CC BY
424
620.193:622.24.05
АНАЛИЗ СРЕДСТВ И МЕТОДОВ МОНИТОРИНГА НАПРЯЖЕННОГО СОСТОЯНИЯ ПОДЗЕМНЫХ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕГАЗОПРОВОДОВ, РАБОТАЮЩИХ В СЛОЖНЫХ ИНЖЕНЕРНО-ГЕОЛОГИЧЕСКИХ УСЛОВИЯХ
Р.Р. ИСЛАМОВ, генеральный директор
АО «Транснефть-Север» (Россия, 169313, г. Ухта, пр. А.И. Зерюнова, д. 2/1). E-mail: [email protected]
Р.В. АГИНЕЙ, д.т.н., проф., зам. генерального директора по науке
АО «Гипрогазцентр» (Россия, 603950, Нижний Новгород, ул. Алексеевская, д. 26). E-mail:
Е.В. ИСУПОВА, старший преподаватель кафедры проектирования и эксплуатации магистральных газонефтепроводов
ФГБОУ ВО «Ухтинский государственный технический университет» (Россия, 169300, Республика Коми, г. Ухта, ул. Первомайская, д. 13). E-mail: [email protected]
В статье приведены результаты исследования влияния опасных гидрогеологических явлений на безопасность эксплуатации, надежность и работоспособность магистральных нефтегазопроводов. Предложенная в работе классификация средств и методов оценки напряженно-деформированного состояния стенок трубопроводов позволяет выделить две группы методов: измерение пространственного положения и расчет напряжений и непосредственное измерение напряжений в стенках труб. В статье приведены достоинства и недостатки рассматриваемых методов. В результате исследования авторами обоснована необходимость реализации мероприятий по мониторингу продольных напряжений в стенках магистральных нефтегазопроводов с использованием волоконно-оптических сенсоров.
Ключевые слова: магистральные нефтегазопроводы, надежность, работоспособность, мониторинг, напряженно-деформированное состояние, осложненные условия.
Нефтяная и газовая промышленность является неразрывной частью энергетической системы России. С развитием топливно-энергетического комплекса добыча углеводородного сырья смещается на территории с более сложными природными условиями, включающими сейсмические воздействия, движения тектонических блоков, карсты, оползни, курумы, морозное пучение и др. [1, 2].
Известно, что в процессе эксплуатации трубопроводы находятся под воздействием постоянных, временных или кратковременных нагрузок [3, 4]. При этом элементы трубопроводов испытывают силовое воздействие от внешних факторов, приводящее к возникновению напряженного состояния материала труб.
В наиболее простом случае при проектировании учет действий постоянных нагрузок производится при расчете толщины стенок труб. Однако трубопроводы могут быть подвержены временным или кратковременным нагрузкам от действия геологических процессов на осложненных участках, что не всегда поддается прогнозированию. Расчеты в силу упрощений в расчетных схемах, неточности исходных данных, изменения условий эксплуатации приводят к отклонениям от фактических значений.
Известно, что локальные участки трубопроводов с повышенным напряжением являются предпочтительными для
процессов деградации функциональных свойств материала за счет деформационного старения и малоцикловой усталости металла, которые со временем приводят к критическому состоянию материала и, как следствие, понижению работоспособности труб [5].
Вышесказанное предопределяет необходимость периодической оценки (мониторинга) напряженного состояния стенок труб с целью оперативного применения превентивных мер. Однако в мировой практике отсутствуют обоснованные рекомендации по применению тех или иных методов изменения напряженного состояния протяженных участков подземных магистральных трубопроводов, разработка которых является важной научно-технической задачей.
Цель настоящей работы - выполнить критический анализ технологий, позволяющих периодически оценивать напряженное состояние стенок труб протяженных участков подземных трубопроводов.
Сегодня известно достаточно большое количество методов, позволяющих с определенной точностью оценить деформации или напряжения в нагруженной конструкции [6-8]. Однако не все из указанных методов применимы для дистанционного мониторинга напряженно-деформированного состояния (НДС) стенок трубопроводов, проведение которого является приоритетной задачей при эксплуатации нефтегазопроводов в сложных условиях.
Методы дистанционной оценки и мониторинга напряженного состояния, применяемые для контроля НДС нефтегазопроводов, можно разделить на две большие группы: измерение профиля трубы и расчет НДС, физические методы измерения НДС (рис. 1).
Методы группы 1 предполагают измерение пространственного положения трубопровода и последующий расчет изгибных напряжений на основе измерений локальных радиусов изгиба по классической формуле
ЕЭп
тпр.Ц -
2р/
(1)
где йв - внутренний диаметр трубопровода, м; Е - модуль упругости первого рода для стали, МПа; р - радиус изгиба трубопровода, м.
Формула (1) работает только в упругой области, то есть ипр.М, <ст0,2.
Расчет НДС по результатам нивелирования верха
трубопровода при вертикальной плоскости изгиба
В работе [9] представлена относительно простая методика определения НДС на действующих трубопроводах и требования по ее осуществлению. Для определения НДС в любом сечении трубопровода (за исключением участков с гнутыми вставками) используется расчетно-эксперимен-тальный метод, в основе которого лежит натурная инструментальная съемка пространственного положения оси трубопровода. Это пространственное положение является суммарным, общим результатом взаимодействия трубопровода с геологической средой в процессе эксплуатации и представляет собой первичную информацию о его НДС.
