способ ранней диагностики магистрального нефтепровода для предотвращения развития процессов его разрушения

Формула изобретения

Способ ранней диагностики магистрального нефтепровода для предотвращения развития процессов его разрушения, включающий раннее определение целостности грунта, окружающего нефтепровод, отличающийся тем, что внутритрубный снаряд-одометр, снабженный источником изотропного акустического излучения, линейкой приемников гидрофонов и бортовым микрокомпьютером, помещают в диагностируемый магистральный нефтепровод, с помощью упомянутого изотропного акустического источника излучают акустическую волну с частотой и амплитудой, задаваемыми бортовым микрокомпьютером, при этом с помощью линейки гидрофонов и микрокомпьютера непрерывно регистрируют поле давления на оси z нефтепровода относительно источника изотропного акустического излучения и по результатам этих измерений диагностируют изменение местоположения первого интерференционного минимума давления относительно источника изотропного акустического излучения, после чего привязывают эти данные к координатам относительно точки ввода снаряда-одометра внутрь нефтепровода и на основе полученных данных судят о целостности грунта, окружающего нефтепровод, на известном расстоянии от точки ввода снаряда-одометра внутрь нефтепровода, включая отсутствие грунта или неполное заполнение грунтом пространства вокруг нефтепровода, что позволяет осуществить раннюю диагностику нарушения целостности грунта вокруг магистрального нефтепровода и предотвратить процесс его разрушения.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к области неразрушающего контроля трубопроводов и может быть использовано для ранней диагностики магистральных нефтепроводов, проходящих по оползневым участкам трассы, для предотвращения развития процессов разрушения нефтепроводов.

Трубопроводные коммуникации повсеместно используются в нашей жизни. Такие коммуникации включают в себя системы газо- и водоснабжения, доставки нефтепродуктов и т.п. Выход из строя трубопроводных систем связан не только с нарушением технологических циклов и неудобствами для индивидуальных потребителей, но часто и нанесением вреда экологии, а иногда и с серьезными техногенными катастрофами. Неудивительно, что было предложено множество различных способов диагностики технического состояния трубопроводных систем.

Проведенный авторами анализ патентов показал, что имеющиеся и предлагаемые сегодня технические решения направлены главным образом на диагностику состояния самих труб, например, определение течи, оценку толщины трубы, наличия каверн, трещин и следов коррозии. Многие технические решения направлены на диагностику разрушения трубопровода по анализу вторичных признаков, например, выделения газа из сквозных трещин в случае газопровода, расположенного под водой [1, 2], разрушения изоляции и наличие аномалий поверхности трубопровода по искажению магнитного поля, порождаемого трубопроводом с протекающим по нему переменным электрическим током [3]. Авторами технического решения по патенту [4] предлагается проводить мониторинг состояния трубопровода по измерениям его деформаций с помощью тензочувствительных датчиков, установленных в опорных точках. Превышение заданной величины деформации трактуется как начало процесса разрушения. Авторами технического решения по патенту [5] предлагается определять начальные стадии разрушения газопровода по изменению скорости звука между двумя сечениями. Само изменение скорости звука вызвано возмущениями давления и температуры из-за наличия небольшой течи. Наконец, авторы патента [6] предлагают мобильное устройство для диагностики состояния стенок трубопровода по данным ультразвуковых и магнитных измерений. Также имеется патент на дистанционную диагностику состояния пространства около трубы по фотографическим изображениям и изображениям в диапазоне ИК (тепловидение) [7]. Как следует из представленного описания осуществляется диагностика течи газа или нефтепродуктов из трубопровода.

Таким образом, указанные выше патенты направлены на диагностику либо уже имеющихся течей, либо повреждений поверхности трубопровода - изменения толщины стенок. В настоящей заявке авторы предлагают способ диагностики, который позволяет прогнозировать развитие разрушений стенок трубопровода и следующее за этим появление течи на ранних стадиях, когда разрушение еще не произошло, не появились система развитых трещин и сквозные отверстия. При этом авторы исходят из очевидного факта, что появление критических напряжений в трубопроводе обусловлено изменением его планово-высотного положения из-за нарушения целостности грунта, окружающего трубопровод. Например, образование оврагов или промоин в поперечном к трубопроводу направлении приводит к появлению стрелы изгиба трубы, рассматриваемой как консольная балка, и при определенном соотношении диаметра трубопровода к длине консольной балки ее изгиб приводит к появлению предельно допустимых напряжений растяжения в нижней части трубы. Конкретное значение соотношения длины балки к ее диаметру зависит от прочности материала трубы и толщины стенок. В случае трубопроводов, проложенных под руслом реки, в сезон половодья могут образовываться промоины и, опять же, возникает возможность изгиба и разрушения трубы. Таким образом, для определения потенциально опасных участков трубопровода необходимо проводить диагностику целостности грунта около трубы.

