Способ мониторинга технического состояния трубопроводов надземной прокладки в условиях вечной мерзлоты


 


Владельцы патента RU 2571497:

Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт транспорта нефти и нефтепродуктов Транснефть" (ООО "НИИ Транснефть") (RU)
Акционерное общество "Транснефть-Сибирь" Акционерная компания по транспорту нефти "Транснефть" (АО "Транснефть-Сибирь") (RU)
Открытое акционерное общество "Акционерная компания по транспорту нефти "Транснефть" (ОАО "АК "Транснефть") (RU)

Изобретение относится к области мониторинга трубопроводных систем, эксплуатируемых в сложных климатических условиях, в частности к способам оценки технического состояния трубопроводов надземной прокладки в условиях вечной мерзлоты. Способ мониторинга заключается в выполнении этапов установки контрольного и измерительного оборудования, сбора данных по показаниям контрольного и измерительного оборудования, передачи и записи данных, анализа и оценки результатов обработки и принятия решения о необходимости проведения компенсационных мероприятий по результатам комплексного мониторинга технического состояния трубопроводов надземной прокладки. В процессе выполнения способа определяют текущее положение трубопровода и опор трубопровода и его отклонение от проектного положения, величины нагрузок на опоры, напряжение изгиба трубопровода, напряжения компенсатора, и оценивают допустимость напряженно-деформированного состояния трубопровода. Изобретение позволяет проводить оценку технического состояния и определение режимов безаварийной работы трубопроводов надземной прокладки, эксплуатируемых в условиях вечной мерзлоты.

 

Изобретение относится к области мониторинга трубопроводных систем, эксплуатируемых в сложных климатических условиях, в частности, к способам оценки технического состояния трубопроводов надземной прокладки в условиях вечной мерзлоты.

Известен способ мониторинга температур протяженных объектов [патент на изобретение RU 2459954 С2, опубл. 27.08.2012, МПК: Е21В 47/12, G01R 7/14], заключающийся в установке запрограммированных температурных датчиков в протяженных объектах, измерении изменения температур, приема и оценки данных с помощью компьютера, оценки и сбора информации. С помощью контроллера калибруют температурные датчики, размещенные последовательно и образующие термокосы, записывают в них калибровочные коэффициенты, прошивают их индивидуальные обозначения. С помощью температурных датчиков преобразуют электрические аналоговые сигналы, полученные от чувствительных элементов, в цифровые сигналы, с помощью интегрированного в температурные датчики интерфейса передают сигналы в контроллеры, осуществляющие функции управления, отображения информации, передачу цифровых сигналов по сети Ethernet в сетевой концентратор, объединяющий контроллеры. Также с помощью сетевого концентратора осуществляют передачу цифровых сигналов по сети Internet или по беспроводному каналу с помощью приемопередающего устройства в компьютер оценки и сбора информации.

Недостатком известного способа является то, что результаты мониторинга температур протяженных объектов ограничиваются только их сбором, передачей и обработкой цифровых сигналов в отображаемую информацию, по сети Ethernet, без привязки к параметрам технического состояния протяженных инженерных объектов, например, к основаниям и фундаментам, расположенным в условиях распространения многолетнемерзлых грунтов. Это значительно ограничивает анализ и оценку технического состояния протяженных объектов, что может привести к нарушению сроков и устойчивости безопасной эксплуатации магистрального трубопровода на проектных режимах. Кроме того в известном способе фактически представлен только алгоритм получения данных по температурам, но не сам мониторинг объектов, на основе которого делается прогноз развития мерзлотных процессов, влияющих на устойчивость фундаментов и оснований сооружений.

Известно устройство визуализации температурного мониторинга на основе сети Интернет [патент на изобретение CN 103105836 А, опубл. 15.05.2013, МПК: G05B 19/418], которое содержит камеру, панель удаленного хранилища данных, инфракрасный термометр с лазерным целеискателем, модуль определения местоположения глобальной системы позиционирования (GPS), модуль передачи данных и вспомогательный модуль, в котором вспомогательный модуль содержит электрический нагреватель, прожектор, устройства ледо- и пылеудаления. Выходные каналы камеры, инфракрасного термометра с лазерным целеискателем, GPS модуль определения местоположения и вспомогательный модуль, соответственно, соединены с входным каналом модуля передачи. Камера, инфракрасный термометр с лазерным целеискателем, GPS модуль определения местоположения и вспомогательный модуль установлены соответственно выше панели удаленного хранилища данных с панелью удаленного хранилища данных в качестве носителя.

В известном устройстве инфракрасные сигналы и видимые световые сигналы используются для мониторинга состояний перехода, при этом инфракрасный термометр и камера осуществляют всенаправленное двухмерное сканирование с носителем в виде панели удаленного хранилища данных. Однако в известном устройстве используется инфракрасный термометр, точность измерения которого составляет 1,5-2°С, что недостаточно для мониторинга за тепловым состоянием грунтов и теплоизолирующих покрытий трубопроводов. Также данное устройство не предназначено для наблюдения за протяженными объектами, а может быть использовано только для наблюдения за температурами точечных объектов.