Пространственное положение трубопровода может быть определено как геодезическими, так и негеодезическими методами. Дискретность получаемой экспериментальной информации обуславливается необходимостью проведения конечного числа измерений по длине трубопровода для получения данных с требуемой точностью.
Методы обработки экспериментальных данных связаны обычно с использованием интерполяционных полиномов, метода наименьших квадратов и сплайн-аппроксимации. В [9, 10] рассмотрена аппроксимация экспериментальных данных с помощью интерполяционных полиномов и сглаживание экспериментальных данных методом наименьших квадратов. Расчет, как правило, ведется при условии
представления трубопровода в виде многопролетной неразрезной балки, подверженной поперечной нагрузке и внутреннему давлению.
К достоинствам метода относят возможность определения величины механических напряжений в трубопроводе без знания начального положения трубопровода и без его откапывания. Кроме этого, периодический контроль положения трубопровода позволяет вести оценку изменения напряженного состояния трубопровода, а метод обладает достаточной для инженерных задач точностью при условии достоверной съемки положения трубопровода. К недостаткам метода относят то, что удовлетворительные результаты получают только в том случае, если изначально измеряемый трубопровод в ненапряженном состоянии представляет собой прямую. Существенные погрешности измерения возникают, если на участке измерения имеются гнутые трубы или стыки, сваренные не под прямым углом. Таким образом, вне оценки НДС остаются участки трубопроводов с отводами холодного гнутья, на которых, например, зафиксировано наибольшее количество отказов по причине поперечного коррозионного растрескивания под напряжением (КРН) [11-12].
Для самого простого случая, предполагающего, например, только вертикальную плоскость изгиба, такие расчеты можно выполнить по данным нивелирования верхней образующей трубы (рис. 2).
Для расчета изгибных напряжений вычисляют прогиб трубы относительно линии, соединяющей крайние точки контролируемого участка, по следующей формуле:
^ = Н0 _ Н, х , _Н0 + н, при Н0 <
Ч
Ь1 = х -Ч) - Н+н, при н0 > нЧ
(2)
где Н0; Н[_; Н - высотная отметка начальной, конечной и /-й точки контролируемого участка, м; - длина участка, м; ^ -расстояние до -й точки от начальной, м.
Положительные значения ^ располагаются выше линии, соединяющей крайние точки участка, отрицательные значения ^ - ниже вышеуказанной линии.
Для исключения ошибок геодезических измерений, которые могут дать ложные максимумы напряжений, в расчетах изгибных напряжений используются сглаженные
| Рис. 1. Основные методы мониторинга напряженно-деформированных участков трубопровода
Методы определения НДС на действующих магистральных трубопроводах
Группа 1. Измерение профиля трубы и расчет НДС
Группа 2. Физические методы измерения НДС
Космическая съемка
Системы GPS/ГЛОНАСС
Аэрофотосъемка
Надземное обследование
Дистанционная тензометрия Измерения НДС на шурфах
Моиторинг НДС интеллектуальными вставками
Мониторинг НДС волоконно-оптическими сенсорами
| Рис. 2. Расчетные схемы к определению прогиба трубопровода по результатам его геодезической съемки: а - при Н0 < Н[; б - при Н0 > Н[
Профиль трубопровода
Профиль трубопровода
а
кривые результатов нивелировки [7]. Для сглаживания применяется полиномиальная зависимость
п
и,
> + ! А, х ц
к=1
(3)
где А0...Ак - коэффициенты, определяемые методом наименьших квадратов из условия, что форма упругой линии описываемая полиномом в каждой контрольной точке, максимально близка к измеренному значению Н..
Изгибные напряжения <зи определяют по профилю упругой линии элемента трубопровода, считая, что концы элемента защемлены. Величину изгибных напряжений определяют по результатам геометрического нивелирования верхней образующей с помощью формулы
М_
где № - момент сопротивления при изгибе, м3. Момент сопротивления изгибу определяют по формуле
к-й„ -5
М:
■ Еи-Н",
где Еи - жесткость на изгиб, Н-м2; Н/1
| Рис. 3. Моделирование трубопровода балочными КЭ. Цифрами обозначены номера узлов конечного элемента, стрелками - перемещения узлов. Пунктиром обозначен идеальный профиль трубопровода в квазиненапряженном состоянии
(4)
(5)
где Он - наружный диаметр трубопровода, м; 5 - толщина стенки, м.
Определяют изгибающий момент на текущем шаге измерений (в /-м сечении), Н-м:
(6)
вторая производная
от формы упругой линии трубопровода (см. формулу (3)).
Расчет НДС по результатам определения пространственного положения трубопровода при произвольной плоскости изгиба
Если плоскость изгиба может быть произвольной, а не только вертикальной, необходимо фиксировать вертикальную и горизонтальную координаты точки. Расчет в этом случае целесообразно проводить с использованием программных пакетов, реализующих метод конечных элементов (МКЭ).
Таким образом, вся рассматриваемая трехмерная трубопроводная конструкция моделируется конечными элементами в виде прямолинейных и криволинейных (для моделирования отводов) балок кольцевого поперечного сечения (рис. 3). Для решения задачи необходимо представить пространственный трубопровод в виде прямолинейных элементов конечной длины, жестко соединенных в узлах. Одним конечным элементом можно считать такую часть трубопровода, для которой перемещения любой ее точки можно
выразить через перемещения узлов конечного элемента без значительного ущерба для точности решения [13].
