автореферат диссертации по разработке полезных ископаемых, 05.15.13, диссертация на тему:Разработка системы предупреждения отказов и продления срока службы магистральных нефтепроводов России

од

На правах рукописи

ЧЕРНЯЕВ КОНСТАНТИН ВАЛЕРЬЕВИЧ

РАЗРАБОТКА СИСТЕМЫ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ ОТКАЗОВ И ПРОДЛЕНИЯ СРОКА СЛУЖБЫ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ РОССИИ

Специальность 05.15.13. - Строительство и эксплуатация нефтегазопроводов, баз и хранилищ

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук

Уфа -1998

Работа выполнена в ОАО Центр технической диагностики

"Диаскан" Акционерной Компании по транспорту нефти "Транснефть"

доктор технических наук, профессор Галлямов А.К. академик АН РБ, профессор Гумеров А.Г. доктор технических наук, профессор Ясин Э.М. доктор технических наук, профессор Малюшин Н.А. Уральское объединение трубопроводного транспорта нефтепродуктов ОАО "Уралтранснефтепродукт"

Защита состоится »17» Шсн-Х. 1998 г. в /Учас.

на заседании диссертационного совета Д.063.09.02 в Уфимском Государственном нефтяном техническом Университете по адресу: 450062, г. Уфа, ул. Космонавтов, 1.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Уфимского Государственного нефтяного технического Университета.

Автореферат разослан " /4"' Л^ЛЛ- 1998 г.

Ученый секретарь диссертационного Совета доктор физико-математических наук, профессор

Научный консультант -

Официальные оппоненты

Ведущее предприятие -

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ Актуальность проблемы. Повышение требований безопасности для населения и экологии страны, усиление экономических санкций со стороны государства за их нарушение выдвинули необходимость разработки мероприятий по предупреждению отказов, продлению срока службы магистральных нефтепроводов (МН) в число первоочередных задач, стоящих перед нефтетранс-портными предприятиями России.

Проблема обеспечения безопасности эксплуатации и продления срока службы линейной части нефтепроводов всегда находилась в центре внимания Акционерной компании по транспорту нефти "Транснефть", ее дочерних акционерных обществ (Открытых Акционерных обществ магистральных нефтепроводов - ОАО МН), эксплуатирующих магистральные нефтепроводы России. Традиционно эта проблема решалась с помощью гидравлических переиспытаний нефтепроводов повышенным давлением и устранения выявленных при этом дефектов; проведением капитального ремонта со сплошной заменой труб или с заменой изоляционного покрытия.

Выбор участков нефтепровода для капитального ремонта производился на основе статистики аварий, результатов электрометрических измерений, данных визуального контроля при проведении шурфования. Ограниченность этой информации не позволяла достоверно и своевременно выявить те участки, которые в первую очередь нуждались в восстановлении их работоспособности. Кроме этого, проведение переиспытаний и сплошного капитального ремонта требовали больших материальных затрат и необходимости вывода нефтепровода на длительное время из эксплуатации.

Анализ состояния аварийности магистральных нефтепроводов показал, что к концу 80-х годов интенсивность потока отказов, аварий приобрела тенденцию к возрастанию. Это было обусловлено ростом аварийности на МН со сроками службы 15...20 лет и выше. С ростом срока эксплуатации нефтепроводов, постоянно находящихся под воздействием перекачиваемой нефти и окру-

жающей среды, увеличивается количество коррозионных и усталостных повреждений в металле труб. Эти повреждения снижают несущую способность линейной части МН по сравнению с проектной, что приводит к увеличению вероятности отказов.

Таким образом, применявшиеся ранее методы поддержания и восстановления работоспособности нефтепроводов были не в состоянии предупредить роста их аварийности по мере увеличения продолжительности эксплуатации. Кроме этого, создавшаяся в России с начала 90-х годов экономическая ситуация не позволила как по финансовым, так и по техническим возможностям использовать в дальнейшем технологию сплошного ремонта с заменой труб в качестве основного метода ремонта линейной части (ЛЧ) МН.

Научные разработки отечественных ученых (И.Г.Абдуллина, В.Л.Березина, П.П.Бородавкина, Л.И.Быкова, А.Г.Гумерова, А.П.Гусенкова, Э.М.Гутмана, Р.С.Зайнуллина, О.М.Иванцова, Н.А.Махутова, О.И.Стеклова, Э.М.Ясина и др.) и зарубежных исследователей в области обеспечения надежности и продления срока службы магистральных трубопроводов не охватывают всех вопросов решения данной проблемы.