Наиболее близким аналогом заявленного изобретения является способ мониторинга и оценки технического состояния магистрального трубопровода и система для его реализации [патент на изобретение RU 2451874 С1, опубл. 27.05.2012, МПК: F17D 5/00], который включает измерение физических параметров набором датчиков, расположенных внутри и с внешней стороны трубопровода по его длине, и обработку измеренных физических величин. Предварительно для каждого i-го участка трубопровода создают расчетную математическую модель с эталонными параметрами. По измеренным физическим параметрам и расчетной математической модели для каждого i-го участка создают адаптированную к текущему состоянию расчетную модель. По измеренным физическим параметрам и адаптированной расчетной модели для каждого конечного элемента модели вычисляют обобщенный косвенный показатель текущего состояния трубопровода, например, запас прочности или производные запаса прочности в материале трубопровода. Полученный массив обобщенных косвенных показателей оценивают по зонам допуска «допустимо», «требует принятия мер», «недопустимо», по которым принимают решение о необходимости воздействия на трубопровод.

К недостаткам наиболее близкого аналога относится определение только обобщенных косвенных показателей физических параметров трубопровода, которые не позволяют оценить техническое состояние магистральных трубопроводов. Кроме того, применение в известном способе зон допуска мало информативно и не позволяет представить точную характеристику состояния наблюдаемых объектов, что не может быть использовано для трубопроводов, транспортирующих нефтепродукты и газ.

Задачей заявленного изобретения является проведение комплексного мониторинга за трубопроводами надземной прокладки и оценка напряженно-деформированного состояния трубопровода на соответствие проектно-технической документации и нормативным требованиям, а также определение возможности, сроков и условий дальнейшей безопасной эксплуатации трубопровода надземной прокладки в условиях вечной мерзлоты.

Технический результат, достигаемый при использовании заявленного изобретения, заключается в обеспечении возможности оценки технического состояния и определении режимов безаварийной работы трубопроводов надземной прокладки, эксплуатируемых в условиях вечной мерзлоты.

Указанная задача решается, а технический результат достигается за счет того, что способ мониторинга технического состояния трубопроводов надземной прокладки в условиях вечной мерзлоты включает выполнение следующих этапов: этап установки контрольного и измерительного оборудования, на котором устанавливают глубинные реперы и организуют автоматизированную геодезическую сеть (АГС); организуют сеть референцных станций; устанавливают на трубопровод и опоры трубопровода деформационные марки; организуют оборудование мерзлотных площадок с термометрическими скважинами и установленными в них термометрическими датчиками; устанавливают термостабилизаторы грунтов оснований трубопровода надземной прокладки; оборудуют на участке проведения контроля состояния изоляционного покрытия трубопровода временное заземление, и подключают измерительные приборы к началу и концу исследуемого участка трубопровода, устанавливают электроды на опору и на трубопровод; проводят настройку переносных теплоизмерительных приборов: тепловизора, пирометра, термометра; этап сбора данных по показаниям контрольного и измерительного оборудования, на котором проводят измерение перемещений установленных на трубопроводе и опорах трубопровода деформационных марок в вертикальной и горизонтальной плоскостях, и осуществляют посредством ровера сбор координатных данных и высотных отметок с деформационных марок; проводят оценку антикоррозионной защиты трубопроводов методом катодной поляризации и определяют величины падения напряжения и удельного продольного электрического сопротивления на исследуемом участке трубопровода; проводят тепловизионную съемку с измерением полей температур на поверхности теплоизолирующего слоя трубопровода по всей его протяженности, а также на переходах из надземной прокладки в подземную и из подземной прокладки в надземную; проводят точечное измерение полей температур посредством пирометра на участках трубопроводной системы с неоднородным температурным полем; определяют температуру поверхности внутренней части теплоизоляции посредством контактного термометра на участках трубопровода при выявленном разрыве теплоизоляционного слоя; проводят термометрические наблюдения за состоянием грунтов оснований опор трубопроводов надземной прокладки, снимая показания термометрических датчиков; проводят тепловизионный контроль термостабилизаторов грунта, измеряя посредством тепловизора температуру на поверхности теплоотводящего элемента термостабилизаторов грунта; этап передачи и записи данных, на котором передают на сервер центра мониторинга и обработки информации и осуществляют запись и хранение данных, полученных на этапе сбора данных по показаниям контрольного и измерительного оборудования; этап обработки данных, на котором с использованием данных измерений перемещений деформационных марок, расположенных на трубопроводе и опорах трубопровода, определяют расчетные вертикальные и горизонтальные нагрузки на опоры, провисание и напряжение изгиба трубопровода при смещении опор, напряжение компенсатора опор трубопровода при перемещении трубопровода, сопротивления растяжению/сжатию в местах перехода от надземной к подземной прокладке трубопровода; по результатам измерений падения напряжения и величины удельного продольного электрического сопротивления рассчитывают сопротивление антикоррозионной изоляции для исследуемого участка трубопровода; проводят обработку результатов измерений и визуализацию термограмм полей температур на поверхности теплоизолирующего слоя трубопровода, после чего проводят анализ термограмм и определяют среднюю температуру поверхности теплоизоляции по трубопроводу и средние температуры на участках трубопроводной системы с неоднородным температурным полем; по результатам термометрических наблюдений и тепловизионного контроля устанавливают положение кровли ММГ, глубины сезонного оттаивания и мощность деятельного слоя грунта, проводят построение температурных кривых по глубине деятельного слоя, графиков годовых колебаний температур, построение термограмм по показаниям тепловизора; проводят обработку термограмм и определяют среднюю температуру конденсаторной части термостабилизаторов грунтов; этап анализа и оценки результатов обработки, на котором сравнивают данные проектного положения с данными измерений текущего положения трубопровода и опор трубопровода, по результатам сравнения определяют наличие отклонения текущего положения трубопровода и опор трубопровода от проектного, и при выявлении такого отклонения определяют значения перемещений трубопровода и/или опор трубопровода; сравнивают рассчитанные величины нагрузок на опоры, напряжений изгиба трубопровода, сопротивления растяжению/сжатию в местах перехода от надземной к подземной прокладке трубопровода и напряжений компенсатора с максимально допустимыми значениями и по результатам сравнения оценивают допустимость напряженно-деформированного состояния трубопровода; рассчитанное сопротивление антикоррозионной изоляции для исследуемого участка трубопровода сравнивают с нормативным сопротивлением изоляции, обеспечивающим защиту от коррозии, по результатам сравнения определяют участки трубопровода с выявленным нарушением изоляции и их местоположение; сравнивают среднюю температуру конденсаторной части термостабилизаторов грунтов с температурой окружающего воздуха; проводят оценку и прогноз эффективности работы термостабилизаторов и изменения температурного режима грунтов оснований трубопровода надземной прокладки; проводят расчет допустимого рабочего давления и пропускной способности на исследуемом участке трубопровода; этап принятия решения о необходимости проведения компенсационных мероприятий по результатам комплексного мониторинга технического состояния трубопроводов надземной прокладки, на котором принимают решение о необходимости проведения восстановления антикоррозионной защиты и тепловой изоляции трубопроводов на участках трубопровода с выявленными нарушениями антикоррозионной изоляции и разрывами теплоизоляционного слоя; выбирают глубину заложения опор трубопроводов с учетом установленной верхней поверхности уровня кровли ММГ; принимают решение о необходимости проведения термостабилизации грунтов с установкой дополнительных термостабилизаторов, солнцеосадкозащитных навесов или теплоизолирующих экранов для обеспечения стабилизации температуры грунтов на одних и тех же глубинах; по результатам расчета на этапе анализа и оценки результатов обработки проводят корректировку допустимого рабочего давления и пропускной способности на исследуемом участке трубопровода.

