Во-первых, направление развитиястальной трубопроводТехнология инспекции. В процессе эксплуатации магистральных нефтегазопроводов стальные трубы обычно подвергаются коррозии как из-за внутренних, так и из-за внешних воздействий. Внутренняя коррозия в основном вызвана совокупным воздействием транспортируемой среды, скопления жидкости в трубопроводе, загрязнений и внутренних напряжений в трубопроводе; внешняя коррозия обычно вызвана повреждением и разрушением покрытия. Внутренняя коррозия, как правило, устраняется с помощью управления состоянием и добавления ингибиторов коррозии. В последние годы, с усилением контроля за эксплуатацией трубопроводов со стороны владельцев и строгими требованиями к транспортируемым средам, внутренняя коррозия в значительной степени контролируется. В настоящее время основным направлением развития контроля коррозии магистральных нефтегазопроводов в стране и за рубежом является защита от внешней коррозии, поэтому инспекция трубопроводов также фокусируется на дефектах покрытия и дефектах трубопровода, вызванных внешней коррозией. В последние годы, с широким распространением и применением компьютерных технологий, технология обнаружения в стране и за рубежом быстро развивается, и технология обнаружения трубопроводов постепенно сформировала два направления: внутреннее и внешнее обнаружение трубопроводов (обнаружение покрытия и интеллектуальное обнаружение). Обычно повреждение покрытия приводит к коррозии трубопровода ниже места повреждения. Целью технологии внешнего контроля трубопровода является определение эффективности покрытия и катодной защиты, а также выявление коррозионных дефектов корпуса трубы путем осмотра ямок. Большинство современных трубопроводов, в которых используются условия внутреннего контроля, достаточно эффективны. Технология внутритрубного контроля в основном используется для обнаружения таких дефектов, как внутренняя и внешняя коррозия, локальные деформации и трещины сварных швов, а также позволяет косвенно оценить целостность покрытия.
Во-вторых, технология обнаружения коррозии вне трубопровода. В подземных трубопроводах обычно используется система защиты, состоящая из покрытия и электрозащиты (ЭЗ) для контроля внешней коррозии. Эти два метода дополняют друг друга: покрытие обеспечивает катодную защиту, то есть экономично и эффективно; катодная защита позволяет контролировать покрытие в местах образования микротрещин или повреждений. Этот метод признан лучшим методом защиты и широко используется в борьбе с коррозией подземных трубопроводов. Покрытие является первой линией защиты подземных трубопроводов от внешней коррозии, и его защитный эффект напрямую влияет на эффективность работы электрозащитного тока. В докладе № 7 ежегодной конференции NACE993 отмечалось: «Правильное покрытие должно обеспечивать 99% необходимой защиты подземных компонентов, а оставшийся процент обеспечивается катодной защитой». Поэтому покрытие должно обладать хорошими комплексными свойствами, такими как электроизоляция, адгезия, целостность и коррозионная стойкость, и поддержание его целостности имеет очень важное значение. На эффективность покрытия в целом влияют многие факторы, такие как материалы покрытия, технология заполнения, качество строительства, коррозионная среда, уровень управления и т. д. После определенного периода эксплуатации трубопровода эффективность покрытия в целом снижается в различной степени, что проявляется в виде старения, трещин, отслоения, повреждений и других явлений. Поверхность трубы подвергается коррозии из-за прямого или косвенного контакта с воздухом и грунтом. Если не обеспечить эффективное наблюдение и уход за покрытием, это в конечном итоге приведет к проколам, разрывам и повреждениям труб.
Технология контроля состояния покрытия заключается в использовании специального оборудования для бесконтактного осмотра покрытия на грунте без раскопок трубопровода, научном, точном и экономичном определении дефектов старения и повреждений покрытия, а также в определении их размеров и проведении классификации и статистики. Одновременно проводится комплексная оценка размеров и количества дефектов, предлагается план их устранения, позволяющий владельцу трубопровода оценить состояние покрытия и провести практическое техническое обслуживание для обеспечения его целостности и сохранности. Внедрение технологий контроля состояния покрытия на трубопроводах в стране началось в середине 1980-х годов. Основные методы включают стандартный метод определения потенциала трубы/земли, тест Пирсона (Pearson) на сопротивление изоляции покрытия и тест на ток в трубе. Результаты испытаний играют важную роль в общей оценке состояния покрытия, однако до сих пор существует большой пробел в точном определении дефектов и разумном руководстве по ремонту. В последние годы, благодаря кредитам Всемирного банка и обмену опытом с зарубежными трубопроводными компаниями, внешнее оборудование для тестирования трубопроводов стало относительно недорогим и простым в эксплуатации. Внешние технологии контроля качества покрытий на нефтегазопроводах большой протяженности, используемые в зарубежных странах, получили широкое распространение. Технологии контроля достигли уровня развитых стран, и в практической работе широко применяются следующие методы: стандартный контроль потенциала трубки/заземления, метод Пирсона, контроль потенциала с малым шагом, многочастотный контроль тока и контроль градиента постоянного тока.