Существующие методы определения местоположения трубопровода в грунте основаны на измерении магнитного поля проводника с током. Проводником является сам трубопровод. Методики описаны в нормативном документе [8]. Для определения глубины залегания трубопровода необходимо перемещать прибор по поверхности земли вдоль и поперек трубопровода. В результате оценивается распределение глубин залегания трубопровода относительно дневной поверхности, а возможность судить о качестве грунта, окружающего трубопровод, сильно ограничена. В частности, при подводном расположении трубопровода данные работы становятся очень трудоемкими и требуют привлечения водолазов.

Оценку состояния грунта вблизи трубопровода для ранней диагностики еще не развившихся нарушений его целостности предлагается осуществлять дистанционно в способе диагностики трубопровода по патенту RU 2474754, МПК F17D 5/06 (01.2006.01), публ. 10.02.2013, который выбран в качестве прототипа. Способ прототип включает в себя регистрацию на центральной станции сигналов с блоков измерения рабочих станций, оснащенных как датчиками напряженно-деформированного состояния металла трубопровода, так и датчиками геофизических характеристик горных пород и датчиками перемещения грунта относительно трубопровода и размещенных в местах диагностирования вдоль трассы трубопровода. Каждой рабочей станцией производят замеры параметров, характеризующих напряженно-деформированное состояние металла трубопровода, геофизические свойства пород, слагающих оползневый массив, и кинематику оползневого процесса. Обработку полученной информации производят на центральной станции путем проведения множественного корреляционно-регрессивного анализа, по результатам которого оценивают состояние грунта вблизи трубопровода и судят о вероятности возникновения оползневого процесса на обследуемом участке или о ходе его развития.

Недостатком способа прототипа является то, что полезная информация снимается с многочисленных датчиков, имеющих надежный контакт с наружной стенкой трубопровода. Это, с одной стороны, создает сложности при изоляции трубопровода и защиты его от коррозии из-за воздействия окружающей среды, а с другой стороны, - предполагает оснащение трубопровода и грунта вблизи трубопровода соответствующими датчиками в момент его строительства. Решение этих задач сильно затруднено на уже введенных в эксплуатацию трубопроводах. Кроме того, каждая рабочая станция должна иметь связь с пультом управления центральной станции, которая должна обслуживаться квалифицированным персоналом.

Задачей, решаемой настоящим изобретением, является разработка способа неконтактной ранней диагностики еще не развившихся нарушений целостности нефтепроводов, в том числе не оборудованных датчиками контроля их технического состояния по всей трассе в момент строительства.

Технический результат в разработанном способе достигается тем, что разработанный способ ранней диагностики магистрального нефтепровода для предотвращения развития процессов его разрушения, так же как и способ прототип, включает в себя раннее определение целостности грунта, окружающего нефтепровод.

Новым в разработанном способе является то, что внутритрубный снаряд-одометр, снабженный источником изотропного акустического излучения, линейкой приемников гидрофонов и бортовым микрокомпьютером, помещают в диагностируемый магистральный нефтепровод, с помощью упомянутого изотропного акустического источника излучают акустическую волну с частотой и амплитудой, задаваемыми бортовым микрокомпьютером, при этом с помощью линейки гидрофонов и микрокомпьютера непрерывно регистрируют поле давления на оси z нефтепровода относительно источника изотропного акустического излучения, по результатам этих измерений диагностируют изменение местоположения первого интерференционного минимума давления относительно источника изотропного акустического излучения, после чего привязывают эти данные к координатам относительно точки ввода снаряда-одометра внутрь нефтепровода и на основе полученных данных судят о целостности грунта, окружающего нефтепровод на известном расстоянии от точки ввода снаряда-одометра внутрь нефтепровода, включая отсутствие грунта или неполное заполнение грунтом пространства вокруг нефтепровода, что позволяет осуществить раннюю диагностику нарушения целостности грунта вокруг магистрального нефтепровода и предотвратить процесс его разрушения.

Предлагаемый способ ранней диагностики еще не развившихся нарушений целостности нефтепроводов может быть реализован на уже введенных в эксплуатацию трубопроводах. Для решения задачи диагностики авторами предлагается использовать акустический метод. Акустическое поле создается монопольным источником, расположенным внутри трубопровода, и принимается гидрофонами, размещенными там же. В качестве способа измерения авторами предложено впервые в диагностике грунта, окружающего нефтепровод, использовать один из наиболее точных методов - интерферометрический, что позволило существенно сократить размеры диагностического оборудования и требования к источнику акустического излучения.