Мониторинг технического состояния трубопроводов надземной прокладки в условиях вечной мерзлоты осуществляется с целью:

- измерения планово-высотного положения (ПВП) трубопроводов надземной прокладки и опор трубопроводов надземной прокладки на линейной части и нефтеперекачивающих станциях магистрального трубопровода, включая участки перехода от надземной прокладки в подземную, с применением автоматизированной геодезической сети;

- оценки отклонения ПВП опор трубопроводов надземной прокладки на линейной части и нефтеперекачивающих станциях трубопровода от проектного положения;

- оценки напряженно-деформированного состояния (НДС) надземного трубопровода по результатам измерения ПВП;

- оценки работоспособности теплоизоляции трубопроводов;

- оценки работоспособности антикоррозионной защиты трубопроводов;

- проверки работоспособности и оценки эффективности работы термостабилизаторов на объектах трубопроводной системы;

- оценки температурного режима грунтов оснований трубопроводов надземной прокладки;

- выполнения наблюдений за динамикой промерзания-оттаивания грунтов и развитием геокриологических процессов;

- определения необходимости и состава компенсационных мероприятий в случае выявления изменения ПВП опор и НДС трубопроводов, превышающих предельных значения.

Исходными данными для выполнения мониторинга трубопроводов надземной прокладки являются проектные значения ПВП опор и трубопроводов надземной прокладки и результаты инженерно-геологических и геокриологических изысканий.

Объектами мониторинга на участках трубопроводов надземной прокладки являются установленные на опорах трубопроводы линейной части надземной прокладки, включая теплоизоляцию трубопроводов, установленные на опорах технологические внутриплощадочные трубопроводы надземной прокладки на нефтеперекачивающих станциях, компенсирующие устройства, подвижные и неподвижные опоры для трубопроводов надземной прокладки, участки переходов трубопроводов от надземной к подземной прокладке, и от подземной к надземной прокладке, термостабилизаторы грунтов, термоскважины, антикоррозионная защита трубопроводов и опор трубопроводов.

По результатам выполнения мониторинга трубопроводов надземной прокладки определяется порядок действий в случае выявления деформаций опор трубопровода и НДС трубопровода, превышающих предельные значения, отклонений параметров систем противокоррозионной и тепловой защиты трубопровода от проектных значений.

Заявленный способ мониторинга технического состояния трубопроводов надземной прокладки в условиях вечной мерзлоты осуществляют следующим образом.

До начала проведения мониторинга технического состояния трубопроводов надземной прокладки в условиях вечной мерзлоты проводят обследование трубопроводов и определение начального ПВП трубопроводов и опор трубопроводов.

На этапе установки контрольного и измерительного оборудования выполняют следующие операции.

Устанавливают глубинные реперы ниже глубины промерзания грунта, которые являются высотными ориентирами для наблюдений и измерений перемещений и осадки трубопровода и опор трубопровода и служат пунктами автоматизированной геодезической сети (АГС). Проводят геодезическую привязку пунктов АГС к пунктам государственной геодезической сети и пунктам государственной нивелирной сети в системах координат СК-95, MCK, WGS-84, системе высот - Балтийская 77.