При подготовке расчетных моделей и численном анализе трубопроводной конструкции в балочном приближении учитываются все нагрузки, существенно влияющие на общее НДС трубопровода: избыточное внутреннее давление, температурный перепад, напряжения упругоизогнутых труб, вес трубопроводов, запорно-регулирующей арматуры и транспортируемой среды, а также другие нагрузки, определяемые условиями конкретной системы.
Граничные условия (ГУ) задаются в виде заделки соответствующих степеней свободы в узлах расчетной схемы, исходя из реальных условий крепления участков трубопроводов. Например, фланцевое или сварное присоединение трубопровода к массивным агрегатам и аппаратам моделируется заделкой всех степеней свободы (жесткое защемление), лобовые опоры - нулевыми смещениями в соответствующих направлениях и т. п.
При анализе НДС подземного участка, являющегося частью протяженного трубопровода (например, магистрального), для получения корректных результатов и исключения влияния граничных условий необходимо моделировать также примыкающие к нему смежные участки трубопровода. На концах данных участков задаются ГУ, исходя из объективного условия «защемления» в грунте отдаленных от рассматриваемого сегмента участков трубопроводов. Причем длина смежных участков, которые необходимо также моделировать, существенным образом зависит как от геометрических параметров и условий нагружения трубопровода, так и от характеристик физико-механических свойств окружающего грунта.
Отдельной задачей является правильная постановка граничных условий, поскольку достаточно сложно
б
4
смоделировать и предсказать нелинейное поведение грунта, окружающего рассматриваемый участок трубопровода.
Все это вносит существенные погрешности в результаты расчета, именно поэтому необходимо стремиться уменьшить число сложно моделируемых внешних факторов.
Для упрощения приведенной схемы решения можно исключить из расчета влияние нелинейного поведения грунта и отказаться от части внешних нагрузок, сделав предположение, что текущее положение оси трубопровода является результатом их воздействия.
Задача расчета НДС произвольно изогнутого участка трубопровода может быть решена с помощью известных программных пакетов, основанных на методе конечных элементов. Примером такой программы служит российская программная система «Старт» или зарубежные программы Дпзуз, Созтоз-М и др., которые реализуют решение задачи определения параметров напряженно-деформированного состояния трубопроводов в балочной интерпретации.
Оценка пространственного положения трубопровода с применением аэрокосмических систем
Одним из эффективных способов решения задачи съемки пространственного положения нефтегазопроводов является применение современных аэрокосмических методов [6]. Аэрокосмический мониторинг осуществляется на основе так называемого дистанционного зондирования земли, то есть наблюдения поверхности земли авиационными и космическими средствами, оснащенными различными видами съемочной аппаратуры.
Технология космического мониторинга опасных участков магистральных трубопроводов предусматривает периодический контроль районов повышенной опасности в местах прохождения трасс магистральных трубопроводов по данным радиолокационных космических съемок с использованием предназначенных для этих целей наземного оборудования и специализированных методов обработки полученных данных. Методы радиолокационной космической интерферометрии (РКИ) позволяют на ранней стадии и с высокой точностью выявлять смещения земной поверхности, предоставляя тем самым возможности для выработки мер по предупреждению аварийных ситуаций.
Целью разработки системы мониторинга опасных участков с точки зрения геологии является контроль смещений земной поверхности на основе радиолокационной космической съемки с расчетом величин и скоростей вертикальных и горизонтальных смещений почвенного покрова и составлением тематических карт мониторинга опасных участков линейной части магистральных трубопроводов [14, 15].
Преимущества аэрокосмических методов мониторинга:
- большая обзорность;
- возможность работы в любых труднодоступных районах, получение информации практически в любом масштабе, с различным пространственным и временным разрешением;
- широкий спектр регистрируемых параметров;
- возможность многократно наблюдать исследуемые районы и работать при частичном или полном отсутствии топографической основы;
- относительная дешевизна информации (при работе на больших площадях).
Однако для всех методов космического мониторинга характерен один общий недостаток - это длительная периодичность контроля, то есть невозможность оперативного определения различного рода отклонений (утечек, нарушений технического состояния и др.), которая зависит от частоты наблюдений. В свою очередь, увеличение частоты наблюдений приводит к повышению стоимости проводимого мониторинга. Сам по себе космический мониторинг характеризуется высокой капиталоемкостью, что связано с необходимостью применения большого числа дорогостоящего оборудования.
Известны варианты применения спутниковых систем глобального позиционирования GPS/ГЛОНАСС для определения планово-высотного положения подземного магистрального трубопровода. Один из вариантов применения подобных систем описан в изобретении, запатентованном ООО «НИИ Транснефть» [16], метод используется в составе вну-тритрубного диагностического комплекса.
Аналогичная задача может быть решена с применением приборов для наземной диагностики трубопроводов. Такие приборы могут работать на переменном магнитном поле, создаваемом протекающим по трубопроводу током [15]. Оператор, перемещаясь по поверхности грунта, определяет положение оси трубопровода и посредством GPS/ ГЛОНАСС-приемника позиционирует сам прибор. При помощи полученных данных можно определить координаты положения трубопровода в контрольных точках.
Достоинства метода - относительно малая трудоемкость и низкая стоимость работ. Недостаток заключается в том, что для реализации высокой точности съемки (до нескольких десятков сантиметров) требуется специализированная прецизионная аппаратура. При помощи обычных устройств точность съемки относительно невысокая (до нескольких метров), что является недостаточным для расчета НДС трубопроводов большого диаметра с приемлемой точностью.
Рассмотрим методы непосредственного измерения напряженно-деформированного состояния металла труб, отнесенные к группе 2.
