На правах рукописи

ПАХОТИН Павел Александрович

РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИИ ДИСТАНЦИОННОГО

ЭЛЕКТРОМАГНИТНОГО ДИАГНОСТИРОВАНИЯ ПОДВОДНЫХ

ПЕРЕХОДОВ НЕФТЕ- И ГАЗОПРОВОДОВ

Специальность 25.00.19 – Строительство и эксплуатация

нефтегазопроводов, баз и хранилищ

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Санкт-Петербург - 2013

Работа выполнена в федеральном государственном бюджетном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Национальный минерально-сырьевой университет «Горный».

Научный руководитель:

доктор геолого-минералогических наук, профессор Крапивский Евгений Исаакович

Официальные оппоненты:

Семенов Владимир Всеволодович доктор технических наук, профессор, ООО «Диагностические системы», заместитель директора по науке Демченко Наталья Павловна кандидат технических наук, доцент, ФГБОУ ВПО «Ухтинский государственный технический университет», кафедра «Геофизических методов, геоинформационных технологий и систем», доцент

Ведущая организация: ОАО «Гипрониигаз»

Защита состоится 20 июня 2013 г. в 17 ч на заседании диссертационного совета Д 212.224.10 при Национальном минеральносырьевом университете «Горный» по адресу: 199106 Санкт-Петербург, 21-я линия, дом 2, ауд. 1166.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Национального минерально-сырьевого университета «Горный».

Автореферат разослан 17 мая 2013 г.

УЧЕНЫЙ СЕКРЕТАРЬ НИКОЛАЕВ

диссертационного совета Александр Константинович

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы исследований Количество отказов подводных переходов нефте- и газопроводов в расчете на мерную длину трубопровода больше частоты отказов магистральных нефте- и газопроводов в 1,3 раза. В связи с повышенными экологическими рисками к безопасности и надежности подводных переходов трубопроводов предъявляются повышенные требования.

Диагностика подводных переходов с целью определения их технического состояния является сложной задачей. Водолазное обследование очень дорого и трудоемко. Не всегда возможно получить доступ к трубопроводу для контактной диагностики, особенно уложенному в траншею. Для внутритрубной диагностики необходимо иметь камеры приема-запуска на берегах водной преграды, но большинство подводных переходов (за исключением крупных водоемов) ими не оборудовано.

Поэтому разработка дистанционного электромагнитного диагностирования подводных переходов нефте- и газопроводов является важной задачей.

Проведение дистанционного обследования целесообразно при непрерывном движении с автоматической записью всех исследуемых параметров с плавательного средства и желательно без участия оператора.

Большой вклад в развитие методов дистанционного контроля трубопроводов внесли следующие ученые и специалисты: Абакумов А.А., Агиней Р.В., Дубов А.А., Демченко Н.П., Елисеев А.А., Ивлиев Е.А., Крапивский Е.И., Кулеев В.Г., Логачев А.А., Ломтадзе В.В., Мамонтов Ю.М., Мужицкий В.Ф., Некучаев В.О., Семенов В.В., Kneller E., Mager A. и многие др.

Изложенное выше свидетельствует о том, что методическое обеспечение, разработка технологий и оснащение соответствующими средствами дистанционного контроля технического состояния подводных переходов трубопроводов для их безопасной эксплуатации являются актуальными.

Цель диссертационной работы Обоснование технологии дистанционного магнитного и электромагнитного диагностирования подводных переходов нефте- и газопроводов при непрерывном движении измерительной аппаратуры.

Основные задачи исследования 1. Обосновать необходимость одновременного исследования магнитных и электромагнитных полей подводных переходов нефте- и газопроводов для диагностирования их технического состояния в движении.

2. Повысить точность диагностирования путем исследования влияния наклона, поворота и вращения датчиков аппаратуры в процессе измерения электромагнитного поля подводных переходов нефте- и газопроводов при определении их пространственного положения, состояния изоляционного покрытия и введения необходимых поправок в измеряемые величины.

3. Исследовать влияние наклона, поворота и вращение датчиков аппаратуры в процессе измерения магнитного поля подводных переходов нефте- и газопроводов при определении их напряженного состояния и разработать методику введения поправок в результаты измерения магнитного поля, с использованием показаний электромагнитного канала аппаратуры 4. Разработать технологию дистанционного магнитного и электромагнитного диагностирования подводных переходов нефте- и газопроводов.

