СПОСОБ ДИАГНОСТИКИ ТЕХНИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ ПОДЗЕМНОГО ТРУБОПРОВОДА Российский патент 2025 года по МПК F17D5/00 

Предлагаемый способ относится к бесконтактной магнитометрической диагностике в области наружного контроля технических параметров, находящегося в эксплуатации подземного трубопровода, законченного капитальным ремонтом, реконструкцией или строительством, и может быть использован при проведении обследования технического состояния подземного трубопровода в нефтегазовой отрасли, жилищно-коммунальном хозяйстве и других отраслях, где эксплуатируется подземные и подводные трубопроводы.

Известны способы наружного диагностического контроля технических параметров подземного трубопровода, которые включают возбуждение переменного тока в обследуемый участок подземного трубопровода, измерение над трубопроводом индукции магнитного поля в процессе перемещения магнитной антенны измерительного прибора, содержащей трехкомпонентные датчики магнитного поля, которые расположены в строго определенных местах магнитной антенны; математическую обработку измерений путем решения избыточной системы уравнений, составленной для градиентов индукции постоянного магнитного поля, определение технических параметров трубопровода [1. Патент РФ №2264617; 2. Патент РФ №2510500; 3. Патент РФ №2453760; 4. Патент РФ №2735349].

Недостатками данных способов диагностического контроля являются:

В способах принята модель, когда ток идет по бесконечно длинному трубопроводу. В условиях диагностики пропустить ток от генератора по трубопроводу можно только при наличии замкнутой электрической цепи. Это означает, что будет зона, где идет обратный ток параллельный диагностируемому трубопроводу. Обратный ток в грунте при определенных условиях приводит к образованию неконтролируемой величине суммарной магнитной индукции, регистрируемой магнитной антенной прибора при проведении диагностического контроля технических параметров обследуемого участка подземного трубопровода, что приводит к увеличению суммарной погрешности измерения.

Отсутствие технических решений, исключающих негативное влияние обратных токов в электрической цепи при возбуждении рабочего тока генератора в трубопроводе.

Отсутствие технических решений по выявлению дефектов в изоляционном покрытии трубопровода, вызванных отслоением покрытия от металла трубы без нарушения его целостности.

Отсутствие технических решений по определению наружными методами контроля наличия агрессивной коррозионной среды (воды, грязи) внутри защитных внешних конструкций трубопровода (футляр, ж/бетонный короб и др. конструкции), образовавшейся в результате нарушения герметичности конструкции.

Отсутствие технических решений по определению наружными методами контроля агрессивной коррозионной среды внутри трубопровода в результате попадания в него водно-грязевой среды.

Наиболее близким к предлагаемому техническому решению является способ диагностики технического состояния подземного трубопровода [5. Патент РФ №2789039]. Способ диагностики технических параметров подземного трубопровода, включающий формирование электрической цепи на расстоянии от его оси, равном более 10 величин глубины заложения трубопровода путем установки: в начале участка - электрода заземления, который соединяют проводом с генератором, а на конце участка - электрода для отвода обратного тока,; который соединяют проводом с трубопроводом, возбуждение в зоне трубопровода переменного магнитного поля, измерение расстояния от датчиков до проекции оси трубопровода на дневную поверхность, индицирование величины и направления удаления датчиков от проекции оси трубопровода, на основании чего оператор корректирует путь перемещения вдоль трубопровода, определение углов поворота датчиков поля вокруг горизонтальных и вертикальной оси, получение матрицы поправок и внесение их в матрицы компонент поля и их разностей, измерение индукции постоянного магнитного поля над трубопроводом, одновременно с индукцией постоянного магнитного поля проводят измерение индукции переменного магнитного поля над трубопроводом, причем датчики постоянного магнитного поля, переменного магнитного поля и переменного электрического поля совмещены в одном конструктиве, проведение предварительной статистической обработки результатов измерений, выделение по совокупности признаков участки трубопровода для последующей обработки, определение расположения и магнитных моментов источников аномалий постоянного, и переменного магнитных полей, и параметры нарушений изоляции трубопровода, и проведение по полученным данным идентификации, и ранжирования особенностей технического состояния трубопровода.