1. Стандартная технология определения положения трубы/участка (P/S). Эта технология в основном используется для контроля эффективности катодной защиты. С помощью мультиметра измеряется потенциал между заземленным медным/сульфатным электродом и определенной точкой на металлической поверхности трубопровода, а затем, используя кривую зависимости потенциала от расстояния, определяется распределение потенциала для выявления разницы между текущим и предыдущим потенциалами, а также оценивается состояние покрытия по тому, соответствует ли измеренный потенциал катодной защиты стандарту. Этот метод быстр и прост и до сих пор широко используется в повседневной работе по управлению и мониторингу состояния покрытия трубопровода и катодной защиты в отделах управления трубопроводами.
2. Технология мониторинга Пирсона (PS). Эта технология используется для обнаружения дефектов покрытия и дефектных зон. Поскольку ток катодной защиты не требуется, достаточно подавать на трубопровод только переменный сигнал (000 Гц) от передатчика, поэтому работа проста и быстра, и она широко используется в мониторинге покрытий. Однако точность результатов обнаружения низка из-за помех от внешнего тока, различных групп грунта и участков покрытия, которые могут вызывать изменения сигнала, а оценка дефектов и их размеров зависит от опыта оператора.
3. Технология проверки потенциала с малым интервалом (CIS, CIPS) Проверка потенциала с малым интервалом (Close Interval Survey) и мониторинг поляризационного потенциала с малым интервалом (Close Interval Potential Survey) аналогичны стандартному методу проверки потенциала трубки/земли (P/S), их суть заключается в проверке потенциала трубки/земли и проверке потенциала отключения питания. Путем проверки интенсивного потенциала и интенсивного потенциала катодной защиты на трубопроводе можно определить эффективность катодной защиты, а также косвенно определить положение и размер дефекта, отражающие состояние покрытия. Этот метод также имеет ограничения: низкая точность, зависимость от опыта оператора, подверженность внешним помехам, а погрешность считывания может достигать 200-300 мВ.
4. Многочастотный метод измерения тока в трубе с использованием PCM. Многочастотный метод измерения тока в средней точке трубы — это новая технология мониторинга утечек покрытия, представляющая собой усовершенствованный метод обнаружения повреждений покрытия, основанный на методе измерения градиента тока в трубе. Он использует относительно современный прибор PCM, измеряет ток в соответствии с известным интервалом измерения, измеряет распределение градиента тока и отображает общую картину всего трубопровода. Это позволяет быстро и экономично обнаруживать участки трубопровода с серьезными утечками тока, проводить компьютерный анализ и оценку состояния покрытия, а затем использовать «А»-матрицу прибора PCM для определения градиента поверхностного потенциала и точного определения точки разрушения покрытия. Этот метод совместим с трубопроводами различных спецификаций и материалов. Он позволяет проводить обследование всего трубопровода на большом расстоянии и менее подвержен влиянию изменений в материалах покрытия и грунтовых условиях. Значение поверхностного сопротивления Rg используется для определения технического класса покрытия трубопровода, оценки состояния покрытия и предложения метода его обслуживания. С помощью специальной соединительной катушки можно также проводить осмотр покрытия на подводных трубопроводах.
5. Метод градиента потенциала постоянного тока (DCVG). Этот метод определяет градиент потенциала, создаваемый в грунте током катодной защиты, протекающим к поврежденному участку покрытия заглубленного трубопровода (то есть, падение напряжения IR в грунте), и рассчитывает состояние покрытия на основе процента падения напряжения IR. Преимущество метода заключается в том, что размер дефектного слоя не искажается переменным током, а определение того, протекает ли ток внутрь или наружу трубопровода, позволяет также определить, подвергается ли трубопровод коррозии.
6. Сравнение нескольких методов тестирования. В последние годы автор тестировал эффективность покрытий и катодной защиты на нескольких трубопроводах, таких как Сычуаньская линия Лун-Цан, линия Гун-Цзы, линия Лу-Вэй, линия Шэнь-Дао и др. С одной стороны, проводилось сравнение вышеупомянутых методов, и было установлено, что все виды технологий обнаружения дефектов покрытий реализуются путем подачи на трубопровод сигналов постоянного или переменного тока, и разница заключается только в структуре, характеристиках и функциях. Каждый метод имеет свои преимущества и недостатки, что делает его более эффективным в оценке комплексной эффективности покрытия. Для преодоления ограничений, связанных с использованием одной технологии обнаружения, автор обнаружил, что сочетание нескольких методов обнаружения дефектов покрытия может компенсировать недостатки различных технологий при проведении осмотра на месте. Для трубопроводов, защищенных катодной защитой, сначала используется значение, зафиксированное в журнале учета, а затем с помощью технологии CIPS измеряется потенциал заземления трубопровода. Измеренное напряжение при отключении питания позволяет определить эффективность системы катодной защиты. После обнаружения дефектов покрытия, с помощью технологии DCVG определяются характеристики катода и анода каждого дефекта, а затем, используя DCVG, определяется центральное положение дефекта. Падение напряжения, вызванное протеканием тока утечки через грунт, позволяет определить размер и серьезность дефекта. Это служит основой для выбора ремонтных работ. Для трубопроводов без катодной защиты можно использовать технологию PCM-тестирования для определения участков трубы с серьезной утечкой тока, а затем с помощью технологии обнаружения «А-образной рамки» или Пирсона, применяемой в PCM, можно точно определить точку повреждения покрытия и его размер. Технология PCM-тестирования также может использоваться для трубопроводов с катодной защитой, однако ее точность обнаружения несколько ниже, чем у технологии DCVG. Поскольку все методы обнаружения повреждений покрытия используют электрические сигналы на трубопроводе, существуют некоторые недостатки в различных методах, и некоторые дефекты покрытия не могут быть обнаружены. Они не могут распространяться в грунт, образуя замкнутый контур, и их можно искать только другими способами. Из-за экранирующего эффекта он не подходит для прокладки трубопроводов в обсадных трубах; никакие технологии не позволяют определить, отслоилось ли покрытие.
