках существующих методик неразрушающего контроля МТ м могут быть не обнаружены или пропущены.

Практический опыт свидетельствует, что при диагностировании МТ в целях  предотвращения разрушений целесообразно использовать мониторинговый принцип (рабочие параметры эксплуатации), т.е. осуществлять контроль без принудительного изменения давления. Вместе с тем для достоверной оценки технического состояния трубопровода необходимо использовать комплексный диагностический подход с применением нескольких независимых методов контроля, в т. ч. интегральных.

Применение, в частности, интегрального метода акустической эмиссии – неотъемлемая составная часть концепции внедрения комплексной системы технической диагностики магистральных  рубопроводов. В рамках этой концепции в задачи метода акустической эмиссии (АЭ) на магистральных нефтепродуктопроводах прежде всего входит выявление разрушений задолго до их наступления и определение степени их опасности. Проблема применения данного метода заключается в том, что в существующих правилах и действующих отраслевых НТД для трубопроводов предусмотрено проведение АЭ-контроля в условиях принудительного изменения давления. На магистральных трубопроводах это сопряжено с большими временными и материальными затратами, так что изменять режим в условиях эксплуатации для конкретного диагностируемого участка зачастую представляется сложной и дорогостоящей задачей. И если опыт обоснования и проведения АЭ-диагностики в режиме мониторинга для магистральных газопроводов уже имеется, то для трубопроводов жидких углеводородов эта задача остается актуальной. Так, в рамках действующих НТД для АЭ-контроля магистрального нефтепровода необходимо обеспечить превышение текущего уровня рабочего давления как минимум на 10%. Учитывая высокую степень изношенности магистральных нефтепроводов, такие операции могут быть чреваты серьезными последствиями. Так, в результате испытаний давлением участков МТ с большими сроками эксплуатации скорость накопления и развития повреждений в них резко увеличивается, что может привести к существенному сокращению ресурса объекта или выходу его из строя (см. примеры на рис. 1). Но есть основания полагать, что при определенных рабочих параметрах транспорта продукта в МТ в реализации такой схемы нагружения нет необходимости.

В основе возникновения пульсаций внутреннего давления на рабочих параметрах МТ лежит два явления. Во-первых, это турбулентность, вызывающая высокочастотные пульсации давления, второй механизм относится к действию неустановившихся режимов в потоке жидкости.Такие режимы течения продукта наблюдаются при пусках и остановках трубопровода, включении или отключении агрегатов на НПС, полном или частичном закрытии задвижки, переключении резервуаров, сбросе или подкачке продукта, других технологических операциях, производимых при транспорте продукта. В результате перечисленных операций любое изменение скорости потока сопровождается возникновением волн повышения давления (рис. 2). Кроме того, принудительное изменение скорости течения в трубе вызывает пропорциональное изменение давления в потоке жидкости. Так, для стального  трубопровода скорость распространения волн давления может достигать 1000 м/с, а изменение скорости течения u1085 на 1 м/с вызывает изменение движения в трубе на 0,9 МПа. При этом волны давления могут распространяться на значительные  расстояния, постепенно затухая за счет диссипации механической энергии. 

В целом можно сделать вывод, что в условиях  текущей эксплуатации (режим мониторинга) в магистральном нефтепродуктопроводе возникают пульсации потока продукта, необходимые для создания условий проведения акустико-эмиссионного контроля.

Еще один, важный по значимости, тип дефектов относился к аномальным сварным соединениям (рис. 3а). В ходе дополнительного дефектоскопического контроля  (ДДК) выявленных сварных швов были обнаружены многочисленные отклонения по результатам визуально-измерительного и ультразвукового контроля. На основании этих данных три из четырех сварных соединений были забракованы и подвергнуты дальнейшему ремонту. Остальные источники АЭ относились к локальным коррозионным повреждениям различного характера, в т.ч. и с высокой степенью поражения. Речь, прежде всего, идет о локальной питтинговой и язвенной коррозии (рис. 3б) и общей коррозии на участках повреждения изоляции со значительной потерей металла (рис. 3г). 

Необходимо также отдельно отметить тот факт, что два опасных источника АЭ из всего проконтролированного объема методами ДДК подтверждены не были. Как показывает практика, отсутствие результатов по ДДК не исключает существование опасных дефектов, поскольку чувствительность АЭ-метода в несколько раз превышает предельную чувствительность использованных локальных методов неразрушающего контроля (НК). В этом случае обязательно проведение повторного акустико-эмиссионного контроля в месте расположения источника АЭ с целью уточнения его класса опасности и местоположения. При подтверждении высокого класса опасности источника АЭ, независимо от результатов ДДК, должно быть принято решение о ремонте или вырезке дефектного участка. 

Отметим, что все вышеперечисленное показывает высокую эффективность усовершенствованной методики АЭ-контроля применительно u1082 к магистральным нефтепроводам. Основные выводы заключаются в  следующем: *существует возможность проведения технического диагностирования магистральных нефтепродуктопроводов с применением метода акустической эмиссии в режиме мониторинга без принудительного изменения давления; *предлагаемая методика контроля позволит в некоторых случаях существенно упростить для заказчика процедуру проведения технического диагностирования действующего трубопровода без потери эффективности контроля.  