Данный способ диагностического контроля обладает также недостатком - это отсутствие технических решений по выявлению: дефектов в изоляционном покрытии трубопровода, вызванных отслоением покрытия от металла трубы без нарушения его целостности; наличия агрессивной коррозионной среды внутри трубопровода или его внешних конструкций.

Задачей изобретения является повышение достоверности и точности диагностического контроля при комплексном обследовании подземных трубопроводов.

Это достигается тем, что в способе диагностики технических параметров подземного трубопровода, включающего формирование электрической цепи на расстоянии от его оси, равном более 10 величин глубины заложения трубопровода путем установки: в начале участка - электрода заземления, который соединяют проводом с генератором, а на конце участка - электрода для отвода обратного тока, который соединяют проводом с трубопроводом, возбуждение переменного магнитного поля в зоне трубопровода, измерение над и вблизи трубопровода индукции переменного магнитного поля, создаваемой током в трубопроводе, измерение расстояния от датчиков до проекции оси трубопровода на дневную поверхность, индицирование величины и направления удаления датчиков от проекции оси трубопровода, на основании чего оператор корректирует путь перемещения вдоль трубопровода, определение углов поворота датчиков поля вокруг горизонтальных и вертикальной осей трубопровода, получение матрицы поправок, связанных с углами поворота датчиков и их расстоянием относительно оси трубопровода, внесение поправок в матрицы компонент поля и их разностей, определяют расположение и магнитные моменты источников аномалий постоянного и переменного магнитных полей, и параметры нарушений изоляции трубопровода, и по полученным данным производят идентификацию и ранжирование особенностей технического состояния трубопровода, отличающийся тем, что работу генератора и диагностического прибора синхронизируют с помощью GPS, расположенных в их составе, измеряют величину поворота фазы тестового тока от генератора по дистанции трубопровода, а изменение угла фазы используют для определения технических параметров подземного трубопровода при его комплексном обследовании.

Для повышения достоверности диагностического контроля технических параметров изоляционного покрытия на локальном участке подземного трубопровода предлагается техническое решение, заключающееся в измерении поворота угла фазы тестового тока генератора, которое является информативным параметром, связанным с изменением реактивного сопротивления трубопровода на локальном участке, где присутствуют аномальные зоны, требующие устранения в процессе эксплуатации трубопровода.

На фиг. 1 представлена технологическая схема обследования локального участка подземного трубопровода, где

1 - трубопровод

2 -генератор диагностического комплекса

3 - диагностический комплекс

4 - спутниковая группировка

5 - кабель заземления.

На фиг. 2 представлены магнитограммы, где:

6 - угла фазы тестового тока генератора

7 - тестового тока генератора.

На фиг. 3 представлен график высотных отметок участка трубопровода тепловой сети и нижней образующей железобетонного желоба канала, где;

8 - смотровой колодец;

9 - смотровой колодец;

10 - дно желоба ж/бетонного канала его прокладки.

На фиг. 4 представлена магнитограмма угла фазы тока тестового генератора, где: 11 - месторасположения воды.

На фиг. 5 представлен график высотных отметок участка, законченного строительством магистрального трубопровода, где: 12 - токопроводящая водно-грязевая среда.

На фиг. 6 представлена магнитограмма угла фазы тока тестового генератора.

На локальном участке подземного магистрального трубопровода, имеющего длину L=30,0 метров и диаметр трубы 720 мм, глубина заложения до оси трубы 1,4…1,6 м была проведена оценка технического состояния изоляционного покрытия в соответствии с требованиями ВРД 39-1.10-026-2001: «Методика оценки фактического положения и состояния подземных трубопроводов» (далее Методика).