5. Выполнить технико-экономическое обоснование эффективности применения технологии дистанционного магнитного и электромагнитного контроля подводных переходов нефте- и газопроводов.

Диагностирование одновременно нескольких параметров магнитного и электромагнитного поля подводных переходов нефте- и газопроводов позволяет осуществлять контроль пространственного местоположения, состояния изоляционного покрытия и определять участки напряженного состояния подводного перехода при непрерывном движении измерительной аппаратуры.

Научная новизна работы 1. Обосновано комплексное обследование технического состояния подводных переходов нефте- и газопроводов при непрерывном движении измерительной аппаратуры, основанное на измерении в двух точках пространства трех составляющих вектора постоянного магнитного поля и трех составляющих вектора переменного магнитного поля при помощи датчиков, конструктивно совмещенных в двух блоках аппаратуры.

2. Получены новые зависимости взаимно ортогональных составляющих вектора напряженности постоянного и переменного магнитного поля от пространственного местоположения, состояния изоляционного покрытия и напряженного состояния подводного перехода нефте- и газопровода.

Защищаемые научные положения перпендикулярных датчиков переменного магнитного поля, расположенных в двух точках пространства и двух совмещенных с ними трехкомпонентных магниторезистивных датчиков постоянного магнитного поля позволяет проводить диагностирование технического состояния подводного перехода нефте- и газопровода при непрерывном движении измерительной аппаратуры.

2. Введение поправок в измеряемые магнитное и электромагнитное поля, которые учитывают поворот, наклон и вращение датчиков аппаратуры, позволяет с достаточной для практического применения точностью (5-10 см) определять пространственное местоположение, исследовать нарушения изоляционного покрытия и участки напряженного состояния подводных переходов нефте- и газопроводов при непрерывном движении измерительной аппаратуры.

Методика исследований В основу проведенных исследований положен системный подход к изучаемому объекту. При решении поставленных задач использован комплексный метод исследований: обобщение и анализ теоретических и экспериментальных трудов в области электромагнитной диагностики трубопроводов, а также исследования по обоснованию технологии диагностирования подводных переходов нефте- и газопроводов.

Достоверность полученных результатов и научных положений доказана сходимостью теоретических и экспериментальных результатов при проведении лабораторных экспериментов, математического моделирования и анализа полевых исследований с применением методов регрессионного анализа.

Практическая ценность работы Разработанная технология дистанционного электромагнитного диагностирования подводных переходов нефте- и газопроводов позволяет с достаточной для практического применения точностью (5-10 см) определять пространственное положение подводного перехода, места и размер нарушений изоляционного покрытия и участки напряженных состояний подводного перехода трубопровода.

Апробация технологии была проведена в полевых условиях на следующих объектах:

1.Распределительный трубопровод высокого давления (г. Москва, ОАО «Газпром газораспределение»);

2.Трубопроводный полигон (ОАО «Гипрониигаз», г. Саратов);

3.Подводный переход газопровода через р. Москва (ООО «Подводгазэнергосервис», г. Москва);

4.Подводный переход «Северо-Европейского газопровода» через о.

Ушаковское (ООО «Подводгазэнергосервис», г. Выборг);

5.Полигон (ЗАО ИЦ «ВНИИСТ-ПОИСК», г. Москва);

6.Подземные и подводные трубопроводы ГУП «Водоканал» (ООО «Аква-Икс», г. Санкт-Петербург);

экспериментальных исследований, выводы и рекомендации докладывались на:

1. Научно-техническая конференция. Доклад “The complex of remote electromagnetic diagnostics of marine pipelines”. Фрайбергская горная академия, г. Фрайберг, Германия, июнь 2011 г;

2. Научно-техническая конференция. Стажировка «Современные технологии освоения месторождений углеводородного сырья». Доклад “Complex distance and in-line inspection of underwater gas pipeline”. Краковская горная академия. г. Краков, Польша, ноябрь 2011г;

3. Парижская горная школа “Ecole des Mines de Paris”. Тема круглого стола «Перспективы развития топливно-энергетического комплекса и обеспечение энергетической безопасности стран ЕС», г. Париж, Франция, апрель 2012г;

4. VI Международная учебно-научно-практическая конференция, Уфа, 2010 г;

5. XXXIX Неделя науки СПбГПУ. Международная научнопрактическая конференция, Санкт-Петербург, 6-11 декабря 2010.

6. Межрегиональный научно-практический семинар «Рассохинские чтения», Ухта, 2011г;

По теме диссертации опубликовано 9 научных работ, из которых работы в изданиях, входящих в перечень научных изданий, рекомендованных ВАК Минобрнауки России.