Изобретение поясняется чертежами.

На фиг.1 представлен один из возможных вариантов размещения диагностического оборудования внутри трубопровода на снаряде-одометре для реализации предлагаемого способа.

На фиг.2 представлены результаты расчета дисперсионных характеристик продольной (сверху) и трубной (снизу) волн.

На фиг.3 показана: а) зависимость акустического поля от координаты z на оси трубопровода; б) зависимость акустического поля от координаты z на расстоянии r от оси трубопровода (при r=0,3 м).

На фиг.4 представлен пример возможной схемы регистрации и обработки принимаемых сигналов с помощью бортового микрокомпьютера, расположенного на внутритрубном снаряде-одометре, при реализации разработанного способа.

Один из вариантов устройства для реализации предлагаемого способа представлен на фиг.1.

Цифрами на фиг.1 обозначены: 1 - нефтепровод, 3 - источник изотропного акустического излучения, 2 - приемники акустического излучения (линейка из гидрофонов), 4 - внутритрубный снаряд-одометр, аналогичный описанному в [6], 5 - источник автономного электропитания (аккумулятор), 6 - микрокомпьютер, осуществляющий регистрацию и обработку принимаемых сигналов, схема которой показана на фиг.4, 7 - грунт вокруг нефтепровода 1, 8 - дефекты в грунте 7 (области 8 изменения целостности слоя грунта 7), подлежащие диагностике. Микрокомпьютер 6 обеспечивает запись распределения амплитуды давления, аналогичные представленным на фиг.3. Ось z направлена вдоль оси нефтепровода 1. При размещении источника изотропного акустического излучения 3 внутри нефтепровода 1, то есть трубопровода, заполненного сжимаемой жидкостью, например, нефтью, генерируется трубная волна, которая представляет собой распределенные в пространстве и времени локальные сжатия и разрежения - вариации давления. Эти вариации давления регистрируются приемниками гидрофонами 2 (линейкой из гидрофонов). При неизменном расстоянии между источником 3 и приемниками 2 в процессе их перемещения на снаряде-одометре 4 внутри трубопровода 1 амплитуда переменного регистрируемого давления будет зависеть от наличия грунта 7, окружающего трубопровод 1. Изменение амплитуды давления указывает на изменение свойств грунта 7, окружающего трубопровод 1.

Выбор амплитуды давления первого интерференционного минимума и его координаты в качестве основных параметров для измерения в предлагаемом способе может быть обоснован следующим образом.

Отметим, что скорость трубной волны V _T для подавляющего большинства типов грунта практически не зависит от среды, окружающей трубопровод 1. Действительно, скорость трубной волны [9]:

где ₀, K₀ - плотность и модуль объемной жесткости жидкости, заполняющей трубопровод 1 (для нефтепродуктов ₀ 0.8 г/см³, K₀ 0.8 ГПа), µ - модуль сдвига грунта, окружающего трубопровод, Е 2·10¹¹ Па - модуль Юнга стали, из которой изготовлена труба, h=20 мм - толщина стенок трубы, D=1 м - внешний диаметр трубопровода. Приведенные значения h, D соответствуют магистральным нефтепроводам. Величина Eh/D=4 ГПа.

Если исключить случай прокладки трубопровода в скальных породах, то средний модуль сдвига µ таких природных материалов, как песок, глина, суглинок, супесь и т.п., составляет около 20 МПа (оценка на основе данных [10, 11]). Эта величина на два порядка меньше жесткости стенок трубопровода 1, и поэтому вариации скорости трубной волны V_T при изменении свойств грунта 7 вокруг трубопровода 1 составляют ~ 1%, что недостаточно для реализации диагностики грунта 7, окружающего трубопровод. Скорость трубной волны V_T согласно выражению (1) в нефтепродуктах оценивается как V_T 900 м/с.

Величины скорости продольной волны V_P в грунтах на глубинах выше уровня грунтовых вод приведены в Таблице 1.