Техническое решение

Для проверки и дальнейшей адаптации методики АЭ-контроля на участке действующего магистрального нефтепровода специалистами нашей фирмы был проведен ряд экспериментов. Объектом исследования был типовой участок магистрального нефтепровода ∅ 820 мм, марка стали 17Г2СФ, толщина стенки 10 мм, максимально разрешенное давление 4,7 мПа. Срок эксплуатации нефтепровода на момент проведения исследования составил более 30 лет, рабочее давление на участке на момент проведения контроля составило 4,5 мПа.

Эксперимент проводился с применением акустико-эмиссионной системы A-Line 32D   (рис. 4). Среднее расстояние между АЭ-преобразователями составило 40 м. В ходе первичного АЭ-контроля, осуществленного в рамках действующих правил ПБ 03-593-03 с принудительным изменением давления, были выявлены дефектные участки трубопровода с местами локализации источников АЭ, соответствующих развивающимся дефектам. Последующая запись колебаний давления в трубопроводе с регистрацией параметров АЭ осуществлялась после двухчасовой выдержки на рабочих параметрах в режиме мониторинга (рис. 5). Видно, что волна на графике имеет две характерные составляющие, а именно на фоне низкочастотного тренда увеличения давления от 4,5 до 5 МПа возникают высокочастотные пульсации с периодом до 30 сек. и размахом значений давления до 0,2 мПа. Есть основания полагать, что подобный характер пульсаций может быть связан с рассмотренными выше механизмами изменения давления. Вследствие этого создаются необходимые условия для проведения акустико-эмиссионных измерений.

В завершение работы с целью отладки предложенной методики АЭ-контроля линейной части магистральных нефтепроводов и подтверждения сделанных выводов предварительно продиагностированные участки магистрального нефтепровода с реализацией стандартной схемы нагружения (рис. 6) были подвергнуты дополнительному АЭ-контролю в режиме мониторинга. В результате обнаруженные ранее источники АЭ, соответствующие опасным развивающимся дефектам, были зарегистрированы и локализованы повторно. Общая длина проконтролированного трубопровода составила 12 км. В результате на 21 участке МТ было выявлено 18 источников АЭ 2-го класса опасности и 43 источника АЭ 1-го класса опасности. Источники 2-го класса были подвергнуты дополнительному дефектоскопическому контролю (ДДК). Результаты контроля сведены в табл. 1. Из таблицы видно, что большая часть дефектов приходится на ремонтные конструкции, установленные ранее. По-видимому, причины этих источников могут заключаться в двух особенностях: дефекты непосредственно самой конструкции и дефекты трубопровода под ремонтной конструкцией, которые продолжают развиваться. Отметим, что и в том и в другом случае обнаруженные источники АЭ представляют серьезную опасность для эксплуатации трубопровода и впоследствии должны быть устранены. Однако если собственные дефекты конструкции могут быть выявлены с помощью локальных методов НК (визуально-измерительный, ультразвуковой, рентгеновский и магнитный контроль), то дефекты трубопровода под ремонтной конструкцией локальными методами не выявляются. На основании полученных данных можно сделать вывод, что метод акустической эмиссии в режиме мониторинга может быть эффективно использован при диагностике ранее выявленных дефектов МТ с целью определения их текущего состояния и дальнейшего принятия решения об очередности и виде их ремонта.

Табл. 1. Результаты АЭ-контроля магистрального нефтепровода в режиме мониторинга.

Литература

1. Гриб В. В. "Диагностика технического состояния и прогнозирование остаточного ресурса магистральных нефтегазопродуктопроводов." – М.: ЦНИИТЭнефтехим, 2004. – 50 с.
2. Семенов С. Е., Рыбаков А. А., Кирьян В. И. и др. "Экспериментальная оценка состояния металла длительно работающих нефтепроводов." – Автоматическая сварка. 2001. № 5. С. 14–18.
3. Жуков А. В., Кузьмин А. Н., Стюхин Н. Ф. "Контроль трубопроводов с применением метода акустической эмиссии." – В мире НК. 2009. № 1(43). С. 29–31. 
4. Баранов В. М., Гриценко А. И., Карасевич А. М. и др. "Акустическая диагностика и контроль на предприятиях топливно-энергетического комплекса." – М.: Наука, 1998. 
5. Кузьмин А. Н., Жуков А. В., Журавлев Д. Б. "Акустико-эмиссионная диагностика магистральных газопроводов с применением тензометрии." – В мире НК. 2002. № 4(18). С. 60–62. 
6. "Правила организации и проведения акустико-эмиссионного контроля сосудов, аппаратов, котлов и технологических трубопроводов." ПБ 03-593-03. – М.: Госгортехнадзор России, 2003.
7. Тетельмин В. В., Язев В. А. "Нефтегазопроводы." – М.: «САЙНС-ПРЕСС», 2008. 
8. Эйгенсон А. С., Шейх-Али Д. М. Расчет плотности и вязкости пластовой нефти по данным поверхностной дегазации. – Геология нефти и газа. 1989. № 11.
9. Галеев В. Б., Карпачев М. З., Храменко В. И. "Магистральные нефтепродуктопроводы." – М.: Недра, 1986. 
10. Харебов В. Г., Кузьмин А. Н., Жуков А. В., Стюхин Н. Ф. "Течеискание на технологических трубопроводах с применением метода акустической эмиссии." – В мире НК. 2009. № 2(44).