Исчерпание возможностей традиционно применяемых средств по предотвращению аварий и прямых потерь нефти с ростом продолжительности эксплуатации МН, по обеспечению стабильности поставок нефти, потребовало поиска новых эффективных средств для решения всего комплекса перечисленных выше задач.

Целью диссертационной работы является разработка системы предупреждения отказов и продления сроков службы магистральных нефтепроводов России, которая позволит продлить их срок эксплуатации на период не менее 30 лет.

В работе решены следующие основные задачи.

- 1. На основе проведенного анализа состояния магистральных нефтепроводов, причин аварийности линейной части сформулированы основные положения системы предупреждения отказов и продления сроков службы МН, ко-

[ позволяет продлить их срок эксплуатации на период не менее 30 лет, не лая нормальный режим работы.

2. Разработана методология четырехуровневого интегрированного диаг-меского контроля МН с помощью внутритрубных инспекционных снаря-ВИС) и оценки их технического состояния по результатам диагностиро-

I.

3. Проведены натурные испытания на прочность труб с дефектами поте-;талла коррозионного и механического происхождения и на основе обоб-я их результатов разработана нормативная отраслевая методика оценки юсти дефектов МН по данным внутритрубных дефектоскопов. На основа-:татистического анализа диагностической информации 23 тыс. км обсле-шых МН АК "Транснефть" установлено, что в среднем опасными по ре-атам расчетов на прочность (требующими ремонта или снижения рабоче-вления) являются не более 1.5% дефектов от общего количества обнару-гмых дефектов, остальные 98.5% дефектов являются неопасными и не тот принятия срочных мер по ремонту.

4. Разработана методика прогнозирования индивидуального остаточного ica нефтепровода с трещиноподобными дефектами с учетом случайного :тера его нагружения, позволяющая определять интервальные оценки вре-безаварийной эксплуатации участков МН.

5. Разработана методика определения периодичности обследования маги-ьных нефтепроводов внутритрубными инспекционными снарядами, бази-(аяся на принципе балльной оценки факторов риска.

6. Проведены исследования эффективности существующих в настоящее [ в мировой практике методов ремонта магистральных трубопроводов без овки перекачки. Сравнительный анализ показал, что по комплексу техни-эномических критериев наиболее эффективной и перспективной техноло-шборочного ремонта является композитно-муфтовая технология (КМТ).

7. Проведены натурные испытания на прочность и долговечность труб с ;тами, отремонтированными по КМТ. Положительные результаты испы-

таний на трубах отечественного производства с наиболее опасными дефектами при наиболее неблагоприятных режимах нагружения доказали высокую эффективность КМТ по полному восстановлению прочности и долговечности отремонтированных участков нефтепроводов.

8. Разработана методика выборочного ремонта МН по результатам внут-ритрубной диагностики, определяющая наиболее эффективные методы ремонта для каждого вида дефектов в зависимости от их геометрических параметров.

Научная новизна.

В диссертации впервые получены следующие результаты.

1. Предложено решение задачи предупреждения отказов и продления срока службы магистральных нефтепроводов осуществлять на основе системного, комплексного подхода. Этот подход состоит в обнаружении в нефтепроводе средствами внутритрубной диагностики дефектов любого происхождения и ремонте их до того, как они получат развитие до критического состояния; предусматривает классификацию дефектов по степени опасности на основании результатов расчетов на прочность, составление программ ремонта на основе информации об опасных дефектах, проведение мониторинга за развитием остальных дефектов по результатам периодического диагностирования с использованием компьютерных банков данных.

2. Определены требования к функциям систем технического обслуживания и ремонта линейной части (JI4) МН. Установлено, что основной функцией системы технического обслуживания должно быть информационное обеспечение ремонта. Показано, что эта функция наиболее эффективно выполняется при использовании средств внутритрубной диагностики.

3. Сформулированы основные требования, обеспечивающие эффективность проведения внутритрубной диагностики; обоснована экономическая целесообразность применения снарядов высокого разрешения.

4. Разработана расчетная методика прогнозирования индивидуального остаточного ресурса нефтепровода в зонах трещиноподобных дефектов с учетом случайного характера нагружения.