Личный вклад соискателя состоит в постановке задач исследований, проведении лабораторных и полевых экспериментов, разработке и обосновании технологии дистанционного комплексного магнитного и электромагнитного диагностирования подводных переходов нефте- и газопроводов. Проведение технико-экономического обоснования технологии.

Реализация результатов работы Разработанная технология дистанционного электромагнитного диагностирования подводных переходов нефте- и газопроводов может быть использована на нефтегазотранспортных предприятиях, а также в компаниях, проводящих диагностику и обследования нефте- и газопроводов.

Структура и объем работы Диссертация состоит из введения, шести глав, заключения, изложена на 137 страницах текста, содержит 46 рисунков, 14 таблиц, список использованных источников из 92 наименований.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении приведена общая характеристика работы, обоснована ее актуальность, определены цель, идея, задачи работы, изложены защищаемые положения, научная новизна и практическая значимость.

В первой главе проведен анализ состояния теоретических и экспериментальных исследований в области магнитной и электромагнитной диагностики подземных и подводных переходов трубопроводов.

Определили основные направления и современный уровень развития средств и методов дистанционного контроля трубопроводов и внесли большой вклад в развитие магнитных и электромагнитных методов следующие ученые и специалисты: Абакумов А.А., Агиней Р.В., Акулов Н.С., Альбанова Е.В., Андреева Е.Г., Велиюлин В.И., Галлямов И.И., Герасимов В.Г., Глазунов В.В., Григорович К.К., Дубов А.А., Демченко Н.П., Дягилев В.Ф., Елисеев А.А., Зацепин Н.Н., Ивлиев Е.А., Клюев В.В., Кобрунов А.И., Комаров В.А., Крапивский Е.И., Кулеев В.Г., Логачев А.А., Ломтадзе В.В., Мамонтов Ю.М., Михайлов М.И., Михановский В.И., Мужицкий В.Ф., Некучаев В.О., Петров Н.А., Сапожников А.Б., Семенов В.В., Сухоруков В.В., Тамм И.Е., Федосенко Ю.К., Хариновский В.В., Шатерников В.Е., Шкатов П.Н., Kneller E, Mager A., Бэкман В., Швенк В. и многие др.

В анализируемых работах дистанционному техническому диагностированию подводных переходов нефте- и газопроводов не уделено достаточного внимания.

Проведенный анализ показал необходимость разработки комплексной магнитной и электромагнитной технологии определения пространственного местоположения, оценки состояния изоляционного покрытия и напряжений подводных переходов нефте- и газопроводов. Для исключения пропусков нарушений изоляции и напряженного состояния нефте- и газопроводов диагностирование должно выполняться при непрерывном движении измерительной аппаратуры.

Во второй главе представлено краткое описание аппаратурного комплекса, использованного при изучении магнитных и электромагнитных полей подводных переходов трубопроводов.

В 2009 г. по ТЗ Горного университета компанией ЗАО «ИЦ «ВНИИСТ-ПОИСК» была создана аппаратура для дистанционного магнитометрического и электрометрического диагностирования трубопроводов (АЭМД) при непрерывном движении со скоростью до 5 км/ч (рисунок 1). С 2010 года автором диссертационной работы разрабатывается технология определения технического состояния подводных переходов трубопроводов в полевых условиях.

АЭМД содержит 6 взаимно ортогональных магниторезистивных датчиков постоянного и низкочастотного переменного магнитного поля, взаимно ортогональных индукционных датчиков переменного электромагнитного поля, акселерометр, одометр и другие устройства.

Отечественных и зарубежных аналогов не имеет.