Применение интеллектуальных вставок
Задача мониторинга НДС трубопровода может быть решена применением, так называемой интеллектуальной вставки, которая представляет собой комплекс технических средств и программного обеспечения, состоящий из патрубка измерительного (ПИ), линии связи и контейнера с электронной аппаратурой. Интеллектуальные вставки предназначены для непрерывного или периодического контроля напряженно-деформированного состояния трубопровода в месте установки ПИ с целью мониторинга технического состояния участков трубопровода, в том числе потенциально опасных участков линейной части нефтега-зопродуктопроводов (рис. 4) [17].
В состав интеллектуальной вставки входит:
- измерительный патрубок, оборудованный комплектом привариваемых тензорезисторов, обеспечивающих измерение деформаций в трех направлениях (продольные, кольцевые и под углом 45 градусов к оси) (рис. 5);
- термоконтейнер с комплексом вторичных преобразователей и процессоров, обеспечивающих измерение сигналов тензорезисторов, тока и защитного потенциала электрода сравнения;
- контрольно-измерительный пункт (КИП).
Принцип работы тензодатчиков заключается в том, что сила, воздействующая на конструкцию, вызывает деформацию тензодатчика 1 (рис. 6). Деформации подвергается проволочная обмотка 2, приклеенная к упругой пластине. При деформации изменяются длина и площадь поперечного сечения обмотки, за счет этого возникает изменение электрического сопротивления тензорезистора, которое отражается в выходном сигнале.
Кроме этого, могут использоваться оптические тензо-резисторы с применением внутриволоконных брэгговских решеток. Такая решетка представляет собой брэгговское зеркало, имеющее периодическую структуру показателя преломления, которая изготовлена непосредственно в сердцевине волоконного световода.
Такая структура отражает свет в узком спектральном диапазоне. При этом длина волны отражения (брэгговская длина волны) определяется по формуле
20^6 = пХ, (7)
где 0 - межплоскостное расстояние; 6 - угол скольжения (брэгговский угол); п - порядок дифракционного максимума; Х - длина волны.
При деформации датчика меняется межплоскостное расстояние, что приводит к изменению длины отраженной волны.
Тензорозетки, каждая из которых включает три датчика, размещаются в четырех контрольных точках: снизу, сверху, справа и слева на трубе по направлению перекачки. В результате этого полученные данные позволяют определять напряженно-деформированное состояние трубопровода независимо от положения плоскости изгиба, то есть даже в случае, когда плоскость изгиба не проходит через точки вставки, в которых расположены датчики.
Проблемы, возникающие при применении метода тензо-метрирования в полевых условиях, полностью решены благодаря переносу работ по монтажу датчиков на патрубке в заводские условия, где могут быть реализованы недоступные в трассовых условиях технологии и конструктивные решения. Кроме того, появилась возможность проведения тарировки всей измерительной системы «патрубок-датчик-вторичный преобразователь» и, как следствие, решение проблемы «нулевого НДС», потому как такая система является отнулевым измерителем, поскольку может зафиксировать только относительные деформации, произошедшие относительно условно нулевого отрезка времени.
Рис. 5. Схема расположения датчиков на ИВ: 1 - датчик,
регистрирующий продольные напряжения; 2 - датчик, регистрирующий сдвиговые деформации (касательные напряжения); 3 - датчик, регистрирующий кольцевые напряжения
|Рис. 6. Конструкция проволочного тензорезистора:
1 - упругая пластина; 2 - проволочный элемент; 3 - клей; 4 - припой; 5 -медная проволока
Преимущество интеллектуальных вставок заключается в том, что они обладают высокой точностью измерений деформации под нагрузками. Одним из главных недостатков вставок является необходимость проектирования и монтажа вставки до начала эксплуатации трубопровода. Кроме этого, вставки работают локально и не чувствительны к напряжениям, возникающим до или после точки их установки, что приводит к существенным ошибкам мониторинга в том случае, если напряженное сечение не совпадет с местоположением вставки.
Применение распределенных сенсоров на основе оптических волокон
В настоящее время одним из наиболее информативных средств контроля напряженно-деформированного состояния подземных трубопроводов, лишенных недостатков методов группы 1 и позволяющих определять НДС на протяженных участках трубопроводов, является применение мониторинга на базе волоконно-оптических датчиков (сенсоров) деформации [18].
В качестве сенсоров применяют волоконно-оптические кабели, обычно предназначенные для передачи информации. Такие кабели обычно спроектированы таким образом, чтобы минимизировать эффект рассеяния и максимизировать расстояние передачи и скорость передачи данных. Однако некоторые эффекты рассеяния испускаемого лазерного света зависят от условий окружающей среды и деформации волоконно-оптического кабеля, именно эти эффекты и используются при контроле данным методом (рис. 7).
Рассеянием света как электромагнитной волны видимого диапазона называется изменение характеристик волны от взаимодействия с веществом (в нашем случае - оптическим волокном), а именно: пространственного распределения, частоты, поляризации, углового распределения светового потока.
С классической точки зрения процесс рассеяния света заключается в том, что свет, проходящий через вещество, возбуждает колебания электронов в атомах. Колеблющиеся электроны становятся источниками вторичных волн, распространяющихся по всем направлениям. Это явление, казалось бы, должно при всех условиях приводить к рассеянию света. Однако вторичные волны являются когерентными, так что необходимо учесть их взаимную интерференцию.