Таблица 1
Скорость продольной волны VP в различных отложениях [10].
Тип грунта	Скорость продольной волны VP (м/с)
глины	1100-1440
суглинки	300-900
супеси	400-700
пески	300-1000
галечники	500-1000

Плотность грунта можно задать =1.5 г/см³, что отвечает средней плотности отложений в верхней части земной коры [12]. Скорость поперечной волны V _S составляет приблизительно половину от величины скорости продольной волны. Данные Таблицы 1 отвечают неравенствам V _T>V_S, V_T V_P, что обеспечивает излучение «вытекающих волн» [13]. Таким образом, при распространении трубной волны в трубопроводе 1 имеет место излучение «вытекающих» продольных и сдвиговых волн под углами _P,S=±arcsin(V_P,S/V_T ) относительно нормали к цилиндрической поверхности трубопровода 1. Следовательно, при отсутствии или недостаточной толщине грунта 7 вокруг трубопровода 1, что отмечено цифрой 8 на фиг.1 как дефект грунта, коэффициент затухания трубной волны будет уменьшаться, что отразится на амплитуде переменного давления, регистрируемого приемниками 2. При перемещении диагностического оборудования (источника изотропного акустического излучения 3, приемников 2 и микрокомпьютера 6) на снаряде-одометре 4 внутри трубопровода 1 по изменениям давления можно судить о наличии и толщине грунта 7, окружающего трубопровод.

Проведенный авторами анализ научно-технической литературы по акустике и геофизике показал, что «готовое решение», которое можно было бы использовать для расчета, отсутствует. При этом анализировались архивы журналов «Geophysics» с 1940-х годов (Journal of Acoustical Society of America» с 1929 и «Акустического Журнала» с 1950-х годов по наши дни. Данные различных справочников по геофизике и акустике также указывали на отсутствие готового решения.

Для расчетов схемы реализации предлагаемого способа диагностики авторами предложено использовать математическую модель, описывающую колебания стальной трубы, которая заполнена жидкостью и окружена двумя концентрическими слоями линейных вязкоупругих тел, один из которых безграничен. Указанная математическая модель позволяет рассмотреть полное ( ₁= ₂=0) и частичное ( ₂=0, ₁>0) обнажение трубопровода 1, где ₁ и ₂ - плотности материала слоев.

Авторами установлено, что при работе источника изотропного акустического излучения 3, помещенного внутрь трубопровода 1, возбуждаются три волны. Первая из них отвечает полю монопольного источника 3 в безграничном пространстве, заполненном жидкостью. Вторая - представляет собой трубную волну, фазовая скорость которой в области малых поперечных волновых размеров трубопровода 1 (на низких частотах) определяется выражением (1). И, наконец, третья волна представляет собой продольную волну, распространяющуюся преимущественно в стенках стального трубопровода 1. Все три волны имеют различные скорости распространения, что обеспечивает возможность их интерференции (см. ниже).

Чувствительность предлагаемого способа диагностики зависит от эффективности возбуждения вытекающих волн. Поэтому необходимо выбрать частотный диапазон, где энергия продольной и трубной волн эффективно передается в окружающее пространство (грунт 7). Поскольку источник акустического излучения 3 расположен в жидкости, а жидкость не передает тангенциальные (осевые) смещения, то для эффективного возбуждения вытекающих волн необходимо выбрать такой диапазон частот, где радиальная проекция вектора смещения частиц жидкости не является малой величиной. Авторы показали, что соответствующие частоты отвечают поперечным волновым размерам fD/V_T~1 (частота f=1 кГц и длина трубной волны около 90 см). На фиг.2 представлены результаты расчета дисперсионных характеристик продольной (сверху) и трубной (снизу) волн. Подробный анализ дисперсионных характеристик показывает, что высшие моды трубных и продольных волн в стенках трубопровода 1 могут возбуждаться на частотах 1.1 кГц и выше. Поэтому на частоте 1 кГц реализуется режим генерации основных мод трубной и продольной волн. На фиг.2 стрелкой отмечен рабочий диапазон частот акустического излучения. Ось ординат слева отвечает скорости распространения волн в стенках трубопровода 1 (фиг.2 сверху) и в жидкости заполнения (фиг.2 снизу). Ось ординат справа отвечает величинам фактора потерь соответствующих волн из-за излучения в окружающее пространство (грунт 7). В отсутствие грунта 7, когда трубопровод 1 обнажен, фактор потерь равен нулю. Величина коэффициента потерь характеризует ослабление амплитуды волны на ее длине: ехр(- ), что при характерных величинах =0.1-0.2, отвечающих данным фиг.2, составляет 1.4-1.9 раза на расстоянии около 1 метра. Такие изменения надежно регистрируются.