5. Разработан методический подход определения периодичности диагностирования магистральных нефтепроводов внутритрубными инспекционными снарядами, основанный на анализе факторов риска эксплуатации.

6. Сформулированы основные требования к проведению выборочного ремонта. Показано, что этим требованиям в наибольшей степени отвечает технология композитно-муфтового ремонта, эффективность которой для широко--о круга наиболее опасных дефектов подтверждена результатами натурных испытаний.

7. Разработана методика выбора ремонтной технологии дефектных участков магистральных нефтепроводов по результатам внутритрубной диагностики, определяющая состав работ по техническому обслуживанию и ремонту нефтепроводов, проводимых на основе диагностической информации.

На защиту выносятся результаты научного обобщения разработок в области повышения надежности эксплуатации систем магистральных нефте-троводов на основе использования внутритрубных инспекционных снарядов и >ффективных методов ремонта.

Практическая ценность работы.

Результаты данной работы позволили на принципиально новом высоком фовне, с использованием системного подхода осуществить на практике решение задач по предупреждению отказов и продлению срока службы магистральных нефтепроводов благодаря созданию эффективной системы их техническо-"О обслуживания и ремонта. Для этого при непосредственном участии автора >ыл разработан ряд нормативно-методических документов:

- на основе обобщения результатов испытаний труб с различными дефек--ами разработана и совершенствуется нормативная методика оценки опасности дефектов по данным внутритрубных дефектоскопов;

- на основе анализа состава дефектов, обнаруживаемых при внутритруб-юй диагностике, внесены предложения в проект Закона о трубопроводном ранспорте и в СНиП на строительство магистральных трубопроводов, направ-¡енные на обеспечение их эксплуатационной надежности;

- разработан, согласован Госгортехнадзором России и утвержден в АК "Транснефть" руководящий документ: "Нормы периодичности обследования магистральных трубопроводов внутритрубными инспекционными снарядами" (РД 153-39-029-98);

- на основе сравнительного анализа различных технологий выборочного ремонта разработано технико-экономическое обоснование приобретения технологии ремонта магистральных нефтепроводов, согласованное ведущими научно-исследовательскими организациями отрасли и утвержденное АК "Транснефть";

- на основании проведенных натурных прочностных испытаний труб отечественного производства с опасными дефектами, отремонтированными по КМТ, выпущен Итоговый Протокол по результатам испытаний, согласованный в Госгортехнадзоре РФ и утвержденный АК "Транснефть";

- на основании проведенных исследований выпущен отраслевой нормативный документ (РД 153-39-030-98) "Методы ремонта дефектных участков нефтепроводов по результатам внутритрубной диагностики".

Проведение ремонта по данным диагностирования многократно повысило его эффективность. В результате достигнуто существенное повышение надежности, снижение аварийности магистральных нефтепроводов. В 1997 г. количество аварий составило 0,06 аварий на 1000 км нефтепроводов в год по сравнению с 0,25 в 1993 г.

Апробация работы.

Основные результаты работы докладывались на: Международной бизнес-конференции "Нефть и газ-95" (Москва 1995г.), Научно-технической конференции "Диагностика магистральных нефтепроводов и технологического оборудования трубопроводного транспорта неразрушающими методами контроля (Москва, 1995г.), Международных деловых встречах "Диагностика-94", "Диагностика-95", "Диагностика-96", "Диагностика-97" (Ялта 1994, 1995, 1996, 1997 гг. соответственно), "Диагностика-98" (Сочи, 1998 г.), Международных научно-практических конференциях "Безопасность трубопроводов" (Москва

1995, 1997 гг.), Научно-практическом семинаре "Старение трубопроводов, технология и техника их диагностики и ремонта" (Москва, 1996 г.), научно-техническом семинаре "Передовые методы и средства защиты трубопроводных систем от коррозии" (Кострома, 1996г.), Четвертой Международной конференции "Транспортировка нефти и газа в бывшем Советском Союзе (Москва, 1996 г.), Международной конференции "Трубопроводный транспорт - связующее звено между производителями нефти и ее потребителями" (Москва, 1997г), Втором международном конгрессе "Новые высокие технологии для нефтяной и газовой промышленности и энергетики будущего" (Москва, 1997г), 6-ом Всероссийском совещании-семинаре "Совершенствование Государственного надзора за безопасностью эксплуатации магистральных трубопроводов" (Уфа, 1997 г.), совещании в Госкомитете по нефти и газу Украины (Киев, 1997 г.), совещании в Институте электросварки им. Е.О.Патона (Киев, 1997 г.), международной научно-производственной конференции "Основные проблемы эксплуатации магистральных нефтепроводов Казахстана" (Атырау, 1997г.), Международной конференции по диагностике трубопроводов (Хьюстон, 1998г.), Международной конференции "Трубопроводные проекты в России и СНГ" (Москва, 1998), Международной конференции "Коррозия - 98" (Львов, 1998 г), Международной конференции европейских нефтяных компаний по вопросам охраны окружающей среды (Брюссель, 1998 г).