В третьей главе приведены экспериментальные исследования переменных электромагнитных полей подземных и подводных переходов трубопроводов. Предложено использовать три взаимно перпендикулярные магнитные и индукционные антенны – вертикальную, горизонтальную поперечную и горизонтальную продольную, расположенные в двух точках околотрубного пространства перпендикулярно оси трубопровода.

Рисунок 2 – Трасса трубопровода расположена между блоками Для индукционных взаимно-перпендикулярных антенн получена формула для определения глубины залегания h и расстояния до оси трубопровода l:

где l – расстояние между блоками катушек; h-глубина залегания трубопровода; – расстояние блоков катушек до трассы трубопровода;

Е1, Е2, Е3, Е4 действующие значения ЭДС в катушках индуктивности, l1 и l – расстояния до оси трубопровода, l – расстояние между обеими тройками катушек индуктивности. Знак зависит от взаимного расположения датчиков и трубопровода Вышеприведенные алгоритмы заложены в методики определения местоположения трубопровода. Измеряемые и вычисляемые величины: компонент напряженности постоянного магнитного поля, их разности, модуль полного вектора, 6 компонент индукции переменного электромагнитно поля (на частоте генератора), угол поворота, угол наклона, угол вращения, пройденное расстояние, затраченное время, атенюация, сопротивление изоляционного покрытия, сила тока, расстояния от оси трубопровода до аппаратуры по вертикали и горизонтали.

Получение магнитограмм может осуществляться не только в функции пути, но и в функции времени, при этом шаг сканирования по пути 0,1 м, а по времени 55мс. Шаг сканирования и вид сканирования (по пути или времени) задается оператором.

электромагнитного канала аппаратуры необходимо вводить поправки, введение которых позволяет существенно повысить точность измерений при экстремальных условиях (волнение воды, залесенность местности и др.) Графики абсолютных и относительных погрешностей приведены на рисунках 3 и 4.

погрешность, м Абсолютная Рисунок 3 –Зависимость абсолютной погрешности определения пространственного положения подводного перехода нефте- и газопровода от горизонтального смещения относительно оси трубопровода погрешность, % Относительная Рисунок 4 – Зависимость относительной погрешности определения пространственного положения подводного перехода нефте- и газопровода от горизонтального смещения относительно оси трубопровода смещение Lот оси, м Горизонтальное Рисунок 5 – Зависимость погрешности определения горизонтального смещения от оси подводного перехода трубопровода в зависимости от Анализ результатов исследования изоляционного покрытия подводного перехода газопровода через озеро Ушаковское показал, что введение поправок в определение силы тока, сопротивления изоляции и аттенюации газопровода, учитывающих поворот и наклон датчиков позволяет уменьшить относительную погрешность до 3-5 % (рисунок 6).

Alpha мБ/м Рисунок 6 - Результаты исследования состояния изоляционного покрытия подводного перехода трубопровода «Северо-Европейский газопровод», Ширина зеркала воды 98 м, глубина залегания подводного газопровода достигает 4,3 м. Диаметр газопровода 1220 мм. А – результаты исследований без введения поправок, Б – с учетом поправок. R – сопротивление изоляционного покрытия, масштаб 1:100000; alpha – аттенюация (коэффициент затухания силы тока), масштаб 1:200; I – сила тока, масштаб 1:200.

Затухание тока alpha, протекающего по трубопроводу вычисляется по известной формуле где i1 и i2 - токи, измеренные в точках 1 и 2 соответственно, мА; L1-2 расстояние между точками измерений этих токов, м; lg(i1/i2) - десятичный логарифм отношения измеренных токов.

Введение поправок в электромагнитное поле на поворот, наклон и вращение аппаратуры позволяет более достоверно определить пространственное положение, состояние изоляционного покрытия и напряженные состояния подводного перехода нефте- и газопровода.

Поскольку электромагнитный канал аппаратуры позволяет определить наклон и поворот аппаратуры, его показания можно использовать и для введения поправок в магнитный канал аппаратуры.

В четвертой главе представлены результаты исследования магнитного поля подводного перехода нефте- и газопровода, и результаты физического и математического моделирования магнитного поля подводных переходов нефте- и газопроводов. Магнитное поле реального трубопровода исследовалось с помощью набора постоянных магнитов NeFe-B аппаратурой Pipe-Mag. Его результаты сопоставлялись с известными теоретическими расчетами.