Точное определение величины затухания потребовало бы осуществления измерений на большой длине, что неудобно с точки зрения практической реализации. Анализ выражений для поля в жидкости, заполняющей трубопровод 1, проведенный авторами, указывает на наличие особенности, позволяющей реализовать интерферометрический метод измерений. Как уже отмечалось выше, поле в жидкости представляет собой суперпозицию трех составляющих: первичного поля источника акустического излучения 3 и поля двух нормальных волн трубопровода 1. Все эти слагаемые имеют различающиеся пространственные частоты. В непосредственной близости от источника акустического излучения 3 доминирует поле, представляющее собой расходящуюся сферическую волну с пространственной частотой k₀= /V_0P, где - циклическая частота, V_0P - скорость звука в безграничной жидкости, заполняющей трубу. По мере удаления от источника акустического излучения 3 амплитуда этой волны становится сравнимой с амплитудами нормальных волн, и возникают изменения амплитуды акустического поля вдоль оси трубопровода 1.

Поскольку в предлагаемой схеме диагностики предлагается синхронно перемещать источник акустического излучения 3 и приемники 2 внутри трубопровода 1, необходимо оценить минимально достаточную мощность источника 3. Ограничение на мощность излучения снизу возникает из-за наличия шумов, связанных, в первую очередь, с гидродинамическими шумами обтекания при движении диагностического оборудования внутри трубопровода 1. Шумы турбулентного обтекания сосредоточены в области низких частот порядка единиц Гц и на частоте 100 Гц составляют около 30 дБ относительно 1 Па, спадая приблизительно обратно пропорционально квадрату частоты [14]. Поэтому для обеспечения стократного превышения амплитуды полезного сигнала над турбулентным шумом обтекания мощность источника акустического излучения 3 должна быть такова, чтобы амплитуда давления на частоте 1 кГц составляла те же 30 дБ относительно 1 Па или приблизительно 32 Па. Сравнение амплитуд волн показывает, что основной вклад в поле внутри трубопровода 1, заполненного жидкостью, вносит трубная волна. Исходную амплитуду трубной волны определим из аналитических выражений для низких частот k_TR₀<<1, где k_T= /V_T - волновое число трубной волны, R₀ =D/2 - радиус трубопровода 1. Давление в жидкости записывается следующим образом:

Определим величину объемной скорости источника Q таким образом, чтобы создаваемое трубной волной (первое слагаемое в квадратных скобках выражения (2)) давление составляло 32 Па.

Для трубы радиуса R₀=0.5 м, заполненной нефтью с ₀=0.8 г/см³, скорость трубной волны составит (1): V_T 900 м/с. Расчет по формуле (2) показывает, что амплитуде давления 32 Па отвечает величина объемной скорости источника Q=3.3·10^-5 м³/с. Акустическая мощность излучения W в безграничном пространстве с акустическими параметрами ₀ и V_T связана с производительностью монопольного акустического источника 3 следующим простым соотношением: W= ₀ ²Q²/8 V_T. Отсюда получаем оценку минимально достаточной мощности источника акустического излучения 3 на частоте 1 кГц: W_min=1.5 мВт. Таким образом, источник акустического излучения 3 будет компактным и для его работы не требуется большая электрическая мощность вспомогательного оборудования.

Выражение (2) показывает, что ближняя зона источника акустического излучения 3 простирается до расстояний z/R₀ k_TR₀. Волновой размер по отношению к трубной волне на частоте 1 кГц составляет k_TR ₀ 3.5, и ближняя зона расположена до z~R₀. В отсутствие затухания амплитуда трубной волны не зависит от расстояния z, а амплитуда поля источника уменьшается обратно пропорционально расстоянию (см. выражение (2)). Поэтому на конечном расстоянии z~R₀ должен наблюдаться первый интерференционный минимум давления, обусловленный сложением первичного поля источника 3 и поля трубной волны. При наличии затухания трубной волны координата z этого минимума должна увеличиться, поскольку амплитуды поля трубной волны и ближнего поля источника 3 сравняются на больших расстояниях. Из-за наличия двух нормальных волн картина усложняется, но качественная зависимость положения первого интерференционного минимума от величины потерь остается той же, что видно на фиг.3, где представлены зависимости давления в жидкости на частоте 1 кГц, вычисленные по точным формулам. Осцилляции связаны с биением полей двух нормальных волн. На частоте 1 кГц длина трубной волны составляет _T 0.88 метра, а длина продольной - _L 5.4 метра (см. фиг.2). Нетрудно убедиться, что пространственному масштабу изменчивости поля около 1 метра (фиг.3) отвечает разность пространственных частот: 1/ _T-1/ _L 1.05 м^-1.

