ОЦЕНКА ОСТАТОЧНОГО РЕСУРСА ГАЗОКОНДЕНСАТОПРОВОДА С УЧЁТОМ ПРОГНОЗИРУЕМОЙ ДИНАМИКИ КОРРОЗИОННОГО ИЗНОСА

АННОТАЦИЯ

Предложен подход к оценке остаточного ресурса газоконденсатопровода, основанный на совместном использовании результатов коррозионного мониторинга и прогноза динамики коррозионного износа. В отличие от определения ресурса по единственному усреднённому значению скорости коррозии, в работе рассматривается накопленная последовательность наблюдений, относящихся к одному участку трубопровода. По данным образцов-свидетелей формируется временной ряд скорости коррозионного износа, для которого строится регрессионная зависимость. На её основе определяется прогноз изменения толщины стенки и момент достижения допустимого минимального значения. Рассмотрены влияние исходной толщины, допустимой толщины и прогнозируемой скорости износа на остаточный срок эксплуатации, а также необходимость учёта неопределённости измерений. Подход реализован в разработанном программном обеспечении, позволяющем хранить историю мониторинга по отдельным участкам и автоматически выполнять расчёт. Приведён расчётный пример, предназначенный для демонстрации последовательности метода. Показано, что оценка ресурса должна рассматриваться как расчётный прогноз технического состояния и использоваться совместно с результатами эксплуатационного и диагностического контроля.

Ключевые слова: газоконденсатопровод; остаточный ресурс; коррозионный износ; коррозионный мониторинг; образцы-свидетели; регрессионный прогноз; толщина стенки; допустимая толщина; техническое состояние.

Введение

Безопасная эксплуатация промысловых трубопроводов требует не только регистрации уже возникших повреждений, но и оценки того, как быстро изменяется техническое состояние объекта. Для газоконденсатопроводов эта задача осложняется изменением состава и условий движения среды, поэтому расчёт остаточного ресурса по постоянной скорости коррозии может не отражать фактическую динамику процесса.

В журнале «Нефтяное хозяйство» трубопроводный транспорт и информационные технологии относятся к заявленным тематическим рубрикам, а статьи проходят внешнее рецензирование; журнал также указывает специальность 2.8.5 «Строительство и эксплуатация нефтегазопроводов, баз и хранилищ» среди направлений ВАК [1]. Поэтому рассматриваемая задача соответствует профильной тематике издания.

Целью работы является формирование расчётной процедуры оценки остаточного ресурса газоконденсатопровода, в которой исходные данные коррозионного мониторинга преобразуются в прогноз изменения толщины стенки, а ресурс определяется по достижению заданного предельного уровня.

1. Постановка задачи оценки остаточного ресурса

Для расчёта рассматривается отдельный участок трубопровода с начальной толщиной стенки δ0. В процессе эксплуатации по данным образцов-свидетелей получают последовательность оценок средней скорости коррозионного износа. Каждая запись относится к конкретному участку и определённому интервалу экспозиции. Такой принцип исключает объединение наблюдений разных участков, для которых условия эксплуатации могут различаться.

Предельное состояние в рассматриваемом алгоритме задаётся допустимой минимальной толщиной стенки δdop. Она определяется расчётно или по принятому нормативному критерию и не должна произвольно задаваться оператором. Остаточный ресурс определяется как интервал времени от текущего состояния до достижения прогнозируемой толщиной значения δdop.

Таким образом, расчёт состоит из четырёх связанных этапов: получение данных мониторинга; оценка динамики скорости коррозионного износа; прогноз толщины стенки; определение времени достижения предельной толщины.

2. Математическое описание прогнозируемого износа

Накопленные значения скорости коррозии могут быть представлены временным рядом. Для описания нелинейной тенденции в разработанном программном комплексе используется полиномиальная регрессия второй степени:

v(t) = a₀ + a₁t + a₂t²                                                                                                 (1)

где v(t) — прогнозируемая скорость коррозионного износа, мм/год; t — время, отсчитываемое относительно принятого начала наблюдений, год; a0, a1, a2 — коэффициенты регрессионной модели.