Рассеяние наблюдается даже в тщательно очищенных от посторонних примесей жидкостях и газах. В этом случае
нарушения оптической однородности среды возникают из-за отклонений плотности вещества в пределах малых объемов от ее среднего значения (флуктуации плотности). Возникают эти флуктуации из-за беспорядочного теплового движения молекул вещества. Интенсивность молекулярного рассеяния подчиняется закону Рэлея.
В оптическом волокне рассеяние в общем случае может происходить на неоднородностях материала (рэлеевское рассеяние), молекулярных колебаниях (комбинационное, иначе - рамановское рассеяние), акустических волнах (рассеяние Мандельштама-Бриллюэна, иначе - бриллюэнов-ское рассеяние).
На рис. 8, приведенном ниже, схематически изображены спектры сигналов обратного рассеяния света, генерируемых в процессе распространения в оптическом волокне импульса накачки.
Принцип дистанционной оценки деформаций оптоволоконного сенсора основан на эффекте Мандельштама-Бриллюэна. Эффектом (рассеянием) Мандельштама-Бриллюэна называют рассеяние оптического излучения конденсированными средами (твердыми телами и жидкостями) в результате его взаимодействия с собственными упругими колебаниями этих сред. Оно сопровождается изменением набора частот (длин волн), характеризующих излучение, - его спектрального состава. Например, рассеяние монохроматического света приводит к появлению шести частотных компонентов рассеянного света, в жидкостях - трех (один из них - неизмененной частоты) [20].
Частота отраженного луча немного меньше, чем у падающего; разность частот ув соответствует частотам испускаемых фононов. Это так называемый бриллюэновский сдвиг частоты, который определяется требованием к синхронизму. Для чистого обратного бриллюэновского рассеяния бриллюэновский сдвиг частоты может быть рассчитан через показатель преломления л, скорость звука иА и длину волны в вакууме Х [21-22]:
V в
2-л-уа
Х '
(8)
Обычно бриллюэновская частота сдвинута на ±13 ГГц (1,3 цт диапазон), ±11 ГГц (1,55 цт диапазон).
Бриллюэновское рассеяние в световодах возникает в результате взаимодействия излучения с акустическими волнами (звуковыми волнами) гигагерцового диапазона. Этот эффект можно рассматривать как дифракцию света на движущейся решетке, созданной акустической волной.
|Рис. 7. Конструкция волоконно-оптического кабеля, применяемого для мониторинга деформаций: 1 - полиэтилен высокой плотности; 2 - стальная проволока; 3 - стальная полая трубка; 4 - волокно в оболочке [19]
|Рис. 8. Компоненты сигнала обратного рассеяния света, генерируемые в процессе распространения в оптическом волокне I
импульса накачки с длиной волны (Т - температура, е - деформации)
Антистоксовы компоненты
1
Рэлеевское
Стоке овы компоненты
Рашновское
Бриллюзновское
Рамановское
Длина волны
Таким образом, отраженный сигнал испытывает доплеров-ский сдвиг по частоте, поскольку решетка движется со скоростью звука. Скорость звука напрямую связана с плотностью материала и зависит как от его температуры, так и от внутреннего механического напряжения. В результате величина частотного бриллюэновского сдвига несет информацию о температуре и напряжении в точке рассеяния.
Методика определения температуры или деформации основана на измерении частоты сигнала и поэтому является стабильной и менее нечувствительной к дрейфу мощности сигнала, вносимым потерям и т. п. по сравнению с методиками, основанными на измерениях мощности сигнала. Таким образом, бриллюэновские распределенные сенсоры обеспечивают долговременную стабильность и нечувствительность к изменению вносимых потерь в сенсоре.
Для измерения эффектов рассеяния применяются специализированные оптические рефлектометры (OTDR). Эти измерительные устройства посылают короткие лазерные импульсы в волокно и анализируют сигналы отражения/ рассеяния, связанные с временным расстоянием, с учетом частоты и амплитуды желаемого эффекта рассеяния [23]. В результате становится возможным измерять деформацию и температуру вдоль волокна, как показано на рис. 9 [24].
При использовании таких систем для оценки НДС на внешней поверхности трубопровода закрепляется несколько датчиков, позволяющих выполнять измерение продольной деформации в нескольких точках поперечного сечения трубопровода.
Системы измерения деформации, как правило, многоуровневые. Например, при проектировании магистрального газопровода Сахалин-Хабаровск-Владивосток применена система геотехнического мониторинга, включающая в себя кабели, размещенные по периметру трубопровода, для оценки изгибных напряжений и грунтовый сенсор для контроля перемещений грунта (рис. 10).
В комплексе это решение дает более точную информацию о горизонтальных смещениях трубопровода и о его напряженном состоянии.
Система из волоконно-оптических датчиков позволяет в реальном времени контролировать поведение трубопровода
|Рис. 9. Профиль температуры и деформации вдоль
I
оптического волокна [25]
в пространстве, строить его 3D-модель, посредством программных комплексов математического моделирования точно рассчитывать деформации, возникающие в разных участках трубопровода.
Достоинства систем мониторинга с применением волоконно-оптических сенсоров:
- непрерывный анализ состояния объекта и мгновенная реакция на события;
- возможность контроля значительного участка трубопровода (до 50-60 км);
- высокая оперативность реагирования системы на произошедшее событие;
- возможность классификации регистрируемого события;
- высокая точность определения места события на трассе (1-5 м);
- высокая чувствительность и точность системы при правильном монтаже и настройке;
- продолжительный срок службы, сравнимый со сроком службы трубопровода.