В связи с отсутствием аналитических выражений для магнитного поля трубопровода конечной длины, были проведены экспериментальные исследования магнитного поля постоянных магнитов магнитометром PipeMag (рисунки 7, 8) и математическое моделирование в лицензионном программном комплексе ANSYS 13 отрезка трубопровода длиной 10 м и диаметром 0,1 м (рисунок 9). Сопоставление результатов подтвердило целесообразность физического и математического моделирований магнитных полей трубопроводов.

Рисунок 7– Составляющие вектора индукции магнитного поля постоянных магнитов. А-измерение 3-х магнитов; Б-измерение 4-х магнитов.

Рисунок 8– Модуль полного вектора индукции 5-и магнитов. А-измерения поперек физической модели; Б-измерения вдоль физической модели Рисунок 9– Математическое моделирование модуля полного вектора магнитной индукции отрезка трубопровода L=10м, D=0,1м, поперек оси В результате численного моделирования получены графики магнитного поля от полых цилиндров конечной длины, имитирующих секцию подводного перехода нефте- и газопровода. Расчеты в программном комплексе ANSYS совпадают с расчетами по аналитическим формулам и результатами физического моделирования. Расхождения можно объяснить конечной длиной ферромагнитного цилиндра.

Результаты расчетов свидетельствуют возможности и целесообразности математического моделирования магнитных полей трубопроводов с дефектами (каверны, сварные швы, овальность) и участками напряженного исследования показали, что для повышения точности измерении индукции постоянного магнитного поля необходимо вводить вертикальной плоскости вокруг горизонтальной оси;

-поворот горизонтальной плоскости вокруг вертикальной оси.

Эти величины определяются по показаниям электромагнитного канала аппаратуры.

Рисунок 11 – Определение коэффициентов поправок в магнитное поле в зависимости от поворота датчиков аппаратуры вокруг вертикальной оси Значение компонент магнитного поля с учетом поправки рассчитывается по формуле:

где – величина индукции вертикальной составляющей магнитного поля с учетом поправки, – величина индукции вертикальной составляющей магнитного поля измеренная без учета поправки; – угол поворота датчиков аппаратуры в горизонтальной плоскости; – коэффициент поправки на поворот датчиков аппаратуры в горизонтальной плоскости; – постоянная величина.

На рисунке 12 показано влияние введения поправок на точность получаемых данных. А - Компоненты магнитного поля подводного перехода. Изгибное напряженное состояние подводного газопровода (50- м, 115-125 м). Б - Компоненты магнитного поля подводного перехода с внесением поправок за наклон и поворот аппаратуры. Глубина залегания по всему участку подводного перехода достигает 9 м.

- - Рисунок 12- Измерение магнитного поля подводного перехода газопровода через р. Москва, ООО «Подводгазэнергосервис», г. Москва В пятой главе приводится описание разработанной технологии дистанционного электромагнитного диагностирования подводных переходов нефте- и газопроводов (методика применима и для подземных трубопроводов).

Схема технологии проведения работ по диагностике подводного перехода с использованием троса приведена на рисунке 13.

Рисунок 13 – Схема технологии диагностики с использованием троса над водой и под водой с применением герметизированного АЭМД 1. Подключить генератор тока к трубопроводу на берегу водной преграды. Осуществить заземление генератора тока.

2. Над водной преградой установить трос над осью трубопровода.

Закрепить датчик пути на тросе. Перпендикулярно тросу закрепить прибор с блоком питания прибора.

3. Включить прибор и начать протяжку прибора над поверхностью водной преграды. Протяжка может осуществляться как с противоположного берега тросом, так и с плавательного средства.

4. После окончания протяжки скопировать показания прибора в ноутбук. Для оценки воспроизводимости измерений они повторяются при обратной контрольной протяжке прибора.

5. Определить расстояние от оси датчика прибора до оси трубопровода по горизонтали. Определить расстояние от оси прибора до оси трубопровода по вертикали. Если расстояние по горизонтали превышает 4 м или погрешность воспроизводимости превышает 10%, уточнить положение несущего троса над осью трубопровода. Измерения повторить.