Организуют сеть референцных станций, включающих спутниковое, коммуникационное, компьютерное и другое оборудование, специализированное программное обеспечение, предназначенные для выполнения измерений и определения пространственного местоположения объектов путем предоставления информации для коррекции данных, получаемых с помощью спутниковых навигационных и геодезических приемников. Автоматизированные референцные станции устанавливают на глубинные реперы, к которым подводится электропитание от любого возможного источника энергии (линия электропередач, автономный источник, солнечная батарея), либо на крышу блок-боксов управления запорной арматурой, выполненных в виде контейнера с размещенным внутри щитом управления автоматической референцной станцией.

Устанавливают на трубопровод и опоры трубопровода деформационные марки - геодезические знаки, жестко закрепленные на трубопроводе и опорах трубопровода, которые могут менять свое положение вследствие осадки, просадки, подъема, сдвига или крена трубопровода и опор трубопровода. Деформационные марки устанавливают на анкерные болты фундаментов, для трубопроводов надземной прокладки - на опоры трубопровода и непосредственно на наружную поверхность верхней и боковой части трубопровода. Деформационные марки выполняют из стального проката с обточкой сферической поверхности или вырезом угла для фиксированной установки рейки, либо наносят антикоррозионным составом с последующим кернением на элементы металлических конструкций или на наружную поверхность верхней и боковой части трубопровода контрастные цветографические деформационные марки.

Для наблюдения за динамикой промерзания-оттаивания грунтов организуют оборудование мерзлотных площадок с термометрическими скважинами и установленными в них термометрическими датчиками. Термометрические скважины располагают на расстоянии не более 1 м от оси сваи опоры трубопровода. Глубину термометрических скважин выбирают для обеспечения достижения поверхности кровли многолетнемерзлых грунтов, больше глубины сезонного промерзания на величину, равную мощности постоянного талого слоя, и ниже основания опоры трубопровода не менее чем на 1 м. Термометрические датчики устанавливают в термометрические скважины на глубину от 0,5 м до (h+1) м, с шагом 0,5 м, где h - глубина фундамента опоры трубопровода.

Для стабилизации многолетнемерзлых грунтов при прогнозируемых изменениях применяют их термостабилизацию с установкой термостабилизаторов грунтов (ТСГ) оснований трубопровода надземной прокладки. ТСГ представляют собой теплообменники с конденсаторами для поддержания или усиления мерзлого состояния грунта у оснований опор трубопровода.

На участке проведения контроля состояния изоляционного покрытия трубопровода оборудуют временное заземление и подключают измерительные приборы к началу и концу исследуемого участка трубопровода. Для определения сопротивления изоляционного слоя между опорой и трубопроводом устанавливают отрицательный электрод на опору, положительный электрод - на трубопровод. При этом сопротивление между трубопроводом и опорой должно составлять не менее 100 кОм.

Проводят настройку переносных теплоизмерительных приборов: тепловизора, пирометра, термометра.

На этапе сбора данных по показаниям контрольного и измерительного оборудования выполняют следующие операции.

Измерение перемещений установленных на трубопроводе и опорах трубопровода деформационных марок в вертикальной и горизонтальной плоскостях проводят посредством геодезического приемника глобальной навигационной системы (ровера), который осуществляет сбор координатных данных и высотных отметок с деформационных марок.

Проводят оценку антикоррозионной защиты трубопроводов методом катодной поляризации и определяют величины падения напряжения и удельного продольного электрического сопротивления на исследуемом участке трубопровода.

По всей протяженности трубопровода, а также на переходах из надземной прокладки в подземную и из подземной прокладки в надземную посредством тепловизора проводят тепловизионную съемку с измерением полей температур поверхности теплоизолирующего слоя трубопровода.

При установлении разности температур на поверхности теплоизоляции на одном из участков трубопровода проводят более детальную тепловизионную съемку. На участках трубопроводной системы с неоднородным температурным полем проводят точечное измерение полей температур посредством пирометра. На участках трубопровода с выявленным наличием разрывов теплоизоляционного слоя определяют температуру поверхности внутренней части теплоизоляции посредством контактного термометра.

Проводят термометрические наблюдения за изменением температурного режима грунтов оснований опор трубопроводов надземной прокладки, снимая показания термометрических датчиков, установленных в термометрических скважинах.

Проводят тепловизионный контроль термостабилизаторов грунта, измеряя посредством тепловизора поля температур поверхности теплоотводящего элемента (конденсаторной части) термостабилизаторов грунта. Перед проведением тепловизионного контроля проводят настройку тепловизора. При тепловизионной съемке тепловизор располагают так, чтобы поверхность измерений находилась в прямой видимости под углом наблюдения не менее 60°.

На этапе передачи и записи данных передают в автоматическом режиме на сервер центра мониторинга и обработки информации (ЦМОИ) и осуществляют запись и хранение данных, полученных на этапе сбора данных по показаниям контрольного и измерительного оборудования.

На этапе обработки данных выполняют следующие операции.

С использованием хранящихся на сервере ЦМОИ данных измерений перемещений деформационных марок, расположенных на трубопроводе и опорах трубопровода, определяют текущее положение трубопровода и расчетные вертикальные и горизонтальные нагрузки на опоры, провисание и напряжение изгиба трубопровода при смещении опор, напряжение компенсатора опор трубопровода при перемещении трубопровода, сопротивления растяжению/сжатию в местах перехода от надземной к подземной прокладке трубопровода.

