Щорічно спільна робота декількох підрозділів ПАТ «Оренбургнефть» призводить до виявлення і ліквідації несанкціонованих врізок в промислові трубопроводи Компанії. Зокрема, Управління експлуатації трубопроводів (Ует) здійснює цілий комплекс заходів по виявленню можливих несанкціонованих врізок: обходи та об'їзди трубопроводів, обльоти за допомогою вертолітного і літакового транспорту, проведення внутрішньотрубної діагностики, відстеження можливих не доводиться по вузлах обліку нафти. Однак проблема виявлення несанкціонованих врізок як і раніше актуальна, в зв'язку з чим перед фахівцями стоїть завдання пошуку нових, економічно і технічно обгрунтованих методів їх виявлення. У пропонованій Вашій увазі статті проаналізовані результати проведених фахівцями Ует і ТОВ «НТЦ« Нефтегаздіагностіка »ОПИ акустико-резонансного методу діагностики трубопроводів з метою виявлення несанкціонованих врізок.
Колесніков Дмитро Володимирович Заступник начальника Управління експлуатації трубопроводів - Головний інженер Ует ПАТ «Оренбургнефть»
Савицька Олена Йосипівна Начальник відділу інжинірингу та підвищення надійності трубопроводів ПАТ «Оренбургнефть»
Кислинський Олег Юрійович Провідний інженер відділу інжинірингу та підвищення надійності трубопроводів ПАТ «Оренбургнефть»
Одна з актуальних і складних проблем при експлуатації промислових трубопроводів полягає у виявленні несанкціонованих відборів нафти, або інакше - несанкціонованих врізок в трубопроводи. Дана злочинна діяльність третіх осіб завдає значних економічних збитків підприємству, оскільки тягне за собою штрафи за забруднення природного середовища, додаткові витрати на локалізацію та ліквідацію наслідків аварій і інцидентів на трубопроводах, а також упущену вигоду від реалізації нафти.
Теоретична ОСНОВА МЕТОДУ
Метод акустико-резонансної діагностики базується на вібрації окремих елементів труби під впливом пульсації тиску в трубопроводі і емісії сигналів акустичних частот, які поширюються по транспортується середовищі. Оцінка технічного стану трубопроводу здійснюється відповідно до розроблених критеріїв, що зв'язують віброеміссіонние властивості дефекту з ймовірністю утворення течі.
За допомогою даного методу можна виконувати діагностику трубопроводів надземної і підземної, канальної і безканальної прокладки діаметром від 80 мм, що знаходяться в експлуатації при внутрішньому тиску більше 0,25 МПа і обов'язкову наявність струму середовища, що транспортується по трубопроводу. Основний плюс застосування даного методу полягає у відсутності необхідності зміни тиску при діагностиці - трубопровід працює в звичайному режимі.
Для розуміння фізики процесу локальні утонения на трубі можна розглядати як мембрану. Рішення завдання про коливання мембрани на трубі представлено в ряді фундаментальних робіт по гидроакустике. Вони показують, що основний параметр коливання - частота - залежить від співвідношення товщини ненарушенной частини труби і дефекту і лінійних розмірів останнього: чим менше дефект, тим вище частота коливання. Проведена оцінка показала, що дефект розміром 200-300 мм володіє власною частотою коливань близько 1000 Гц. З огляду на велике різноманіття корозійних дефектів на трубопроводах, найбільш ймовірний частотний діапазон сигналів емісії, що поширюються по транспортується середовищі, становить від 100 до 5000 Гц.
Поверхня труби складається з окремих елементів (інтервалів) вібрації. Одним з параметрів вібрації цих елементів служить власна частота вібрації, яка залежить, в першу чергу, від площі елемента. При використанні АР-методу досліджуються сигнали в діапазоні частот від 500 до 3000 Гц. Силовим фактором, який призводить до вібрації елемента труби, служить пульсація тиску в транспортується середовищі. Більшою мірою вона зумовлена турбулентністю руху середовища, що транспортується. При цьому пульсація тиску в середовищі повинна бути достатньою для «розгойдування» елементів. У зв'язку з цим в число обов'язкових умов для діагностики розглядаються методом входять швидкість течії середовища, що транспортується близько 1 м / с і тиск не менше 0,25 МПа.
Пульсація тиску в середовищі являє собою серію унікальних по частоті імпульсів. Коли частота імпульсу збігається з власною частотою коливання дефекту або близька до неї, останній вібрує з найбільшою амплітудою (явище резонансу). При цьому відбувається найбільш інтенсивне випромінювання (емісія) сигналів в навколишнє середовище (повітря), метал труби і транспортується продукт. Амплітуда коливання дефекту і енергія сигналу, зокрема емісія, залежать від товщини стінки труби в місці дефекту, рис. 1.
ДОСЛІДНО-ПРОМИСЛОВІ ВИПРОБУВАННЯ
Об'єкти для проведення випробувань вибиралися фахівцями Ует на підставі відповідності необхідним технічним характеристикам по тиску і наявності струму середовища, що транспортується. Крім того, на обраних для обстеження ділянках нафтопроводу були раніше ліквідовані персоналом ПАТ «Оренбургнефть» несанкціоновані врізки. Число і розташування врізок фахівцям ТОВ «НТЦ« Нефтегаздіагностіка »перед початком проведення робіт відомі не були.