В-третьих, технология внутритрубного обнаружения. Технология внутритрубного обнаружения заключается в добавлении различного оборудования для неразрушающего контроля (НК) к очистному поршню (PIG), что превращает неинтеллектуальный метод, первоначально использовавшийся для очистки, в сбор, обработку, хранение информации и т. д. Интеллектуальный детектор дефектов трубопровода (SMART PIG) с множеством функций может обнаруживать дефекты трубопровода по перемещению поршня внутри него. Еще в 1965 году американская компания Tuboscopc успешно применила технологию неразрушающего контроля (НК) на основе магнитофлюксной утечки (MFL) для внутреннего осмотра магистральных нефтегазопроводов, и впоследствии были разработаны и другие технологии неразрушающего внутреннего контроля. Это позволяет оценить широкие перспективы ее применения. В настоящее время известными зарубежными компаниями-производителями оборудования для мониторинга являются Tuboscopc GE PII в США, British Gas в Великобритании, Pipetronix в Германии и Corrpro в Канаде, и их продукция достигла стадии серийного производства и диверсификации. Внутренние детекторы можно разделить на штангенциркули для обнаружения геометрических деформаций трубопроводов, детекторы утечек в трубопроводах, детекторы магнитного потока для обнаружения объемных дефектов, вызванных коррозией, и детекторы трещин. Также используются вихретоковые детекторы для обнаружения дефектов, ультразвуковые детекторы и оборудование для обнаружения трещин, основанное на упругих сдвиговых волнах. Ниже кратко описаны несколько широко используемых методов.
1. Технология усовершенствования измерения диаметра в основном используется для обнаружения геометрических деформаций трубопровода, вызванных внешними силами, и определения конкретного места деформации. Некоторые методы используют механические устройства, другие — принцип магнитной индукции, что позволяет обнаруживать геометрические дефекты, овальность и изменения внутреннего диаметра. Эти изменения и другие геометрические аномалии влияют на эффективный внутренний диаметр трубы.
2. Технология обнаружения утечек. В настоящее время наиболее зрелыми технологиями являются метод дифференциального давления и метод акустического излучения. Первый метод включает в себя прибор с устройством измерения давления, а проверяемый трубопровод необходимо заполнить соответствующей жидкостью. Утечки обнаруживаются в зоне с самым низким давлением в трубопроводе, и здесь же устанавливаются приборы для обнаружения утечек; второй метод основан на акустическом обнаружении утечек, используя уникальный звук в диапазоне от 20 до 40 кГц, генерируемый при утечке в трубопроводе, который с помощью датчика с соответствующим частотным выбором собирает электронное устройство, обнаруживает и локализует утечку с помощью измерительного колеса и системы маркировки.
3. Технология обнаружения утечки магнитного потока (MFL) Среди всех технологий обнаружения трубопроводов технология обнаружения утечки магнитного потока имеет самую долгую историю, поскольку она позволяет обнаруживать объемные дефекты, вызванные внутренней и внешней коррозией трубного блока, предъявляет низкие требования к условиям обнаружения, может использоваться, в том числе, для нефтегазопроводов, позволяет косвенно оценивать состояние покрытия, и имеет наиболее широкий спектр применения. Поскольку утечка магнитного потока является относительно шумным процессом, аномальные сигналы заметны в записи данных даже без какого-либо усиления данных, и ее применение относительно простое. Стоит отметить, что при использовании детектора утечки магнитного потока для обнаружения трубопроводов необходимо контролировать скорость работы поршня, и утечка магнитного потока очень чувствительна к скорости его работы, хотя использование датчика тока вместо катушки датчика снижает чувствительность скорости поршня, но не может полностью исключить влияние скорости. При обнаружении трубопровода с помощью этой технологии требуется полное магнитное насыщение стенки трубы. Таким образом, точность измерения зависит от толщины стенки трубы. Чем больше толщина, тем ниже точность. Обычно допустимый диапазон составляет 2 мм при толщине стенки трубы. Точность этой технологии не так высока, как у ультразвуковой, и определение точной высоты дефекта по-прежнему зависит от опыта оператора.
4. Технология пьезоэлектрического ультразвукового контроля. Принцип работы технологии пьезоэлектрического ультразвукового контроля аналогичен.
Дата публикации: 28 июня 2023 г.