АРХАНГЕЛЬСК, 2 июня. /ТАСС/. Метод диагностики коррозии нефтяных и газовых трубопроводов при помощи ультразвука разработали в Северном Арктическом федеральном университете (САФУ) в Архангельске, сообщили ТАСС в пресс-службе вуза. Ультразвуковые датчики измерения толщины размещаются на трубе и не требуют остановки потока.

"Это инновационная система диагностики коррозии на трубопроводах для нефтегазовых компаний. Ультразвуковой метод проще, чем традиционный гравиметрический, когда в трубопровод помещают образец-свидетель и по потерям металла на нем делают вывод о состоянии всей трубы. Ультразвуковой способ не требует постоянного проведения сварочных работ и остановки потока, потому что датчик крепится на трубу, а не врезается в нее", - пояснили в пресс-службе.

Ультразвуковые датчики будут сигнализировать об участках, подверженных коррозии. Датчик можно установить на трубы как перед их прокладкой, так и после. Расположив датчики друг от друга на расстоянии диапазона их работы, можно контролировать весь трубопровод.

"Датчики будут возбуждать волну, которая будет отражаться от ее стенок, регистрируя дефекты. Коррозия сопровождается потерей металла, поэтому истончение стенки будет свидетельствовать о наличии коррозионного повреждения. Датчик сможет указать места, размеры и глубину дефектов. Полученный сигнал будет обрабатываться в микропроцессорном устройстве. Если система расположена под землей, датчик будет передавать сигнал по кабелю на приемный стационарный измерительный блок, тот на шлюз. Шлюз будет располагаться на оптимальном расстоянии от множества таких датчиков, чтобы собирать максимально большое количество информации, и по беспроводной связи ретранслировать ее на некий локальный или облачный сервер, где данные будут храниться", - рассказал автор разработки Артемий Бобров. Под задачу будет разработано специальное программное обеспечение и оператор сможет видеть несколько графиков, показывающих скорость коррозии и место, где она наиболее активно протекает в данный момент.

О проблеме старых труб

По словам Боброва, проблема коррозии промысловых нефтепроводов актуальна, несмотря на появление новых антикоррозийных пластиковых материалов для труб. В России много старых месторождений, и трубопроводы для них были построены из металлических труб. Срок службы трубы зависит от очень многих факторов: агрессивности перекачиваемой среды, использования антикоррозийного покрытия или катодной защиты. "Если заказчик максимально сэкономил на трубе, то она начнет гнить достаточно быстро, особенно если перекачивается обводненная нефть с высокоминерализированной водой. Тогда труба может полностью прийти в негодность за два года. А если на ней есть хорошее качественное антикоррозионное покрытие, катодная защита и добавление ингибитора коррозии, то она может прослужить до 10-15 лет", - добавил автор разработки.

Ультразвуковой толщиномер позволит быстро выявлять поврежденные участки и оперативно проводить ремонт. Преимущество предложенного способа в том, что он подойдет как для наземных, так и для подземных трубопроводов, его можно использовать и при высоких температурах.

"Есть месторождения, которые добывают нефть с обработкой паром до 100 градусов. Например, если в пласте сверхвязкая нефть, которая практически не двигается, то в пласт закачивают пар, нефть нагревается до 70-130 градусов и становится менее вязкой. Ультразвуковые толщиномеры можно ставить на трубы, которые перекачивают горячую нефть", - пояснил Бобров.