В САФУ разработали ультразвуковой метод диагностики коррозии нефтегазовых трубопроводов
Архангельск, 2 июн - ИА Neftegaz.RU. В Северном Арктическом федеральном университете в Архангельске создали инновационный метод диагностики коррозии нефтяных и газовых трубопроводов с использованием ультразвука.
Об этом сообщили в пресс-службе вуза.
Ультразвуковые датчики, измеряющие толщину стенок труб, устанавливаются на поверхность и не требуют остановки потока.
Новый метод проще традиционного гравиметрического, при котором в трубопровод помещают образец-свидетель и по потерям металла на нем оценивают состояние всей трубы. Ультразвуковой способ исключает необходимость постоянных сварочных работ и остановки потока, т.к. датчик крепится на трубу, а не врезается в нее.
Датчики сигнализируют об участках, подверженных коррозии. Их можно устанавливать как до прокладки труб, так и после. Размещая датчики на расстоянии, соответствующем их рабочему диапазону, можно контролировать весь трубопровод.
Как пояснил автор разработки А. Бобров, датчики генерируют волну, которая отражается от стенок трубы, регистрируя дефекты. Потеря металла, сопровождающая коррозию, фиксируется как истончение стенки. Датчик определяет места, размеры и глубину повреждений. Сигнал обрабатывается микропроцессорным устройством. Если система расположена под землей, данные передаются по кабелю на стационарный измерительный блок, а затем на шлюз, который ретранслирует их на локальный или облачный сервер. Для обработки данных будет разработано специальное программное обеспечение, позволяющее оператору отслеживать скорость коррозии и наиболее активные участки повреждений.
А. Бобров отметил, что проблема коррозии промысловых нефтепроводов остается актуальной, несмотря на появление новых антикоррозийных материалов. В России многие месторождения используют старые металлические трубопроводы. Срок службы трубы зависит от агрессивности перекачиваемой среды, наличия антикоррозийного покрытия и катодной защиты. При экономии на качестве трубы и перекачке обводненной нефти с высокоминерализированной водой она может прийти в негодность за два года. Однако при использовании качественного покрытия и ингибиторов коррозии срок службы может достигать 10-15 лет.
Ультразвуковой толщиномер позволяет быстро выявлять поврежденные участки и оперативно проводить ремонт. Метод подходит как для наземных, так и для подземных трубопроводов и может использоваться при высоких температурах. Например, на месторождениях, где добывают сверхвязкую нефть, в пласт закачивают пар, нагревая нефть до 70-130 C, чтобы снизить ее вязкость. Ультразвуковые датчики способны работать на трубах, перекачивающих горячую нефть.
Об этом сообщили в пресс-службе вуза.
Ультразвуковые датчики, измеряющие толщину стенок труб, устанавливаются на поверхность и не требуют остановки потока.
Новый метод проще традиционного гравиметрического, при котором в трубопровод помещают образец-свидетель и по потерям металла на нем оценивают состояние всей трубы. Ультразвуковой способ исключает необходимость постоянных сварочных работ и остановки потока, т.к. датчик крепится на трубу, а не врезается в нее.
Датчики сигнализируют об участках, подверженных коррозии. Их можно устанавливать как до прокладки труб, так и после. Размещая датчики на расстоянии, соответствующем их рабочему диапазону, можно контролировать весь трубопровод.
Как пояснил автор разработки А. Бобров, датчики генерируют волну, которая отражается от стенок трубы, регистрируя дефекты. Потеря металла, сопровождающая коррозию, фиксируется как истончение стенки. Датчик определяет места, размеры и глубину повреждений. Сигнал обрабатывается микропроцессорным устройством. Если система расположена под землей, данные передаются по кабелю на стационарный измерительный блок, а затем на шлюз, который ретранслирует их на локальный или облачный сервер. Для обработки данных будет разработано специальное программное обеспечение, позволяющее оператору отслеживать скорость коррозии и наиболее активные участки повреждений.
А. Бобров отметил, что проблема коррозии промысловых нефтепроводов остается актуальной, несмотря на появление новых антикоррозийных материалов. В России многие месторождения используют старые металлические трубопроводы. Срок службы трубы зависит от агрессивности перекачиваемой среды, наличия антикоррозийного покрытия и катодной защиты. При экономии на качестве трубы и перекачке обводненной нефти с высокоминерализированной водой она может прийти в негодность за два года. Однако при использовании качественного покрытия и ингибиторов коррозии срок службы может достигать 10-15 лет.
Ультразвуковой толщиномер позволяет быстро выявлять поврежденные участки и оперативно проводить ремонт. Метод подходит как для наземных, так и для подземных трубопроводов и может использоваться при высоких температурах. Например, на месторождениях, где добывают сверхвязкую нефть, в пласт закачивают пар, нагревая нефть до 70-130 C, чтобы снизить ее вязкость. Ультразвуковые датчики способны работать на трубах, перекачивающих горячую нефть.