Испытания на реальном объекте подтвердили эффективность разработки - место прорыва определяется с отклонением в 4 раза точнее существующего норматива.
Пермь, 14 мая - ИА Neftegaz.RU. Специалисты Пермского национального исследовательского политехнического университета (ПНИПУ) разработали программно-аппаратный комплекс, способный выявлять места разгерметизации трубопроводов с точностью в 4 раза выше действующих нормативов.
Об этом сообщила пресс-служба вуза.
Результаты исследования опубликованы в статье, представленной на конференции «Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых». Исследование выполнено при финансовой поддержке Правительства Пермского края в рамках научного проекта № С-26/435.2.
Как пояснил руководитель группы Научно-образовательного центра геологии и разработки нефтяных и газовых месторождений ПНИПУ А. Сюзев, решение объединяет два независимых метода, работающих параллельно. Первый - гидравлическая локация: датчики непрерывно регистрируют распределение давления вдоль трубопровода. При нарушении герметичности равномерный профиль искажается, на графике появляется характерный излом. Алгоритм мгновенно находит точку пересечения прямых от разных датчиков и вычисляет координаты утечки. Второй метод - нейросеть, обученная на реальных эксплуатационных данных. Она анализирует динамику давления и отличает реальную аварию от штатных технологических операций, таких как плановые переключения или ремонтные работы, отсеивая ложные срабатывания.
Оборудование представляет собой компактные автономные датчики размером с небольшую коробку. Их устанавливают на существующие технологические отверстия с шагом в несколько километров, без врезки в стенку трубы и остановки перекачки. Устройства непрерывно измеряют давление и по беспроводному каналу передают информацию на сервер. На экране оператора отображается карта трассы с текущими показаниями. Если нейросеть подтверждает утечку, загорается тревожная метка с координатами, и ремонтная бригада выезжает непосредственно к месту разрыва.
Эффективность комплекса подтверждена испытаниями на действующем нефтепроводе в Пермском крае протяженностью более 15 км. Контрольную утечку удалось локализовать с погрешностью 76 м - это в 4 раза точнее норматива, который допускает отклонение до 300 м.
Поскольку многие магистрали проходят в удаленных районах без дорог и линий электропередач, разработчики внедрили энергосберегающие беспроводные протоколы. Эти протоколы особенно актуально для IoT, носимой электроники и автономных датчиков. Автономные датчики могут передавать данные до трех лет без замены элементов питания. Такая архитектура делает систему пригодной для эксплуатации в Арктике, Сибири и на Дальнем Востоке, где прокладка кабеля или частое обслуживание затруднительны.
Комплекс полностью соответствует российским требованиям по защите критической информационной инфраструктуры: он работает на отечественном программном обеспечении и операционной системе Astra Linux, что исключает уязвимость перед внешними угрозами.
Необходимость подобных решений продиктована состоянием нефтетранспортной системы (НТС) страны. В России эксплуатируется свыше 70 тыс. км магистральных нефтепроводов, причем значительная их часть служит более 30 лет. Металл подвергается коррозии, стенки истончаются, износ оборудования достигает критических величин.
Трассы нередко пролегают в тайге, тундре, болотах и горной местности. Регулярные ручные проверки в таких условиях крайне затруднительны, и небольшой дефект может остаться незамеченным, со временем перерастая в серьезный разлив. В арктической зоне проблему усугубляет таяние вечной мерзлоты: грунты теряют несущую способность, фундаменты опор проседают, трубы деформируются и получают механические повреждения. Экосистемы Севера восстанавливаются в разы медленнее южных.
При этом отказаться от трубопроводного транспорта не представляется возможным: по нему перекачивается почти 90% добываемой в России нефти. Перевозка по железной дороге значительно дороже и зависит от погодных условий, морские танкеры нуждаются в штормоустойчивых путях. Магистральный трубопровод работает круглосуточно и в штатном режиме остается самым экологичным видом транспорта - отсутствуют выхлопы и шум.
Традиционные системы мониторинга либо дают высокую погрешность, либо генерируют частые ложные тревоги, из-за чего персонал со временем перестает на них реагировать. Модернизация до оптоволоконных решений требует капитальной реконструкции всей линейной части трубопровода. В результате место разгерметизации часто обнаруживается с опозданием, когда нефть уже успевает вылиться.
Разработанный в ПНИПУ комплекс готов к внедрению на промышленных объектах. Его применение позволит предотвращать экологические катастрофы и сохранить миллиарды рублей, ежегодно расходуемые на ликвидацию аварийных разливов нефти (ЛАРН) и выплату штрафов.
Автор: А. Шевченко