По результатам хранящихся на сервере ЦМОИ измерений падения напряжения и величины удельного продольного электрического сопротивления рассчитывают сопротивление антикоррозионной изоляции для исследуемого участка трубопровода. При этом нормативное сопротивление изоляции для защиты от коррозии трубопроводов составляет не менее 3·105 Ом·м2.

Проводят обработку хранящихся на сервере ЦМОИ результатов измерений и визуализацию термограмм полей температур на поверхности теплоизолирующего слоя трубопровода, после чего проводят анализ термограмм и определяют среднюю температуру поверхности теплоизоляции по трубопроводу и средние температуры на участках трубопроводной системы с неоднородным температурным полем.

По результатам тепловизионной съемки систем термостабилизации грунтов, хранящимся на сервере ЦМОИ, проводят обработку программными средствами полученных термограмм для получения записанного в цифровом виде теплового изображения распределения температуры на поверхности конденсаторной части термостабилизаторов. При анализе термограмм определяются температуры нижней и верхней части оребрения термостабилизатора и вычисляются средняя температура конденсаторной части термостабилизатора и разность температур между конденсаторной частью термостабилизатора и наружным воздухом.

По результатам термометрических наблюдений, проводимых на мерзлотных площадках, устанавливают значения температур грунтов, положение кровли ММГ, глубины сезонного оттаивания и мощность деятельного слоя грунта, проводят построение температурных кривых по глубине деятельного слоя грунта и графиков годовых колебаний температур.

На этапе анализа и оценки результатов обработки выполняют следующие операции.

Сравнивают данные проектного положения с данными измерений текущего положения трубопровода и опор трубопровода, по результатам сравнения определяют наличие отклонения текущего положения трубопровода и опор трубопровода от проектного, и при выявлении такого отклонения определяют значения перемещений трубопровода и/или опор трубопровода.

Сравнивают рассчитанные величины нагрузок на опоры, напряжений изгиба трубопровода, сопротивления растяжению/сжатию в местах перехода от надземной к подземной прокладке трубопровода и напряжений компенсатора с максимально допустимыми значениями и по результатам сравнения оценивают допустимость напряженно-деформированного состояния трубопровода.

Рассчитанное сопротивление антикоррозионной изоляции для исследуемого участка трубопровода сравнивают с нормативным сопротивлением изоляции, обеспечивающим защиту от коррозии, по результатам сравнения определяют участки трубопровода с выявленным нарушением изоляции и их местоположение.

Сравнивают разность средней температуры конденсаторной части термостабилизаторов грунта и температуры окружающего воздуха с максимально допустимым значением отклонения температуры. Анализируют изменение значений температур грунтов, графики годовых колебаний температур и проводят оценку и прогноз эффективности работы термостабилизаторов и изменения температурного режима грунтов оснований трубопровода надземной прокладки.

По результатам комплексного мониторинга технического состояния трубопровода проводят расчет допустимого рабочего давления и пропускной способности на исследуемом участке трубопровода с учетом выявленных изменений ПВП трубопровода и опор трубопровода, степени его напряженно-деформированного состояния, состояния теплоизоляционной и антикоррозийной систем и эффективности работы термостабилизаторов.

На этапе принятия решения о необходимости проведения компенсационных мероприятий по результатам комплексного мониторинга технического состояния трубопроводов надземной прокладки выполняют следующие операции.

Принимают решение о необходимости проведения восстановления антикоррозионной защиты и тепловой изоляции трубопроводов на участках трубопровода с выявленными нарушениями антикоррозионной изоляции и разрывами теплоизоляционного слоя.

Выбирают глубину заложения опор трубопроводов не менее 2 м от верхней поверхности установленного уровня кровли ММГ.

Определяют необходимость проведения термостабилизации грунтов с установкой дополнительных термостабилизаторов, солнцеосадкозащитных навесов или теплоизолирующих экранов для обеспечения стабилизации температуры грунтов на одних и тех же глубинах.

По результатам измерения планово-высотного положения трубопровода проводят оценку его напряженно-деформированного состояния на соответствие проектно-технической документации и действующих нормативных документов, а также определение возможности, сроков и условий дальнейшей безопасной эксплуатации трубопровода надземной прокладки.

По результатам расчета проводят корректировку допустимого рабочего давления и пропускной способности на исследуемом участке трубопровода.