Диагностика технического состояния изоляционного покрытия была выполнена с использованием следующей схемы подключения генератора к локальному участку трубопровода:

- положительную клемму генератора 2 с использованием провода подключают к омическому контакту трубопровода 1 у КИП в начале обследуемого участка, а к клемме заземления с использованием кабеля 5 длиной более 50 м подсоединяют электрод его заземления, смонтированный в перпендикулярном направлении относительно оси трубопровода;

- у КИП на конце обследуемого участка по аналогу с заземлением генератора выполняют заземление трубопровода 1;

- генератор 2 и диагностический комплекс 3 синхронизируются по меткам времени с помощью GPS, встроенных в их конструкцию, и спутниковой группировки 4. Диагностика локального участка трубопровода и оценка технического состояния изоляционного покрытия (далее ИП) были выполнены в соответствии с требованиями Методики.

Как показывает практика, имеются дефекты наружного изоляционного покрытия, когда происходит только отслоение изоляционного слоя от металла трубы. В этом случае нет канала проводимости «труба - грунт», а возникает только изменение емкости на дефектном участке. Эти дефекты изменяют импеданс системы: «труба в грунте» на ограниченном участке. В свою очередь, изменение импеданса приводит к изменению скорости поворота фазы тестового тока от генератора по дистанции трубопровода. Таким образом, измерение угла фазы тестового тока генератора в трубопроводе на диагностируемом участке является информативным параметром, свидетельствующим об изменении толщины изолирующего слоя и локальном отслоении изоляционного покрытия (ИП), а также освобождает от необходимости строгого позиционирования диагностического комплекса относительно оси трубопровода. В отличие от алгоритмов измерения амплитуды тестового тока фаза тока сохраняется на любом расстоянии от оси трубопровода.

Магнитограмма изменения угла фазы ϕ тестового тока генератора на локальном участке трубопровода 1, фиг. 1, представлена кривой 6, а магнитограмма распределения тестового тока генератора представлена кривой 7, фиг. 2.

Анализ затухание контролируемых параметров показывает, что на длине локальной зоны в 6,5 метров ток тестового генератора снизился 425 мА до 417 мА, или на 1,88%, что находится на уровне погрешности работы диагностического прибора, а угол фазы тестового генератора изменился с величины 0,045, До 0,023 Рад или на 4,89%. Данный параметр позволяет сделать заключение о наличии с большой долей вероятности брака в изоляционном покрытии, связанного с отслоением ИП от стенки трубы.

На участке трубопровода канальной прокладки тепловой сети, фиг. 3, имеющего длину 190 м и диаметр трубы 325 мм, глубины заложения до оси трубы 1,25…1,4 м, было проведено его комплексное обследование в соответствии с техническим заданием с использованием технологической схемы обследования, представленной на фиг. 1.

График высотного положения трубопровода тепловой сети представлен на фиг. 3, на котором отображено высотное положение дна ж/бетонного короба (желоба), 11, фиг. 3. Магнитограмма изменения угла фазы ϕ тестового тока генератора на данном участке представлена на фиг. 4.

Анализ графика высотного положения короба показывает: начиная с дистанции 85,5 метра, высотные отметки трубопровода снизились со 177,3 м до 176,5 м и угол фазы тока тестового генератора также изменился с величины 0,15 до -0,15 Рад. Это свидетельствует об изменении импеданса трубы на локальном участке от 85,8 м до 190 м. Осмотр трубопровода в смотровых колодцах 9 и 10, фиг. 3, показал: отсутствие токопроводящей среды (воды) в колодце 9 и ее присутствие в колодце 10. Изменение импеданса трубы на дистанции от 85,5 м и до 190 м дает основание сделать заключение о наличии токопроводящей среды, - воды, - в желобе ж/бетонного короба, 11, фиг. 4, которая находится в около трубном пространстве. На локальном участке, законченного строительством магистрального трубопровода, имеющего длину 130 м и диаметр трубы 1020 мм было проведено обследование по технологической схеме, указанной на фиг. 1.

График высотного положения локального участка трубопровода приведен на фиг. 5. Магнитограмма изменения угла фазы ϕ тестового тока генератора на данном участке трубопровода представлена на фиг. 6.

Анализ магнитограммы угла фазы тока тестового генератора выявил изменение импеданса трубы на межу 42,7 и 80 метрами, при этом полный ток тестового генератора на данном локальном участке трубопровода не изменился. Изменение импеданса трубы на дистанции от 42,7 м и до 80 м дает основание сделать заключение о наличии токопроводящей (коррозионно-опасной) среды, - воды, -внутри трубопровода.