Недостатки:
- для восстановления поврежденного участка волоконно-оптического кабеля (ВОК), используемого в качестве протяженного датчика, как правило, желательна замена всего участка. Таким образом, стоимость ремонтных
X
|Рис. 10. Схема и фото размещения сенсоров деформации и температуры (а) грунтового сенсора (б) на участках газопровода
I
Сахалин-Хабаровск-Владивосток
Комбинированный сенсор
Сенсор деформации грунта
работ возрастает, а также требуется корректировка программного обеспечения, используемого в измерительном комплексе;
- установку таких систем необходимо проводить при строительстве или реконструкции трубопровода;
- в настоящее время не решены вопросы с обоснованием оптимальной конфигурации системы геотехнического мониторинга;
- не решены вопросы с обоснованием порядка монтажа системы;
- отсутствуют рекомендации по настройке системы при пусконаладке и оценке работоспособности при периодической проверке.
Выводы
1. Предложена классификация средств и методов оценки напряженно-деформированного состояния стенок трубопроводов, определяющая две группы методов: группа 1 -измерения пространственного положения и последующего расчета напряжений и группа 2 - методы непосредственного измерения напряжений (деформаций) в стенках труб.
2. Первая группа методов обладает достаточной простотой реализации, однако автоматизированный контроль
положения оси трубы посредством аэрокосмических методов с требуемой точностью невыполним, а периодическое определение положения трубы геодезическими или другими подобными методами не соответствует задачам мониторинга НДС трубопроводов с определенной периодичностью.
3. Вторая группа методов позволяет проводить контроль и вести мониторинг напряженного состояния стенок трубопроводов с требуемой точностью, однако в случае локального применения интеллектуальных вставок контроль ведется не на всем потенциально опасном участке трубопровода, а только в месте установки вставки, которое нужно определить заранее, на стадии проектирования трубопровода.
4. Наибольшие перспективы применения на протяженных участках (до нескольких десятков километров) имеет система, построенная на волоконно-оптических сенсорах (ВОС), работающих на эффекте Мандельштама-Бриллюэна, однако для эффективного применения системы мониторинга НДС на основе ВОС необходимо решить ряд вопросов, связанных с проектированием, монтажом, пусконаладкой и эксплуатацией этих систем.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Бердник М.М. Развитие метода оценки напряженно-деформированного состояния нефтегазопроводов по коэрцитивной силе металла: дис. ... канд. техн. наук: 25.00.19 / Бердник Мария Михайловна. Ухта, 2010. 175 с.
2. Андронов И.Н., Кузьбожев А.С., Агиней Р.В. Ресурс надземных трубопроводов. Ч. 2, Методы оценки кинетики усталостных и деформационных процессов. Ухта: УГТУ, 2008. 278 с.
3. СП 36.13330.2012 Магистральные трубопроводы. Актуализированная редакция СНиП 2.05.06-85*. Введ. 201307-01. М.: М-Пресс. 83 с.
4. Панюков П.Н. Инженерная геология. М.: Недра, 1978. 296 с.
5. Михалев А.Ю. Разработка метода оценки остаточного ресурса основного металла труб нефтегазопроводов на основе измерения твердости с малой нагрузкой: дис. ... канд. техн. наук. 25.00.19 / Михалев Андрей Юрьевич. Ухта, 2012. 127 с.
6. Бондур В.Г. Аэрокосмические методы и технологии мониторинга нефтегазоносных территорий и объектов нефтегазового комплекса // Исследование Земли из космоса. 2010. № 6. С. 3-17.
7. Агиней Р.В. Разработка методики оценки напряженного состояния нефтегазопроводов по коэрцитивной силе металла: дис. ... канд. техн. наук. 25.00.19 / Агиней Руслан Викторович. Ухта, 2005. 143 с.
8. Методы испытания, контроля и исследования машиностроительных материалов: справ. пособие. Т. 2. Методы исследования механических свойств металлов / под. ред. А.Т. Туманова. М.: Машиностроение, 1971. 320 с.
9. Инструкция по определению фактического напряженно-деформированного состояния по данным геодезической съемки участков газопроводов, расположенных на территориях с опасными геодинамическими процессами, и оценки их работоспособности. М.: ВНИИГАЗ, 2003. 37 с.
10. Козырев А.А., Каспарьян А.А., Савченко С.Н. Принципы организации геомеханического мониторинга линейно-протяженных объектов (применительно к нефте- и газопроводам) // Вестник МГТУ, 2009. Т. 12. № 4. С. 683-689.
11. Асадуллин М.З. Выявление и ремонт участков магистральных газопроводов больших диаметров, подверженных стресс-коррозии: дис. ... канд. техн. наук. 25.00.19 / Асадуллин Мухамет Зуфарович. Уфа, 2001. 182 с.
12. Аскаров Р.М. Влияние погрешностей строительно-монтажных работ на КРН // Газовая промышленность. 2002. № 3. С. 86-87.
13. Александров Ю.В., Соловей В.О., Свирида М.М., Кузьбожев А.С. Напряженно-деформированное состояние газопровода, приводящее к аварийному разрушению // Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе, 2009. № 7. С. 42-45.
14. Р Газпром 2-2.3-552-2011 Методические рекомендации по мониторингу опасных оползневых участков МГ с применением технологии радиолокационной космической интерферометрии; Введ. 2008-11-21. - М.: Газпром экспо, 2011. 41 с.
15. Р Газпром 2-2.3-550-2011 Методические рекомендации по дешифрированию и аналитической обработке материалов аэрокосмической съемки для оценки технического состояния газопроводов; Введ. 2008-11-21. М.: Газпром экспо, 2011. 41 с.