Публикации. По теме диссертации опубликована 31 работа, в том числе 2 монографии и учебное пособие.

Структура и объем работы.

Диссертационная работа состоит из введения, 6 глав, выводов, списка использованных источников и приложений. Работа изложена на 348 страницах, включая 43 рисунка, 48 таблиц, 51 страницу приложений и список использованных источников из 239 наименований.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность работы, сформулированы цель и основные задачи, научная новизна и практическая значимость результатов проведенных исследований.

Первая глава диссертации посвящена разработке основных положений системы предупреждения отказов и продления срока службы магистральных нефтепроводов России.

Акционерная компания по транспорту нефти "Транснефть" эксплуатирует магистральные нефтепроводы России протяженностью 48,5 тыс. км, по которым осуществляется перекачка 99,5% добываемой в стране нефти.

Создание этой системы происходило преимущественно в период с 1950 но 1980 гг., при этом основная часть нефтепроводов была построена в 19601970 гг. в условиях необходимости транспортировки нефти от месторождений Западной Сибири в центральные регионы страны. Для этого периода характерно строительство ускоренными темпами нефтепроводов большого диаметра и большой протяженности.

В настоящее время состояние магистральных нефтепроводов, более половины которых находится в эксплуатации 25-30 лет и выше, характеризуется нарастанием объема неблагоприятно действующих факторов, обусловленных значительными сроками службы линейной части, протеканием процессов накопления коррозионных и усталостных повреждений в металле труб и сварных швах. Очагами указанных повреждений, как правило, служат различные дефекты, допущенные при производстве труб, при выполнении строительно-монтажных работ (СМР), участки отслоения и разрушения изоляционного покрытия.

В составе дефектов, служащих причинами отказов, можно выделить дефекты металлургического происхождения, дефекты труб, дефекты СМР. Наиболее распространенными металлургическими дефектами являются расслоения, включения. Особенно опасны скопления неметаллических включений на кромках листов, способствующие образованию трещин в процессе сварке. Де-

и

!кты, допущенные при производстве труб, связаны в основном с дефектами арных швов. Это подрезы, непровары, смещения кромок, резкие переходы от гайка шва к металлу трубы и т.п. К дефектам СМР относятся гофры, вмяти-[, царапины, риски. Значительную опасность представляют комбинирован-ie дефекты - глубокие острые риски (царапины) во вмятинах.

Нарушения технологии нанесения изоляционного покрытия, его повреж-ния в процессе СМР инициируют развитие коррозионных дефектов. Ско-сть развития коррозии на наружной поверхности трубопровода существенно зисит от условий его прокладки. В южных районах, где температура почвы лее высокая, количество коррозионных дефектов заметно выше, чем в цен-альных регионах России. Значительную роль также играет коррозионная ак-вность грунтов, состояние электрохимической и дренажной защит. На раз-тие коррозии на внутренней поверхности трубопровода большое влияние азывает уровень подготовки нефти к транспортировке. Наличие сероводоро-создает предпосылки для развития внутренней коррозии.

Анализ опыта эксплуатации показывает, что интенсивность потока отка-в после резкого всплеска в начальный период эксплуатации, вызванного убыми дефектами СМР и заводскими дефектами труб, затем быстро снйжа-ся и после нескольких лет эксплуатации начинает постепенно стабилизиро-гься. По истечении примерно 15...20 лет эксплуатации снова происходит ст интенсивности отказов, что связано с проявлением дефектов, которые ились очагами развития коррозионных и усталостных повреждений.

Значительный уровень отказов в начальный период эксплуатации, вы-анный наличием грубых дефектов изготовления, указывает на необходимость инятия действенных мер по проведению контроля и устранению таких деистов до ввода в эксплуатацию МН или в начальный период эксплуатации.