Предложенный способ диагностики позволяет повысить степень достоверности при выполнении экспертного заключения о наличии дефектной зоны в ИП; выявлять сложные виды повреждений в наружном изоляционном покрытии трубопровода, к которым относятся под пленочная коррозия и брак термоусаживающих манжет; выявить не герметичность защитных конструкций трубопровода (футляров, каналов и др. конструкций), в результате чего в них попадает агрессивная среда, способствующая развитию коррозионных дефектов на внешней стенке трубопровода; выявить и установить координаты месторасположения токопроводящей и коррозионно-опасной среды внутри трубопровода.

Источники информации:

1. Патент РФ №2264617.

2. Патент РФ №2510500.

3. Патент РФ №2453760.

4. Патент РФ №2735349.

5. Патент РФ №2789039. Прототип.

Предлагаемый способ относится к бесконтактной магнитометрической диагностике в области наружного контроля технических параметров находящегося в эксплуатации подземного трубопровода, законченного капитальным ремонтом, реконструкцией или строительством, и может быть использован при проведении обследования технического состояния подземного трубопровода в нефтегазовой отрасли, жилищно-коммунальном хозяйстве и других отраслях, где эксплуатируется подземные и подводные трубопроводы. Сущность изобретения сводится к достижению достоверности контроля технических параметров подземного трубопровода при его комплексном обследовании за счет того, что работу генератора и диагностического прибора синхронизируют с помощью GPS, расположенных в их составе. Измеряют величину поворота угла фазы тестового тока от генератора по дистанции трубопровода, а изменение угла фазы используют для определения технических параметров подземного трубопровода при его комплексном обследовании. Использование предлагаемого способа позволяет выявлять: сложные виды повреждений в наружном изоляционном покрытии трубопровода, к которым относятся подпленочная коррозия и брак термоусаживающих манжет; нарушение герметичности защитных внешних конструкций трубопровода при попадании в них агрессивной коррозионной среды, а также попадание агрессивной коррозионной среды во внутреннюю полость трубопровода. 6 ил.

Способ диагностики технических параметров подземного трубопровода, включающий формирование электрической цепи для отвода обратного тока на расстояние, равное более 10 величин глубины заложения трубопровода, путем установки: в начале участка - электрода заземления, который соединяют проводом с генератором, а на конце участка - электрода, который соединяют проводом с трубопроводом; возбуждение в зоне трубопровода переменного магнитного поля, измерение расстояния от датчиков до проекции оси трубопровода на дневную поверхность, индицирование величины и направления удаления датчиков от проекции оси трубопровода, на основании чего оператор корректирует путь перемещения вдоль трубопровода, определение углов поворота датчиков поля вокруг горизонтальных и вертикальной осей, получение матрицы поправок и внесение их в матрицы компонент поля и их разностей, измерение индукции постоянного магнитного поля над трубопроводом, одновременно с индукцией постоянного магнитного поля проводят измерение индукции переменного магнитного поля над трубопроводом, причем датчики постоянного магнитного поля, переменного магнитного поля и переменного электрического поля совмещены в одном конструктиве, проведение предварительной статистической обработки результатов измерений, выделение по совокупности признаков участков трубопровода для последующей обработки, определение расположения и магнитных моментов источников аномалий постоянного и переменного магнитных полей и параметров нарушений изоляции трубопровода, и проведение по полученным данным идентификации и ранжирования особенностей технического состояния трубопровода, отличающийся тем, что работу генератора и диагностического прибора синхронизируют с помощью GPS, расположенных в их составе, измеряют величину поворота угла фазы тестового тока от генератора по дистанции трубопровода, и по изменению угла фазы определяют месторасположение дефектов в наружном защитном покрытии трубопровода, связанных с отслоением изоляции от стенки трубы, или месторасположение агрессивной коррозионной среды внутри трубопровода, или защитной конструкции трубопровода в результате нарушения герметичности.