Упреждающий точечный ремонт нефтепроводов — идеальный способ предотвратить возможные отказы и сэкономить средства на полной замене труб. Но чтобы добиться эффективной профилактики, нужно своевременно находить дефекты. Сегодня мы расскажем, как эволюционируют технологии внутритрубной диагностики.
В советское время управление целостностью трубопроводов сводилось к замене труб в плановом порядке независимо от их состояния либо по факту аварии. Рыночная экономика на фоне ужесточающихся санкций за разливы нефти заставила нефтяные компании задуматься о более эффективных способах эксплуатации нефтепроводов. Этому способствовало и развитие диагностических технологий, так, например, в начале 2000-х появились приборы, позволяющие проводить внутреннюю диагностику на всем протяжении трубы.
В первую очередь внутритрубные инспекционные приборы (ВИП) разрабатывались для магистральных нефтепроводов большой протяженности и диаметра. Происходило это и потому, что отказы на таких трубопроводах могут обернуться значительными экологическими последствиями, и по техническим причинам: первые громоздкие записывающие устройства помещались только в трубы большого диаметра.
В то же время для нефтяных компаний более актуальны отказы на промысловых трубопроводах, образующих сети нефтесбора и водоводы для поддержания пластового давления. Эти трубопроводы постоянно испытывают воздействие агрессивной среды — неочищенной нефти и технической воды — и наиболее подвержены внутренней коррозии: если у магистральных нефтепроводов нормативный срок эксплуатации превышает 30 лет, а фактический может достигать 50, то промысловые трубопроводы разрушаются за 5–10 лет.
Довольно долго диагностика состояния промысловых трубопроводов сводилась к наружному обследованию. Использование же внутритрубных диагностических приборов было ограничено по ряду причин. Во-первых, техническая возможность: для запуска в трубу диагностического снаряда необходимо наличие камер пуска-приема. А поскольку первые ВИП создавались для труб диаметром от 219 мм и более, используемых на магистральных трубопроводах, то и соответствующие правила эксплуатации предусматривали установку камер пуска-приема только на такие трубы. В то же время сеть промысловых трубопроводов преимущественно формируется из труб малого диаметра, на которые камеры пуска-приема исторически не устанавливали.
Второй момент — экономическое обоснование. Внутритрубная диагностика была довольно дорогой штукой и применять ее на промысловых трубопроводах считали нецелесообразным.
Тем не менее только сплошной мониторинг трубопровода позволяет своевременно выявлять критические дефекты и проводить точечный ремонт вместо дорогостоящей плановой замены всей трубы. Поэтому поиск подходящей технологии продолжался.
Прогресс не дремлет
К счастью, промысловые трубопроводы начали оборудовать небольшими и относительно недорогими камерами пуска-приема, предназначенными для запуска очистных устройств. Это обстоятельство заставило по‑новому взглянуть на возможность развития диагностики труб малого диаметра. Наличие камер — это уже половина дела.
Изначально недостатком ВИП для применения на промысловых трубопроводах была их сложность — часть заложенных в них технических достижений оказались невостребованными и избыточными. Современные приборы способны выявлять в трубах тысячи аномалий (предположительных дефектов), из которых критических — лишь единицы. Такая эффективность на промысловых нефтепроводах — излишество, которое только многократно удорожает процесс.
Поэтому сложные ВИП упростили до менее чувствительных внутритрубных индикаторов дефектов (ВИД). Их задача — выявлять лишь крупные дефекты (язвенную коррозию) трех размеров — глубиной в 35 , 50 и 70 % от стенки трубы и площадью не менее 50×50 мм. При этом размеры самого снаряда позволяют ему проходить повороты труб, а также помещаться в малогабаритные камеры пуска-приема. Запас батарей и емкость памяти таких приборов рассчитаны на 10 км прогона. Дефектоскопы успешно использовались нефтяниками последние лет десять, дополняя другие методы обследования трубопроводов.
Магнитная альтернатива
В качестве альтернативы внутритрубной диагностике в «Газпром нефти» был запущен НИОКР по разработке прибора для наружного обследования трубопроводов с помощью магнитометрического метода. При контроле измеряют и анализируют распределение собственных магнитных полей трубы, вызванных естественной намагниченностью в магнитном поле Земли. В процессе эксплуатации трубопровода намагниченность изменяется в зонах максимального напряжения металла, в том числе вызванных коррозией. Именно такие зоны можно обнаружить магнитометрическим методом. Метод был успешно испытан и запатентован в 2017 году.
Цифровые уши
Сегодня проблема внутритрубной диагностики решается уже с помощью беспилотников и искусственного интеллекта. Беспилотники снабжают теми же магнитометрическими дефектоскопами и они мониторят десятки километров трубопроводов в самых недоступных местах. Правда тут есть свои ограничения. Например, на Новопортовском месторождении "Газпром нефти" от услуг беспилотников часто приходится отказываться - из-за низких температур и шквалистого ветра.
Зато здесь специалисты предложили использовать возможности искусственного интеллекта. В основе метода лежит старая добрая акустика. В ключевых точках трубопровода устанавливаются чувствительные микрофоны, а сигнал передается по оптико-волоконному кабелю на нефтепромысел. Сейчас данные накапливаются и анализируются, а в будущем система сможет самостоятельно определять характер шума, опираясь на библиотеку шумов, собранную с помощью машинного обучения. В перспективе подобная технология может охватывать любые объекты нефтепромысла, дополняя уже существующие решения контроля. Датчиками можно оснастить все нефтесборные путепроводы, каждый узел и кустовую площадку. И таким образом получать данные со всех ключевых точек, охватывая контролем всю инфраструктуру транспортировки сырья.
Также смотрите наши видео!
Как добывают нефть? ВИДЕО!
Как отечественный дрон перевозит пробы нефти. ВИДЕО!
Какой нефтью богата Западная Сибирь?
Другие материалы читайте на сайте журнала: www.gazprom-neft.ru/press-center/sibneft-online/