Качество аппроксимации контролируется коэффициентом детерминации R². В общем случае он определяется отношением объяснённой вариации к общей вариации:

R² = 1 − Σ(vᵢ − v̂ᵢ)² / Σ(vᵢ − v̄)²                                                                                          (2)

где vi — измеренное значение скорости коррозии; v̂i — значение, рассчитанное регрессионной моделью; v̄ — среднее значение наблюдений.

При прогнозировании необходимо учитывать, что высокая величина R² сама по себе не доказывает физическую корректность модели. Поэтому результат следует оценивать совместно с числом наблюдений, диапазоном исходных данных и характером получаемой зависимости.

3. Прогнозирование толщины стенки

Если скорость коррозионного износа изменяется во времени, прогноз толщины стенки целесообразно получать интегрированием прогнозируемой скорости, а не умножением одного усреднённого значения на весь будущий интервал:

δ(t) = δизм − ∫₀ᵗ v(τ)dτ                                                                                               (3)

где δ(t) — прогнозируемая толщина стенки через время t; δизм — текущая оценка толщины стенки; v(τ) — прогнозируемая скорость коррозионного износа в момент τ.

Для выбранной полиномиальной зависимости интегрирование выполняется аналитически:

δ(t) = δизм − a₀t − a₁t²/2 − a₂t³/3                                                                                       (4)

Эта запись показывает принципиальное отличие рассматриваемого подхода от простой линейной экстраполяции с постоянной скоростью. При ненулевых коэффициентах a1 и a2 скорость износа меняется во времени, поэтому прогноз толщины учитывает выявленную тенденцию.

4. Критерий предельного состояния и остаточный ресурс

Остаточный ресурс определяется как время, при котором прогнозируемая толщина достигает допустимого минимального значения:

δ(Tост) = δdop                                                                                                    (5)

где Tост — остаточный срок эксплуатации; δdop — допустимая минимальная толщина стенки.

После подстановки регрессионной модели условие принимает вид:

δизм − a₀Tост − a₁Tост²/2 − a₂Tост³/3 = δdop                                                                      (6)

Таким образом, остаточный срок эксплуатации является корнем уравнения относительно времени. В программной реализации расчёт выполняется численно с контролем физического смысла результата: рассматривается положительный временной интервал, а найденное значение проверяется подстановкой в прогноз толщины.

Если текущая толщина уже находится на уровне или ниже допустимого значения, положительный прогнозируемый ресурс отсутствует. Такой результат должен рассматриваться как сигнал для дополнительной оценки технического состояния, а не как обычное числовое значение.

5. Учёт неопределённости

Результат оценки ресурса зависит от неопределённости исходной толщины, результатов коррозионного мониторинга и параметров регрессионной модели. Поэтому полученное значение Tост следует рассматривать как оценочный показатель, а не как абсолютно точную дату достижения предельного состояния.

Для отдельного результата скорости коррозии относительная неопределённость может быть связана с неопределённостями потери массы, площади, плотности и времени экспозиции. При переходе от скорости к прогнозу толщины дополнительное влияние оказывают параметры регрессии и экстраполяция за пределы диапазона наблюдений.

Практически это означает, что увеличение объёма качественных наблюдений повышает устойчивость прогноза, тогда как слишком далёкая экстраполяция уменьшает его достоверность. В программной системе параметры, относящиеся к измерительной методике и справочным ограничениям, не должны вводиться оператором произвольно.

6. Реализация метода в программном комплексе

Предложенная процедура реализована в разработанном программном обеспечении для Windows. Интерфейс позволяет выбрать участок трубопровода и использовать накопленную историю мониторинга именно этого участка. Данные хранятся в базе SQLite, что обеспечивает сохранение исходных измерений и рассчитанных показателей.

Алгоритм обработки имеет следующую последовательность: выбор участка; получение текущих и исторических данных; расчёт скорости коррозионного износа; формирование временного ряда; построение регрессионной зависимости; расчёт коэффициента R²; прогноз толщины; сравнение с δdop; определение Tост; вывод результата и графической интерпретации.

Важным элементом является разделение измерительной и прогнозной частей. Образец-свидетель не даёт непосредственно остаточный ресурс: он обеспечивает исходное наблюдение о коррозионном воздействии. Ресурс появляется только после обработки накопленного массива и сравнения прогноза толщины с критерием предельного состояния.