Способ мониторинга технического состояния трубопроводов надземной прокладки в условиях вечной мерзлоты, характеризующийся тем, что он включает выполнение следующих этапов:
- этап установки контрольного и измерительного оборудования, на котором:
- устанавливают глубинные реперы и организуют автоматизированную геодезическую сеть (АГС);
- организуют сеть референцных станций;
- устанавливают на трубопровод и опоры трубопровода деформационные марки;
- организуют оборудование мерзлотных площадок с термометрическими скважинами и установленными в них термометрическими датчиками;
- устанавливают термостабилизаторы грунтов оснований трубопровода надземной прокладки;
- оборудуют на участке проведения контроля состояния изоляционного покрытия трубопровода временное заземление, и подключают измерительные приборы к началу и концу исследуемого участка трубопровода, устанавливают электроды на опору и на трубопровод;
- проводят настройку переносных теплоизмерительных приборов: тепловизора, пирометра, термометра;
- этап сбора данных по показаниям контрольного и измерительного оборудования, на котором:
- проводят измерение перемещений установленных на трубопроводе и опорах трубопровода деформационных марок в вертикальной и горизонтальной плоскостях, и осуществляют посредством ровера сбор координатных данных и высотных отметок с деформационных марок;
- проводят оценку антикоррозионной защиты трубопроводов методом катодной поляризации и определяют величины падения напряжения и удельного продольного электрического сопротивления на исследуемом участке трубопровода;
- проводят тепловизионную съемку с измерением полей температур на поверхности теплоизолирующего слоя трубопровода по всей его протяженности, а также на переходах из надземной прокладки в подземную и из подземной прокладки в надземную;
- проводят точечное измерение полей температур посредством пирометра на участках трубопроводной системы с неоднородным температурным полем;
- определяют температуру поверхности внутренней части теплоизоляции посредством контактного термометра на участках трубопровода при выявленном разрыве теплоизоляционного слоя;
- проводят термометрические наблюдения за состоянием грунтов оснований опор трубопроводов надземной прокладки, снимая показания термометрических датчиков;
- проводят тепловизионный контроль термостабилизаторов грунта, измеряя посредством тепловизора температуру на поверхности теплоотводящего элемента термостабилизаторов грунта;
- этап передачи и записи данных, на котором:
- передают на сервер центра мониторинга и обработки информации и осуществляют запись и хранение данных, полученных на этапе сбора данных по показаниям контрольного и измерительного оборудования;
- этап обработки данных, на котором:
- с использованием данных измерений перемещений деформационных марок, расположенных на трубопроводе и опорах трубопровода, определяют расчетные вертикальные и горизонтальные нагрузки на опоры, провисание и напряжение изгиба трубопровода при смещении опор, напряжение компенсатора опор трубопровода при перемещении трубопровода, сопротивления растяжению/сжатию в местах перехода от надземной к подземной прокладке трубопровода;
- по результатам измерений падения напряжения и величины удельного продольного электрического сопротивления рассчитывают сопротивление антикоррозионной изоляции для исследуемого участка трубопровода;
- проводят обработку результатов измерений и визуализацию термограмм полей температур на поверхности теплоизолирующего слоя трубопровода, после чего проводят анализ термограмм и определяют среднюю температуру поверхности теплоизоляции по трубопроводу и средние температуры на участках трубопроводной системы с неоднородным температурным полем;
- по результатам термометрических наблюдений и тепловизионного контроля устанавливают положение кровли многолетнемерзлого грунта (ММГ), глубины сезонного оттаивания и мощность деятельного слоя грунта, проводят построение температурных кривых по глубине деятельного слоя, графиков годовых колебаний температур, построение термограмм по показаниям тепловизора; проводят обработку термограмм и определяют среднюю температуру конденсаторной части термостабилизаторов грунтов (ТСГ);
- этап анализа и оценки результатов обработки, на котором:
- сравнивают данные проектного положения с данными измерений текущего положения трубопровода и опор трубопровода, по результатам сравнения определяют наличие отклонения текущего положения трубопровода и опор трубопровода от проектного, и при выявлении такого отклонения определяют значения перемещений трубопровода и/или опор трубопровода;
- сравнивают рассчитанные величины нагрузок на опоры, напряжений изгиба трубопровода, сопротивления растяжению/сжатию в местах перехода от надземной к подземной прокладке трубопровода и напряжений компенсатора с максимально допустимыми значениями и по результатам сравнения оценивают допустимость напряженно-деформированного состояния трубопровода;
- рассчитанное сопротивление антикоррозионной изоляции для исследуемого участка трубопровода сравнивают с нормативным сопротивлением изоляции, обеспечивающим защиту от коррозии, по результатам сравнения определяют участки трубопровода с выявленным нарушением изоляции и их местоположение;
- сравнивают среднюю температуру конденсаторной части ТСГ с температурой окружающего воздуха;
- проводят оценку и прогноз эффективности работы термостабилизаторов и изменения температурного режима грунтов оснований трубопровода надземной прокладки;
- проводят расчет допустимого рабочего давления и пропускной способности на исследуемом участке трубопровода;
- этап принятия решения о необходимости проведения компенсационных мероприятий по результатам комплексного мониторинга технического состояния трубопроводов надземной прокладки, на котором:
- принимают решение о необходимости проведения восстановления антикоррозионной защиты и тепловой изоляции трубопроводов на участках трубопровода с выявленными нарушениями антикоррозионной изоляции и разрывами теплоизоляционного слоя;
- выбирают глубину заложения опор трубопроводов с учетом установленной верхней поверхности уровня кровли ММГ;
- принимают решение о необходимости проведения термостабилизации грунтов с установкой дополнительных термостабилизаторов, солнцеосадкозащитных навесов или теплоизолирующих экранов для обеспечения стабилизации температуры грунтов на одних и тех же глубинах;
- по результатам расчета на этапе анализа и оценки результатов обработки проводят корректировку допустимого рабочего давления и пропускной способности на исследуемом участке трубопровода.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области экспертизы промышленной безопасности опасных производственных объектов. Технический результат - повышение точности определения срока службы трубопровода.

Изобретение относится к области добычи природного газа и, в частности, к определению коэффициента фактического гидравлического сопротивления газосборного шлейфа.

Изобретение относится к средствам неразрушающего контроля и может быть использовано для диагностики напряженно-деформированного состояния магистральных трубопроводов.

Изобретение относится к области диагностики и контроля состояния подземных стальных трубопроводов и может быть использовано в нефтегазодобывающей промышленности, коммунальном хозяйстве и других областях промышленности, эксплуатирующих стальные трубопроводы.