На фиг.3 снизу показана зависимость поля от координаты z на оси трубопровода 1. Сверху - аналогичная зависимость при r=0.3 м. При смещении точки наблюдения от оси зависимость давления от расстояния z становится более гладкой, что связано с ослаблением вкладов продольной волны, распространяющейся в трубе, и ближней зоны источника 3 (увеличением расстояния до источника акустического излучения 3). Таким образом, как видно из графиков на фиг.3, измерения давления целесообразно проводить на оси трубопровода 1, что, кроме того, проще реализовать. В Таблице 2 приведены координаты (положение z₀) и амплитуды первого интерференционного минимума для различных условий, моделирующих полное обнажение трубопровода 1, уменьшение толщины грунта и оптимальные условия залегания трубопровода. Нетрудно видеть, что изменения координаты и амплитуды давления первого интерференционного минимума составляют примерно 10% и могут быть надежно измерены.

Таблица 2
Положение (z0) и нормированная амплитуда (А0 ) первого интерференционного минимума на оси трубопровода
Условия	z 0 (м)	А0
Свободная внешняя поверхность трубы	1.58	0.47
Слой глины толщины 0.5 метра снаружи	1.70	0.38
Снаружи безграничное пространство, заполненное глиной	1.78	0.28

На фиг.3 показан отрезок, на котором необходимо проводить измерения амплитуды давления для последующего определения положения и амплитуды первого интерференционного минимума.

На фиг.4 представлен пример возможной схемы регистрации и обработки принимаемых сигналов с помощью бортового микрокомпьютера 6, расположенного на внутритрубном снаряде-одометре 4 вместе с источником акустического излучения 3 и приемниками акустического излучения 2 (линейкой из гидрофонов), при реализации разработанного способа. Приемники (гидрофоны) 2 устанавливаются на удалении от источника 3, начиная с z~1.1 D и заканчивая z~2.5 D, где D - диаметр трубопровода 1. Для рассмотренного примера магистрального трубопровода с диаметром D, равным 1 метру, полная длина измерительной линейки из гидрофонов 2 составит около 1.5 метра, т.е. прибор для проведения диагностики методом акустической интерферометрии будет компактным. Полное число приемников (гидрофонов) 2 должно быть достаточным для восстановления зависимости амплитуды давления от расстояния до источника: |p(z)|.

Для определения необходимого количества точек измерения (количества гидрофонов 2) авторы использовали следующие соображения. Зависимость амплитуды давления на отрезке, указанном на фиг.3, может быть аппроксимирована полиномом. Минимальная степень полинома, имеющего два экстремума, равна 3. Полиному третьей степени отвечают четыре коэффициента, подлежащих определению. Поэтому число точек измерения должно быть много больше 4. Строгие правила относительно соотношения между размерностью модели и объемом экспериментальных данных отсутствуют. Поэтому используются априорные или эмпирические соображения для обеспечения устойчивости решения. Например, в геофизике, где проблема устойчивости наиболее выражена из-за наличия шумов в данных, используется десяти- и более кратное перекрытие [15]. Т.е., если исходить из очень строгих требований, число гидрофонов 2 составит: N=40.

При этом необходимо принимать во внимание размер гидрофона. Например, миниатюрный гидрофон фирмы Брюль и Къер ВК2103 имеет диаметр 9.5 мм, длину рабочего элемента 15.8 мм и полную длину 50 мм. Расстояние d между гидрофонами 2 в измерительной линейке должно быть в несколько раз больше их диаметра для исключения влияния полей рассеяния. Зададим для определенности величину d=38 мм, что отвечает максимально плотному расположению с исключением трех приемников в каждой четверке измерительных элементов. При этом полное число гидрофонов на отрезке длины 1.5 метра составит N=1500/38+1 40 штук. Таким образом, при использовании миниатюрных гидрофонов ВК2103 количество точек измерения удовлетворяет самым жестким требованиям на объем экспериментальных данных и достоверность параметров модели.

Минимально достаточное число гидрофонов 2 можно определить из других физических соображений. На частоте 1 кГц пространственная частота отвечает масштабу около 1 метра (фиг.3). В соответствии с теоремой Найквиста [16] для однозначного восстановления сигнала с периодом повторения Т необходимо проводить измерения через интервалы времени T/2. При десятикратном увеличении частоты дискретизации сигнал представляется в виде гладкой функции [16]: каждому следующему отсчету отвечает изменение фазы сигнала на /10. Применительно к рассматриваемой задаче такому способу представления непрерывной функции дискретными значениями отвечает размещение гидрофонов через 50 мм. При этом число гидрофонов 2 составит N=1500/50+1=31. Таким образом, какие бы соображения не использовались, для восстановления непрерывной зависимости амплитуды давления от расстояния потребуется от трех до четырех десятков гидрофонов 2.