6. Если расстояние от датчика пути до трубопровода превышает м, измерения провести с погружением герметизированного прибора под воду. Трос натягивается непосредственно над поверхностью водной преграды или даже под водой. К прибору подвешивается алюминиевая (медная) цепь (трос) такой массы, чтобы прибор с цепью обладал небольшой отрицательной плавучестью. Это обеспечивает протяжку прибора непосредственно над поверхностью трубопровода.

Технология работ при проведении диагностирования подводного перехода с использованием плавсредства При использовании плавсредства из-за влияния течения реки и отсутствия видимости невозможно находится точно над осью подводного трубопровода (как это необходимо при использовании зарубежной аппаратуры RD 8000 или C-Scan 2010). Этот недостаток позволяет устранить разработанная аппаратура и технология. Она выглядит следующим образом.

1. Подсоединить генератор тока к трубопроводу на берегу водной преграды. Осуществить заземление генератора тока.

2. На носу катера, изготовленного из немагнитного материала, закрепить аппаратуру при помощи немагнитных креплений.

3. Начать непрерывную запись показаний электромагнитного поля (по времени или по пути). После окончания движения скопировать показания прибора в ноутбук. Повторить измерения при обратном контрольном движении плавсредства. После окончания движения скопировать показания прибора в ноутбук.

4. Определить расстояние от геометрического центра аппаратуры до оси трубопровода по горизонтали и вертикали. Если расстояние по горизонтали превышает 4 м или погрешность воспроизводимости превышает 10%, необходимо уточнить трассу движения плавсредства над осью трубопровода.

Данная технология позволяет проводить диагностирование подводного трубопровода на глубине до 10 м. Разрабатывается аппаратура для глубинных исследований.

Интерпретация результатов обследования нефте- и газопроводов комплексной магнитной и электромагнитной технологией заключается в следующем:

1. Предварительно определить пространственное местоположение подводного перехода трубопровода по показаниям электромагнитного канала аппаратуры.

2. Осуществить введение поправок в результаты определения пространственного положения подводного перехода по результатам экспериментальных исследований влияния поворота, вращения и наклона датчиков аппаратуры.

3. Предварительно определить состояние изоляционного покрытия подводного перехода трубопровода по утечке тока, протекающего по трубе.

4. Осуществить введение поправок в результаты предварительного определения состояния изоляционного покрытия, учитывающих расстояние от датчиков аппаратуры до трубопровода.

5. Предварительно оценить напряженное состояние подводного перехода нефте- и газопровода в вертикальной и горизонтальной плоскости.

6. Осуществить введение поправок в показания магнитного канала за наклон и поворот датчиков измерительной аппаратуры.

В шестой главе приведено технико-экономическое обоснование разработанной технологии. Судовой трассоискатель в традиционной методике обследования подводных переходов позволяет определять лишь пространственное местоположение подводного перехода. АЭМД в дополнение к этому определяет состояние изоляционного покрытия и напряженные состояния подводного перехода. Сопоставление проведено для обследования одной нитки подводного перехода длиной 250 м.

Применение разработанной технологии позволит сократить трудоемкость на определение пространственного местоположения подводного перехода на 50-60%, определить участки нарушения изоляции площадью более 5 см2, оценить напряженные состояния подводных переходов трубопроводов.

Разработанная технология дистанционного электромагнитного диагностирования подводных переходов нефте- и газопроводов позволит:

-сократить время на проведение диагностирования;

-сократить стоимость диагностирования;

-повысить достоверность диагностирования (исключить пропуски нарушений изоляции и определить размер нарушений);

-сократить количество используемого оборудования и штат персонала необходимого для диагностирования.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1. Обоснована необходимость одновременного исследования магнитных и электромагнитных полей подводных переходов нефте- и газопроводов при непрерывном движении измерительной аппаратуры, основанная на измерении в двух точках пространства трех составляющих вектора постоянного магнитного поля и трех составляющих вектора переменного магнитного поля при помощи датчиков, конструктивно совмещенных в двух блоках аппаратуры.

2. Получены поправочные коэффициенты путем исследования влияния наклона, поворота и вращения датчиков аппаратуры, вводимые в результаты измерения электромагнитного поля, которые позволяют повысить точность определения пространственного местоположения и состояния изоляционного покрытия подводных переходов нефте- и газопроводов с относительной погрешностью 8%.