16. Патент Рф № 2527902 МПК F17D 5/00, G01C 21/00: Способ определения планово-высотного положения подземного магистрального трубопровода / Ю.В. Лисин, В.А. Ларин, Д.Ю. Глинкин. Заявитель и патентообладатель: ООО «НИИ Транснефть». Опубл. 10.09.2014.
17. Усошин В.А., Петров Н.Г., Захаров А.В., Кузнецов А.Н. «Интеллектуальная вставка» для контроля напряженно-деформированного состояния магистральных трубопроводов // Транспорт и хранение нефтепродуктов. 2004. № 11. С. 7-9.
18. Исламов Р.Р., Александров Ю.В., Гуськов С.С., Агиней Р.В. Определение продольных механических напряжений в трубопроводе на основании данных волоконно-оптических датчиков деформации // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. 2016. № 5. С. 45-50.
19. Листвин А.В., Листвин В.Н. Рефлектометрия оптических волокон. М.: ЛЕСАРарт, 2005. 208 с.
20. Гуляев Ю.В., Никитов С.А., Потапов В.Т., Чаморовский Ю.К. Волоконно-оптические технологии, устройства, датчики и системы // Фотон-экспресс. 2005. № 6. С. 114-128.
21. Беспрозванных В.Г., Первадчук В.П. Нелинейные эффекты в волоконной оптике. Пермь: Изд-во Перм. гос. техн. ун-та, 2011. 228 с.
22. Агравал Г. Применение нелинейной волоконной оптики. СПб.: Лань, 2011. 592 с.
23. Frings J. Enhanced pipeline monitoring with fiber optic sensors. Germany, ILF Consulting Engineers, 2011.
24. Waldner R. Pipeline leakage detection and localization using distributed fiber optic sensing. Webinar. s.l.: Smartec, 2009.
25. Campedel M. Analysis of major industrial accidents triggered by natural events reported in the principal available chemical accident databases // Bureau of Economic Analysis. 2008. 38 p.
ANALYSIS OF WAYS AND METHODS OF MONITORING THE STRESSED STATE OF UNDERGROUND OIL AND GAS PIPELINES, WORKING IN COMPLICATED ENGINEERING-GEOLOGICAL CONDITIONS
ISLAMOV R.R., General Manager
Transneft North, JSC (2/1 A.I. Zeryunov Av., 169313 Ukhta, Komi Republic, Russia). E-mail: [email protected]
AGINEY R.V., Dr. Sci. (Tech.), prof., Deputy Director in Science Giprogazcentr JSC (26, Alekseevskaja St., 603950, Nizhny Novgorod, Russia). E-mail: [email protected]
ISUPOVA E.V., Senior Lecturer of Department of Design and Exploitation of Oil and Gas Pipelines Ukhta State Technical University (13, Pervomayskaya St., 169300, Republic of Komi, Ukhta, Russia). E-mail: [email protected]
ABSTRACT
The article presents the results of a studying dangerous hydrogeological factors, which effects on operational safety, reliability and efficiency of oil and gas pipelines. The classification of ways and methods for estimating the stress-strain state of pipelines allows us to distinguish two groups of methods: measurement of the spatial position and calculation of stresses and direct measurement of stresses in the pipes. There are presented the advantages and disadvantages
of considered methods. As a result of the study, the authors substantiated the need to implement measures to monitor
longitudinal stresses in the walls of oil and gas pipelines using fiber-optic sensors.
Keywords: oil and gas pipelines, reliability, efficiency, monitoring, stress-strain state, complicated conditions.
REFERENCES
1. Berdnik M.M. Razvitiye metoda otsenki napryazhenno-deformirovannogo sostoyaniya neftegazoprovodov po koertsitivnoy sile metalla. Diss. kand. tekh. nauk [Development of a method for estimating the stress-strain state of oil and gas pipelines according to the coercive force of a metal. Cand. tech. sci. diss.]. Ukhta, 2010. 175 p.
2. Andronov I.N., Kuz'bozhev A.S., Aginey R.V. Resurs nadzemnykh truboprovodov. CH. 2: Metody otsenki kinetiki ustalostnykh i deformatsionnykh protsessov [The resource of above-ground pipelines. Part 2: Methods for estimating the kinetics of fatigue and deformation processes]. Ukhta, UGTU Publ., 2008. 278 p.
3. SP 36.13330.2012 Magistral'nyye truboprovody. Aktualizirovannaya redaktsiya SNiP2.05.06-85* [SP 36.13330.2012 Trunk pipelines. The updated version of SN&P 2.05.06-85 *]. Moscow, M-Press Publ., 83 p.
4. Panyukov P. N. Inzhenernaya geologiya [Engineering geology]. Moscow, Nedra Publ., 1978. 296 p.
5. Mikhalev A.YU. Razrabotka metoda otsenki ostatochnogo resursa osnovnogo metalla trub neftegazoprovodov na osnove izmereniya tverdostis maloy nagruzkoy. Diss. kand. tekh. nauk [Working out of a method of an estimation of a residual resource of the basic metal of pipes of oil and gas pipelines on the basis of measurement of hardness with small loading. Cand. tech. sci. diss.]. Ukhta, 2012. 127 p.
6. Bondur V.G. Aerospace methods and technologies of monitoring oil and gas bearing territories and oil and gas complex objects. Issledovaniye Zemli iz kosmosa, 2010, no. 6, pp. 3-17 (In Russian).