Изобретение относится к области мониторинга состояния трубопроводов. Технический результат - повышение точности контроля.

Изобретение относится к трубопроводному транспорту. Технический результат - создание экономичной, стационарной оптической системы мониторинга надземных переходов магистральных трубопроводов, позволяющей получать информацию о реальном изменении геометрии трубы надземного перехода и положения ее опор в формате 3D.

Изобретение относится к технике неразрушающего контроля качества магистральных трубопроводов, в частности, к способам внутритрубной дефектоскопии с помощью дефектоскопов-снарядов.

Устройство и способ предназначены для определения положения трубопровода в пространстве при эксплуатации и строительстве трубопроводов. Устройство состоит из аппаратной части: акселерометров, гироскопов и одометра, и программной части, при этом аппаратная часть установлена на внутритрубный инспекционный прибор и состоит из набора датчиков.

Способ относится к системам автоматического контроля работы нефтегазового оборудования и позволяет своевременно обнаруживать предаварийные ситуации, связанные с отложением гидратов в газовом оборудовании.

Изобретение относится к системам управления, предназначенным для обеспечения дистанционного контроля технологическим процессом транспортировки нефти по магистральным нефтепроводам.

Изобретение относится к системам контроля состояния магистральных и промысловых нефтепроводов, газопроводов и нефтепродуктопроводов и может быть использовано для отслеживания прохождения внутри обследуемых трубопроводов внутритрубных диагностических снарядов и определения местоположения особенностей трубопроводов. Техническим результатом является повышение точности определения времени прохождения внутритрубного снаряда вблизи контрольных точек и тем самым точности определения положения особенностей трубопровода. Этот результат достигается тем, что снаряд пропускают внутри трубопровода, измеряют измерительной системой снаряда физические величины, характеризующие состояние и/или характеристики снаряда и/или трубопровода, и записывают их в накопитель данных снаряда с привязкой ко времени по часам снаряда. С помощью регистратора, установленного вблизи контрольной точки трубопровода, измеряют физические величины, позволяющие идентифицировать прохождение снаряда вблизи регистратора, формируют и записывают в накопитель данных регистратора характеристики, идентифицирующие соответствующие моменты времени прохождения снаряда по часам регистратора. С помощью передатчика, расположенного в одном из пары объектов, состоящей из снаряда и регистратора, передают сигнал с временной характеристикой, связанной с показаниями часов на стороне передатчика; принимают переданный сигнал приемником, расположенным в другом из указанной пары объектов, и записывают в накопитель данных на стороне приемника характеристику, связанную с временной характеристикой принятого сигнала, с привязкой к часам на стороне приемника. Определяют разность показаний часов на стороне передатчика и приемника, тем самым величину расхождения времени по часам регистратора и снаряда, и используют ее в контрольной точке для определения характеристик трубопровода. 2 н. и 36 з.п. ф-лы, 7 ил.

Изобретение относится к обеспечению безопасности эксплуатируемых подземных трубопроводов и предназначено для предотвращения врезок в трубу, установке боеприпасов для ее подрыва, имитаторов утечек перекачиваемого продукта для дезинформации службы безопасности, а также для обнаружения утечек перекачиваемого продукта. Технический результат позволяет повысить надежность обнаружения. В способе анализируется суммарный сигнал от детекторов упругих колебаний, установленных по обе стороны трубопровода на наличие в нем составляющих от шагов нарушителей с определением их численности. При обнаружении такой информации оценивают минимально возможное время доступа к трубопроводу группой нарушителей установленной численности. Одновременно формируют огибающие энергии и плотности переходов через нуль суммарного сигнала и решение принимают при превышении ими эталонных уровней в течение указанного минимально возможного времени доступа к трубопроводу. 8 з.п. ф-лы, 3 ил., 1 табл.

Новое техническое решение обеспечивает расширение функциональных возможностей, повышение удобства и снижение трудоемкости обслуживания, а также создание компактной конструкции контрольно-измерительного пункта, благодаря тому, что стойка контрольно-измерительного пункта выполнена из отрезка трубы прямоугольного поперечного сечения, на верхнем торце которой размещен клеммный терминал, содержащий опорно-соединительное кольцо, на внутренней поверхности которого выполнены держатели в виде вертикальных направляющих с пазами, в которых установлены взаимозаменяемые клеммные панели; на каждой клеммной панели выполнена сетка монтажных отверстий, при этом соседние отверстия расположены на одинаковом расстоянии друг от друга, крышка выполнена в виде съемного колпака, представляющего собой четырехгранную призму, установленную с возможностью взаимодействия с опорно-соединительным кольцом, километровый знак выполнен сборно-разборным и состоит из двух указательных пластин и двух соединительных кронштейнов. 8 ил.

Изобретение относится к области автоматизированных систем мониторинга и диагностики технического состояния металлических подземных сооружений. Технический результат - повышение качества комплексного дистанционного мониторинга и анализа уровня коррозионной защиты подземных сооружений для определения причин возникновения коррозии и принятие своевременных мер по ее предотвращению. Аппаратно-программный комплекс мониторинга коррозионной защиты подземных сооружений состоит из связанных между собой системы измерений и обработки результатов измерений, системы обеспечения измерений и дистанционного управления, системы связи, центра мониторинга и управления. 4 ил.