3. Получены поправочные коэффициенты путем исследования влияния наклона, поворота и вращения датчиков аппаратуры, вводимые в результаты измерения магнитного полея, которые позволяют повысить точность определения напряженного состояния подводных переходов нефте- и газопроводов с абсолютной погрешностью 5-10 см.

4. Разработана технология (с использованием троса или катера) дистанционного магнитного и электромагнитного диагностирования подводных переходов нефте- и газопроводов, которая позволяет определять пространственное местоположение, напряженное состояние и места повреждения изоляционного покрытия с малой вероятностью пропуска дефектов вследствие непрерывного измерения составляющих магнитного и электромагнитного поля подводного перехода нефте- и газопровода при непрерывном движении измерительной аппаратуры.

5. Установлено, что применение разработанной технологии дистанционного электромагнитного диагностирования подводных переходов нефте- и газопроводов позволит сократить на 60% трудоемкость работ и получить точные данные о пространственном местоположении, состоянии изоляционного покрытия и напряженного состояния подводных переходов нефте- и газопроводов. Период окупаемости разработанной технологии составляет 3,4 года. Индекс доходности равен 3,71. Чистый дисконтированный доход на конец шестого года с применением разработанной технологии 3,02 млн. руб.

Основные положения и научные результаты опубликованы в работах:

дистанционной диагностики морских трубопроводов / П.А. Пахотин, Е.И. Крапивский // Газовая промышленность 06.660.2011 - С. 63-66.

2.Козачок М.В. Исследование влияния ультразвуковой кавитации на состояние нефтепровода при помощи комплекса дистанционной электромагнитной диагностики / М.В. Козачок, Е.И.

Крапивский, П.А. Пахотин // Горный Информационно-аналитический бюллетень, М.: МГГУ, 2011, №9 - С. 386-390.

3.Пахотин П.А. Обоснование технологии дистанционного электромагнитного диагностирования подводных переходов нефте- и газопроводов / П.А. Пахотин, Е.И. Крапивский // Горный Информационно-аналитический бюллетень, М.: МГГУ, 2013, №5 - С.

260-264.

4.Пахотин П.А. О возможности диагностики морских магистральных газонефтепроводов / П.А. Пахотин, Е.И. Крапивский // Трубопроводный транспорт 2010: Материалы VI Международной учебнонаучно-практической конференции, Уфа: Изд-во УГНТУ, 2010 - С. 97-99.

5.Пахотин П.А. Моделирование магнитного поля газонефтепровода постоянными магнитами и его измерение с помощью магнитометра PIPEMAG / П.А. Пахотин, Е.И. Крапивский // Трубопроводный транспорт 2010: Материалы VI Международной учебно-научно-практической конференции, Уфа: Изд-во УГНТУ, 2010 – С. 99-100.

6.Пахотин П.А. О роли диагностики морских магистральных газонефтепроводов / П.А. Пахотин, Е.И. Крапивский // XXXIX Неделя науки СПбГПУ. Материалы международной научно-практической конференции 6-11 декабря 2010 года. Часть 1 Инженерно-строительный факультет. СПб, Изд-во политехнического университета 2010. Стр. 13-14.

7.Пахотин П.А. Электромагнитный комплекс для дистанционной диагностики трубопроводов / П.А. Пахотин, Е.И. Крапивский, В.О.

Некучаев // Рассохинские чтения: материалы межрегионального семинара (4-5 февраля 2011 года) / под редакцией Н.Д. Цхадая. – Ухта: УГТУ, 2011.

- С. 291-296.

8.Крапивский Е.И. Дистанционная диагностика технического состояния подводных трубопроводов / Е.И. Крапивский, П.А. Пахотин // Надежность и безопасность магистрального трубопроводного транспорта:

материалы VII междунар. науч.-техн. конф., Новополоцк, 22-25 ноября 2011 г. / Полоц. Гос.ун-т; под общ. ред. д-ра техн. наук, проф В.К.

Липского. – Новополоцк, 2011 - С. 101-104.

9.P.Pakhotin. The complex of Remote Electromagnetic Diagnostics of Marine Pipelines / P.Pakhotin, E. Krapivsky // Scientific Reports on Resource Issues. 2011. Volume 1. International University of Resources. P. 230-233.