Каждый из гидрофонов 2 через соответствующий предварительный усилитель 9 электрического сигнала с полосовым фильтром соединен с одним из входов многоканального аналого-цифрового преобразователя 11 (см. фиг.4). Цифрой 10 на фиг.4 обозначен усилитель мощности для возбуждения источника акустического излучения 3, 12 - генератор тонального сигнала излучения, который управляется микрокомпьютером 6, 13 - гетеродины с фильтрами низких частот для образования квадратурных сигналов, подаваемых затем на микрокомпьютер 6 для их дальнейшей когерентной обработки.

С помощью устройства, представленного на фиг.1, предлагаемый способ реализуют следующим образом.

Внутритрубный снаряд-одометр 4, снабженный всем необходимым оборудованием, указанным на фиг.1, помещают по известной технологии с помощью специального шлюза (на чертеже не указан) в магистральный нефтепровод 1. При включении источника автономного электропитания 5 переводят указанное оборудование в режим функционирования и регистрируют координату точки ввода снаряда-одометра 4 внутрь нефтепровода 1. Источником изотропного акустического излучения 3 излучают акустическую волну с частотой и амплитудой, задаваемыми бортовым микрокомпьютером 6. При этом с помощью линейки гидрофонов 2 и микрокомпьютера 6 непрерывно регистрируют поле давления на оси z нефтепровода 1 относительно источника акустического излучения 3. Микрокомпьютер 6 обеспечивает запись распределения амплитуды давления, аналогичные представленным на фиг.3, при этом смещение положения первого интерференционного минимума давления относительно источника акустического излучения 3 позволяет диагностировать наличие областей 8 изменения целостности слоя грунта 7 вокруг нефтепровода 1. После чего привязывают эти данные к координатам относительно точки ввода снаряда-одометра 4 внутрь нефтепровода 1. На основе полученных данных судят о целостности грунта 7, окружающего нефтепровод 1, включая отсутствие грунта или неполное заполнение грунтом пространства вокруг нефтепровода 1, что позволяет определить местоположение опасного участка грунта 8 и тем самым осуществить раннюю диагностику нарушения грунта 7 вокруг магистрального нефтепровода 1 и предотвратить процесс разрушения нефтепровода.

Таким образом, разработанный способ является способом неконтактной ранней диагностики еще не развившихся нарушений целостности нефтепроводов, в том числе не оборудованных датчиками контроля их технического состояния по всей трассе в момент строительства, то есть позволяет решить поставленную задачу.

В примере конкретной реализации разработанного способа диагностики с использованием возможной схемы регистрации и обработки принимаемых сигналов, представленной на фиг.4, в качестве аналого-цифрового преобразователя 11 авторами предлагается использовать микросхему ADS 1256 фирмы Texas Instruments, имеющую 8 каналов преобразования с разрешением 24 бита при максимальной частоте дискретизации 30 кГц (стоимость порядка 100 долларов) [17], а в качестве гидрофонов 2 - использовать миниатюрный гидрофон ВК2103 фирмы Брюль и Къер с диаметром 9,5 мм.

С использованием возможного устройства для реализации предлагаемого способа, представленного на фиг.1, и возможной схемы регистрации и обработки принимаемых сигналов, представленной на фиг.4, разработанный способ реализуют следующим образом.

С помощью изотропного акустического источника 3, расположенного на внутритрубном снаряде-одометре 4, излучают акустическую волну с частотой и амплитудой, задаваемыми бортовым микрокомпьютером 6 и генератором тонального сигнала 12. При этом с помощью линейки гидрофонов 2 и микрокомпьютера 6 непрерывно регистрируют поле давления на оси z нефтепровода 1 относительно источника акустического излучения 3. Для этого сигнал с каждого из гидрофонов 2 после предварительного усиления для увеличения отношения сигнал/шум фильтруют в узкой полосе с центральной частотой, равной частоте излучения, в предварительном усилителе 9. Затем сигналы с выходов предварительных усилителей 9 подают на соответствующие входы аналого-цифрового преобразователя (АЦП) 11. Цифровые данные с выходов АЦП 11 после свертки в гетеродинах 13 с квадратурными сигналами вида cos( ₀t) и sin( ₀t), где ₀ - циклическая частота акустического излучения генератора 12, образуют квадратурные каналы a_n (t_k) и b_n(t_k). Здесь n - номер гидрофона 2, t_k= _k - временные отсчеты, 1/ - частота квантования, удовлетворяющая условию М=2 / ₀ >>1, что обеспечивает достаточное количество отсчетов на одном периоде акустического излучения. Процедура квадратурного преобразования подробно описана в [16].