Способ предназначен для обеспечения промышленной безопасности технологического оборудования установок. Способ включает анализ требований нормативных документов на технические устройства и занесение сведений об их характеристиках в информационную базу данных, оценку технического состояния технических устройств в разные периоды эксплуатации их с учетом их технического состояния до начала эксплуатации, формирование общей информационной базы данных о фактическом техническом состоянии устройств в разные периоды времени и динамики развития технического состояния в будущем на основе сведений, полученных при оценке технического состояния на предыдущих стадиях. При этом при оценке проводят техническую генетику состояния технических устройств с получением данных об их техническом состоянии за предыдущий период времени, проводят техническую диагностику их состояния на настоящий период времени, проводят техническую прогностику их состояния на последующий период их эксплуатации. Выделяют из общего числа технические устройства, входящие в производственный комплекс оборудования, отнесенные к категории слабых звеньев, наиболее подверженных деградационным процессам, снижающим их эксплуатационную надежность. Устанавливают причины, снижающие их работоспособность. На основе экспертно-бальной оценки с помощью матричной формы анализа полученной информации о степени надежности и безопасности эксплуатации тому или иному обследуемому устройству присваивают числовое значение ранга опасности от 1 до 4 в зависимости от их технического состояния на основе полученных результатов при проведении технической генетики, технической диагностики, технической прогностики. Далее в зависимости от присвоенного техническому устройству ранга опасности устанавливают уровень, объем и периодичность проводимого неразрушающего контроля технического состояния технического устройства. Технический результат - обеспечение промышленной безопасности технологического оборудования установок. 9 з.п. ф-лы, 27 табл.

Изобретение относится к области инженерной геодезии и может быть использовано для контроля положения трубопроводов надземной прокладки. На сваи опор трубопровода устанавливают деформационные марки. На расстоянии не более 50 м от трубопровода устанавливают грунтовые глубинные реперы, вдоль трубопровода с интервалом 20-40 км устанавливают референцные станции, определяют их координаты в государственной сети и переводят в местные координаты, которые передают на сервер. Затем в местной системе координат осуществляют нулевой цикл измерений координат деформационных марок относительно грунтовых глубинных реперов, определяют нулевое планово-высотное положение трубопровода и по результатам всех измерений строят проектную цифровую модель трубопровода. В процессе эксплуатации трубопровода с помощью мобильных GPS/ГЛОНАСС приемников осуществляют контрольные измерения координат деформационных марок, характеризующих текущее планово-высотное положение трубопровода, передают данные измерений на сервер и строят текущую цифровую модель трубопровода. По результатам сравнения с проектной цифровой моделью определяют участки, на которых отклонение текущего положения трубопровода от проектного превышает допустимые значения. Технический результат: упрощения процедуры обращения, хранения и передачи данных, повышение точности и скорости определения текущего положения трубопровода. 10 з.п. ф-лы, 11 ил.

Группа изобретений относится к трубопроводному транспорту. Для защиты от коррозии в трубопроводе используется катодная защитная система, которая содержит множество расположенных в почве стержней заземления, которые электрически соединены каждый с почвой и электрически связаны с находящимся в соединении с почвой трубопроводом. Для обеспечения небольшой сложности системы трубопровода относительно инфраструктуры связи, связь между устройствами связи осуществляется через сам трубопровод. Устройства связи содержат сенсорные блоки и узлы входа в центральный блок обработки. Расположенные вдоль трубопровода сенсорные блоки служат для измерения сигналов и снабжаются энергией из катодной защитной системы. За счет этого нет необходимости в отдельной системе электроснабжения. Для обеспечения возможности снабжения энергией полностью из катодной защитной системы, каждый автономный сенсорный блок снабжен такими компонентами, которые обеспечивают возможность связи с помощью менее сложных способов модуляции. За счет обработки возникающих в результате сотрясений почвы сигналов и их классификации, во входные узлы передаются сообщения тревоги лишь при распознавании критичных событий. 2 н. и 14 з.п. ф-лы, 4 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано на трубопроводах в качестве централизованной системы автоматических защит от превышения давления, обеспечивающей безаварийность технологического процесса транспортировки нефти (нефтепродуктов). Централизованная система противоаварийной автоматики (ЦСПА) магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов представляет собой программно-технический комплекс (ПТК), содержащий сервер ЦСПА с горячим резервированием, и автоматизированное рабочее место (АРМ) ЦСПА, причем ПТК выполнен с возможностью интеграции с системой диспетчерского контроля и управления (СДКУ) посредством сервера ввода-вывода СДКУ, при этом сервер ЦСПА и АРМ ЦСПА содержат соответствующие модули. В результате обеспечивается системная комплексная защита магистрального трубопровода от аварийных ситуаций, связанных с повышением давления, потерей герметичности или сейсмическими воздействиями более 6 баллов. 3 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к системам мониторинга состояния основного и вспомогательного оборудования. Технический результат заключается в повышении эффективности и безопасности эксплуатации промышленного оборудования. Система мониторинга состояния промышленного оборудования включает автоматизированные рабочие места, снабженные компьютером и устройством цветного мнемонического отображения информации, сетевое оборудование, подсистемы, уровни, блоки датчиков, модули обработки сигналов, выполненные с возможностью приема, регистрации сигналов датчиков, и серверы, которые обеспечивают возможность сравнения информации от модулей обработки сигналов с рассчитываемыми и/или внесенными в их память пороговыми значениями. 3 з.п. ф-лы, 4 ил.
Наверх