Таблица 1.

Последовательность формирования оценки остаточного ресурса

7. Расчётный пример

Для демонстрации метода рассмотрим условный участок с текущей толщиной стенки 5,00 мм и допустимой минимальной толщиной 3,50 мм. Пусть после обработки накопленных наблюдений получена модель скорости коррозионного износа v(t) = 0,025 + 0,002t + 0,0005t², где время выражено в годах. Подстановка в уравнение прогноза даёт:

δ(t) = 5,00 − 0,025t − 0,001t² − 0,0001667t³                                                                           (7)

Остаточный ресурс определяется из условия δ(t) = 3,50 мм. Решение этого уравнения даёт положительный корень примерно 7,0 года. Следовательно, в рамках данного условного примера прогнозируемое достижение принятого критерия происходит приблизительно через семь лет. Пример предназначен исключительно для демонстрации алгоритма и не является производственным результатом.

При практическом применении в расчёт подставляются фактические значения конкретного участка, полученные из накопленной базы мониторинга. Поэтому итоговый ресурс должен сопровождаться указанием исходного участка, даты расчёта, используемого периода наблюдений и качества регрессионной аппроксимации.

8. Обсуждение и ограничения

Предлагаемый подход позволяет связать результаты периодического коррозионного мониторинга с задачей оценки остаточного ресурса. Его преимуществом является отказ от предположения о неизменной скорости коррозии на всём прогнозном интервале. Регрессионная зависимость учитывает изменение показателя во времени, выявленное по накопленным наблюдениям.

Одновременно метод имеет ограничения. Полиномиальная модель не должна применяться без достаточного количества качественных наблюдений. Кроме того, экстраполяция за пределы диапазона исходных данных потенциально менее надёжна, чем интерполяция. Изменение режима эксплуатации, состава среды, температуры или других факторов также может нарушить ранее выявленную тенденцию.

Поэтому расчётный остаточный ресурс следует использовать как элемент системы технического контроля. При существенном изменении условий эксплуатации или появлении признаков локального повреждения необходимы дополнительные диагностические мероприятия.

Заключение

Сформирован подход к оценке остаточного ресурса газоконденсатопровода на основе накопленных результатов коррозионного мониторинга. В качестве исходной информации используются данные образцов-свидетелей, по которым определяется скорость коррозионного износа. Накопленные результаты рассматриваются как временной ряд, на основании которого строится регрессионная модель.

Для прогноза толщины предложено интегрирование изменяющейся во времени скорости коррозии. Остаточный ресурс определяется по моменту достижения прогнозируемой толщиной стенки допустимого минимального значения. Такой подход позволяет учитывать изменение скорости износа и не сводить расчёт к постоянной линейной скорости.

Практическая реализация в программном комплексе обеспечивает хранение истории по отдельным участкам, автоматизацию расчётных операций и визуальное представление прогноза. При этом результат должен интерпретироваться с учётом качества исходных данных, неопределённости измерений и ограничений экстраполяции.

Список литературы:

1. Журнал «Нефтяное хозяйство»: сведения о журнале, тематические рубрики, заявленные специальности ВАК и порядок рецензирования.
2. ГОСТ 9.908-85. Единая система защиты от коррозии и старения. Металлы и сплавы. Методы определения показателей коррозии и коррозионной стойкости.
3. ГОСТ Р 9.905-2007. Единая система защиты от коррозии и старения. Методы коррозионных испытаний. Общие требования.
4. ГОСТ Р 8.736-2011. Государственная система обеспечения единства измерений. Измерения прямые многократные. Методы обработки результатов измерений. Основные положения.
5. Абдуллин И.Г., Давыдов С.Н., Худяков М.А., Кузнецов М.В. Коррозия нефтегазового и нефтегазопромыслового оборудования. — Уфа: Изд-во Уфимского нефтяного института, 1990.
6. Немов В.А. и др. Коррозия и защита металлов: учебное пособие. — Хабаровск: Изд-во ТОГУ, 2015.
7. Медведева М.Л. Коррозия и защита оборудования при переработке нефти и газа. — М., 2005.
8. Тюсенков А.С. Коррозия и защита нефтегазового оборудования: электронное учебное издание. — Уфа: ИДПО УГНТУ, 2023.