При целых М суммирование, осуществляемое микрокомпьютером 6,

позволяет определить эффективную амплитуду поля на одном из гидрофонов 2 с номером n: , Величины | _n| в дальнейшем используют для построения зависимости амплитуды давления от расстояния до источника акустического излучения 3, а также определения положения интерференционного минимума и его величины. Все эти несложные вычисления осуществляют с помощью микрокомпьютера 6, в памяти которого сохраняют данные о положении и амплитуде первого интерференционного минимума давления, о смещении положения первого интерференционного минимума давления относительно источника акустического излучения 3 и данные одометра, которые позволяют осуществить привязку полученных данных к координате z вдоль оси нефтепровода 1 относительно точки ввода снаряда-одометра 4 внутрь нефтепровода 1 и тем самым определить местоположение опасного участка 8 грунта вокруг магистрального нефтепровода 1. Все это позволяет осуществить раннюю диагностику нарушения целостности грунта вокруг магистрального нефтепровода 1 и предотвратить процесс его разрушения.

Список использованной литературы

1. Добротворский А.Н., Аносов B.C., Бродский П.Г., Воронин В.А., Димитров В.И., Леньков В.П., Руденко Е.И., Тарасов С.П., Чернявец В.В., Яценко С.В. Способ диагностики магистральных трубопроводов и устройство для его осуществления // Патент RU 2445594, МПК G01M 3/24, F17D 5/02 (2006.01), опубл. 20.03.2012.

2. Переяслов Л.П., Суконкин С.Я., Димитров В.И., Садков С.А., Амирагов А.С, Чернявец В.В. Способ экстренной диагностики трубопроводов высокого давления // Патент RU 2442072 МПК F17D 5/02, G01N 29/14 (2006.01), опубл. 10.02.2012.

3. Аверкиев В.В., Антонов И.К., Елисеев А.А., Нестеров В.В., Семенов В.В., Филиппов О.В., Фогель А.Д. Способ диагностики технического состояния подземных трубопроводов (варианты) // Патент RU 2453760, МПК F17D 5/00 (2006.01), опубл. 20.06.2012.

4. Аксютин О.Е., Власов С.В., Дудов А.Н., Егурцов С.А., Митрохин М.Ю., Пиксайкин Р.В., Степаненко А.И. Способ контроля технического состояния подводного магистрального трубопровода // Патент RU 2433334, МПК F17D 5/02 (2006.01), опубл. 10.11.2011.

5. Султанов Р.Г., Яруллин Ч.А., Запасной Н.В., Мугафаров М.Ф., Мухаметшин С.М., Уразов P.P., Кортишко А.Н. Способ определения момента и места повреждения трубопровода // Патент RU 2460009 МПК F17D 5/02, F17D 5/06 (2006.01), публ. 27.08.2012.

6. Синев А.И., Никишин В.Б., Чигирев П.Г., Плотников П.К. Внутритрубный снаряд-дефектоскоп с колесными одометрами // Патент RU 2334980, МПК F17D 5/02, G01N 27/83 (2006.01), публ. 27.09.2008.

7. Каримов К.М., Соколов В.Н., Онегов В.Л., Кокутин С.Н., Каримова Л.К., Васев В.Ф. Способ дистанционной диагностики магистральных трубопроводов // Патент RU 2428722, МПК G01V 8/00 (2006.01), опубл. 10.09.2011.

8. Методика оценки фактического положения и состояния подземных трубопроводов // Этап ВРД 39-1.10-026-2001. НТЦ «Ресурс газопроводов» ООО «ВНИИГАЗ». М., 2001.

9. Уайт Дж.Э. Возбуждение и распространение сейсмических волн. М.: Недра, 1986.

10. Никитин В.Н. Основы инженерной сейсмики. Изд-во Московского университета, 1981.

11. Авербах B.C., Лебедев А.В., Манаков С.А., Таланов В.И. Фазовый метод межскважинного профилирования на когерентных SH-волнах // Акустический Журнал. 2012. 58. № 5. Р. 649-655.

12. Шерифф Р., Гелдарт Л. Сейсморазведка. История, теория и получение данных. Т. 1. М.: Мир. 1987.

13. Фелсен Л., Маркувиц Н., Излучение и рассеяние волн, М.: Мир, 1978.

14. Урик Р.Дж. Основы гидроакустики. Л.: Судостроение, 1978.

15. Хаттон Л., Уэрдингтон М., Мейкин Дж. Обработка сейсмических данных, теория и практика. М.: Мир, 1989.

16. Гоноровский И.С. Радиотехнические цепи и сигналы. М.: «Радио и связь», 1986.

17. Микросхема АЦП: .ti.com/product/ads 1256