Технічні характеристики обраного для випробування трубопроводу і його схема представлені в табл. 1 і на рис. 2 відповідно.
Обстеження проводилося на двох ділянках нафтопроводу (рис. 3, 4):
- Ділянка №1. ПК50 + 18 - ПК52 + 62; протяжність - 244 м, діаметр - 273 8 мм.
- Ділянка №2. ПК67 + 50 - ПК71 + 50; протяжність - 400 м, діаметр - 325 9 мм.
Шурфи виготовлялися силами цеху експлуатації та ремонту трубопроводів в рамках існуючого землевідведення. Замір відстані між шурфами проводився комісійно за допомогою GPS-навігатора Garmin.
При підключенні приладів проводиться мінімальне зняття ізоляційного шару трубопроводу 50 50 мм з подальшим його відновленням (рис. 5). Час запрограмувати відлік на одній ділянці - близько 5 хвилин.
РЕЗУЛЬТАТИ ЗАМІРІВ. ІНТЕРПРЕТАЦІЯ ДАНИХ
Після завершення польових робіт фахівці ТОВ «НТЦ« Нефтегаздіагностіка »проаналізували отримані дані за допомогою спеціалізованого програмного забезпечення і представили наступні висновки:
На дільниці №1 виявлені сім дефектів: п'ять докрітічних і два критичних.
Місцезнаходження можливих дефектів вказується з точністю 1-2 метра. Результати представлені на рис. 6.
УПН «Бобрівка», що належить ПАП «Оренбургнефть»
На ділянці №2 виявлено 7 дефектів: 4 докрітічних і 3 критичних.
Місцезнаходження можливих дефектів вказується з точністю 1-2 метра. (Рис. 7)
З метою перевірки наданих даних був організований додатковий Дефектоскопічний контроль (ДДК) візуально-вимірювальний (ВІК) і ультразвукової (УЗК) з розробкою шурфів в зазначених точках. Контроль проводився сертифікованим обладнанням з залученням спеціаліста лабораторії неруйнівного контролю (рис. 8-10).
«Стакан» по бічної твірної (на 15 год)
Всього в рамках додаткового дефектоскопічного контролю було перевірено стан трубопроводу в чотирьох зазначених точках, ідентифікованих як ділянки з наявністю критичних дефектів. Один з дефектів перевірений не був у зв'язку з необхідністю проведення земляних робіт на полі з сельхозкультурами.
Результати акустико-резонансної діагностики і ДДК занесені в таблицю 2.
ОСНОВНІ РЕЗУЛЬТАТИ І КОРОТКІ ВИСНОВКИ
Управління експлуатації трубопроводів ПАТ «Оренбургнефть» організувало і провело ОПИ методу акустико-резонансної діагностики на двох ділянках напірного нафтопроводу «УПСВ Курманаевская - УПН Бобровська». Розглянуто можливість застосування методу АТ для виявлення несанкціонованих врізок.
По завершенню виконаних робіт був проведений додатковий Дефектоскопічний контроль і шурфування виявлених дефектів з метою перевірки отриманих результатів традиційними методами неруйнівного контролю.
За результатами ДДК в трьох точках з чотирьох, виявлених методом акустико-резонансної діагностики, підтвердилося наявність (критичних) неприпустимих дефектів, в двох з них - наявність заварених відгалужень (врізок).
Таким чином, верифікація дефектів показала 75% -ву збіжність по виявленню дефектів, при цьому повний Дефектоскопічний контроль ділянки №2 на дистанції від 330 до 332 м не проводився, що не говорить про відсутність на ньому дефекту. Всі відомі дефекти були виявлені, в тому числі дві ліквідовані несанкціоновані врізки.
Надалі планується використовувати методу акустико-резонансної діагностики в ПАТ «Оренбургнефть» для попереднього визначення критичних дефектів на трубопроводах, в тому числі місця розташування несанкціонованих врізок в трубопроводи.
ЛІТЕРАТУРА
Промисловий трубопровідний транспорт
Актуалізація нормативно-технічної бази трубопровідного транспорту Результати випробувань нових марок сталей, захисних покриттів і хімреагентів Трубопровідний транспорт високов'язкої нафти Оцінка способів захисту стиків зварних з'єднань Діагностика і експлуатація неметалевих трубопровідних систем Особливості углекислотной корозії і антикорозійного захисту газопроводів
Аналіз досвіду і визначення найбільш економічно і технологічно ефективних рішень в області роботи з фондом свердловин, експлуатація яких ускладнена різними факторами (корозія, солеотложенія, мехпримесей, АСПО і гідрати, висока в'язкість продукції, високий газовий фактор, технічні обмеження і ін.), Робота з часто ремонтованих фондом свердловин, організаційні рішення.
Капітальний ремонт свердловин
Компанія «Ойл Механік» стала спонсором конференції в місті Тюмень Провідний постачальник обладнання для захисту заглибних установок і кабельних ліній від механічних пошкоджень розширює співпрацю з ТОВ «Інженерна практика».
Вийшов перший номер щомісячного видання «Дайджест НАФТОГАЗ» Номер містить оцінки і думки представників експертного співтовариства по одній з активно обговорюваних і суперечливих тем - розвитку ринку електромобілів і супутньої енергетичної інфраструктури. Популярне в цьому місяці