7. Aginey R.V. Razrabotka metodiki otsenki napryazhennogo sostoyaniya neftegazoprovodov po koertsitivnoy sile metalla. Diss. kand. tekh. nauk [Development of a technique for estimating the stress state of oil and gas pipelines according to the coercive force of a metal. Cand. tech. sci. diss.]. Ukhta, 2005. 143 p.
8. Metody ispytaniya, kontrolya i issledovaniya mashinostroitel'nykh materialov. T. 2. Metody issledovaniya mekhanicheskikh svoystv metallov [Methods of testing, monitoring and research of machine-building materials. Vol. 2. Methods for studying the mechanical properties of metals]. Moscow, Mashinostroyeniye Publ., 1971. 320 p.
9. Instruktsiya po opredeleniyu fakticheskogo napryazhenno-deformirovannogo sostoyaniya po dannym geodezicheskoy s"yemki uchastkov gazoprovodov, raspolozhennykh na territoriyakh s opasnymi geodinamicheskimi protsessami, i otsenki ikh rabotosposobnosti [Instruction on determining the actual stress-strain state, according to the geodetic survey of pipelines located in areas of dangerous geodynamic processes, and evaluation of their performance]. Moscow, VNIIGAZ Publ., 2003. 37 p.
10. Kozyrev A.A., Kaspar'yan A.A., Savchenko S.N. Principles of organization of geomechanical monitoring of linear-extended objects (with reference to oil and gas pipelines). Vestnik MGTU, 2009, vol. 12, no. 4, pp. 683-689 (In Russian).
11. Asadullin M.Z. Vyyavleniye i remont uchastkov magistral'nykh gazoprovodovbol'shikh diametrov, podverzhennykh stress-korrozii. Diss. kand. tekh. nauk [Identification and repair of sections of main gas pipelines of large diameters subject to stress corrosion. Cand. tech. sci. diss.]. Ufa, 2001. 182 p.
12. Askarov R.M. Influence of inaccuracies in construction and installation work on the stress-corrosion cracking. Gazovaya promyshlennost', 2002, no. 3, pp. 86-87 (In Russian).
13. Aleksandrov yU.V., Solovey V.O., Svirida M.M., Kuz'bozhev A.S. Stress-strain state of the gas pipeline, leading to emergency destruction. Zashchita okruzhayushchey sredy v neftegazovom komplekse, 2009, no. 7, pp. 42-45 (In Russian).
14. R Gazprom 2-2.3-552-2011 Metodicheskiye rekomendatsii po monitoringu opasnykh opolznevykh uchastkov MG s primeneniyem tekhnologii radiolokatsionnykh kosmicheskoy interferometrii [P Gazprom 2-2.3-552-2011 Methodical recommendations on monitoring of dangerous landslide areas of MG using the technology of radar space interferometry]. Moscow, Gazprom ekspo Publ., 2011. 41 p.
15. R Gazprom 2-2.3-550-2011 Metodicheskiye rekomendatsii po deshifrirovaniyu i analiticheskoy obrabotke materialov aerokosmicheskoy s"yemki dlya otsenki tekhnicheskogo sostoyaniya gazoprovodov [P Gazprom 2-2.3-550-2011 Methodical recommendations on decoding and analytical processing of materials of aerospace survey for an estimation of a technical condition of gas pipelines]. Moscow, Gazprom ekspo Publ., 2011. 41 p.
16. Lisin YU.V., Larin V.A., Glinkin D.YU. Sposob opredeleniya planovo-vysotnogo polozheniya podzemnogo magistral'nogo truboprovoda [Method for determining the planned altitude position of an underground main pipeline]. Patent RF, no. 2527902, 2014.
17. Usoshin V.A., Petrov N.G., Zakharov A.V., Kuznetsov A.N. "Intellectual insert" for controlling the stress-strain state of the main pipelines. Transport i khraneniye nefteproduktov, 2004, no. 11, pp. 7-9 (In Russian).
18. Islamov R.R., Aleksandrov YU.V., Gus'kov S.S., Aginey R.V. Determination of longitudinal mechanical stresses in the pipeline on the basis of data of fiber-optical strain gauges. Oborudovaniye i tekhnologii dlya neftegazovogo kompleksa, 2016, no. 5, pp. 45-50 (In Russian).
19. Listvin A.V., Listvin V.N. Reflektometriya opticheskikh volokon [Reflectometry of optical fibers]. Moscow, LESARart Publ., 2005. 208 p.
20. Gulyayev YU.V., Nikitov S.A., Potapov V.T., Chamorovskiy YU.K. Fiber-optical technologies, devices, sensors and systems. Foton-ekspress, 2005, no. 6, pp. 114-128 (In Russian).
21. Besprozvannykh V.G., Pervadchuk V.P. Nelineynyye effekty v volokonnoy optike [Nonlinear effects in fiber optics]. Perm, Perm. gos. tekhn. un-t Publ., 2011. 228 p.
22. Agraval G. Primeneniye nelineynoy volokonnoy optiki [Application of nonlinear fiber optics]. St. Petersburg, Lan' Publ., 2011. 592 p.
23. Frings J. Enhanced pipeline monitoring with fiber optic sensors. Germany, ILF Consulting Engineers Publ., 2011.
24. Waldner R. Pipeline leakage detection and localization using distributed fiber optic sensing. Webinar. s.l.: Smartec, 2009.
25. Campedel M. Analysis of major industrial accidents triggered by natural events reported in the principal available chemical accident databases. Bureau of Economic Analysis, 2008, 38 p.