Ввиду случайного распределения дефектов труб и дефектов СМР, ис-льзования различных исходных материалов, различия в сроках и режимах сплуатации, в природно-климатических условиях, темпы протекания про-ссов накопления и развития повреждений для различных участков нефте-

проводов могут существенно отличаться. Поэтому состояние одних участко] может оказаться вполне удовлетворительным, других - может быть близким i критическому.

Усиление роли экономических факторов потребовало более полно учи тывать состояние нефтепровода при проведении работ по поддержанию егс длительной работоспособности. Для решения всего комплекса связанных < этим задач в ЛК "Транснефть" при непосредственном участии автора разрабо тана система предупреждения отказов и продления срока службы магистральных нефтепроводов. Исходные предпосылки этой системы базируются на том что в условиях локального развития коррозионных и усталостных повреждений для обеспечения работоспособности нефтепровода необходимо восстановление несущей способности только на тех конкретных участках, где произошла ее потеря или снижение до опасного уровня.

Разработанная система включает следующие основные положения:

- дефекты любого происхождения, способные привести к нарушении целостности нефтепровода, должны быть выявлены средствами внутритруб-ной диагностики и устранены при проведении ремонта до того, как получат опасное развитие;

- внутритрубная диагностика должна проводиться на протяжении всего жизненного цикла нефтепровода с определенной периодичностью;

- по результатам диагностического контроля должна производиться оценка опасности дефектов с использованием методик расчета на прочность;

- на основе данных об оценке опасности дефектов, особенностях их распределения по длине нефтепровода должны разрабатываться программы ремонта нефтепровода, назначаться (на период до проведения ремонта) безопасные режимы его эксплуатации;

- ремонт должен производиться с применением эффективных технологий, исключающих необходимость вывода нефтепровода из эксплуатации.

Реализация указанных положений определяет направление и состав ра-

г по предупреждению отказов и продлению срока службы магистральных })тепроводов, изложенных в последующих главах диссертации.

Во второй главе рассматриваются вопросы, связанные с оценкой техни-жого состояния линейной части магистральных нефтепроводов по результа-л внутритрубной диагностики.

Опыт, накопленный ОАО ЦТД "Диаскан" в процессе практической дея-шности, позволил сформулировать концепцию комплексного диагностиро-зия магистрального нефтепровода, направленную на обеспечение его надеж-сти и продление срока службы. В основу этой концепции положено выполнив следующих требований эффективности диагностики:

- проведение диагностирования без вскрытия (шурфования) нефтепровода и нарушения режима перекачки;

- обнаружение потенциально опасных дефектов всех типов;

- проведение сплошного диагностирования всей нефтепроводной системы с высокой производительностью;

- проведение диагностирования с определенной периодичностью;

- применение средств технической диагностики с высокой разрешающей способностью, позволяющей производить оценку опасности дефектов на основании расчетов на прочность;

- минимальные изменения в конструкции нефтепровода для осуществления пропуска диагностических снарядов.

Комплексное диагностирование участка магистрального нефтепровода шочает в себя 4 уровня контроля различными типами ВИС, обеспечиваю-1ми обнаружение и измерение дефектов различных типов с наиболее высо-й точностью и достоверностью:

1 - профилеметрия по определению дефектов геометрии труб: вмятин, фр, овальностей, сужений поперечного сечения;

2 - дефектоскопия по определению дефектов потери металла коррози-ного и механического происхождения, а также дефектов типа расслоений, лючений;

3 - дефектоскопия по определению поперечных трещин и трещинопо-добных дефектов в теле трубы и поперечных сварных швах;

4 - дефектоскопия по определению продольных трещин и трещинопо-добных дефектов в теле трубы и продольных сварных швах.

Проведение такого интегрированного четырехуровневого контроля позволяет выявлять потенциально опасные дефекты любых типов, могущие служить причинами аварий на магистральных нефтепроводах.

Для оценки степени опасности дефектов кроме достоверной оценки геометрических параметров необходимы также эффективные расчетные методики. При этом, чем точнее будет оцениваться опасность дефектов на стадии расчетного анализа, тем более обоснованно будет определяться необходимость ремонта этих дефектов.

На стадии проекта прочность магистрального трубопровода закладывается в соответствии с нормами СНиП 2.05.06-85. Возможность наличия дефектов в стенке трубы и сварных швах, их влияние на прочность трубопровода в этом нормативном документе не учитываются.

Вместе с тем, современные методы расчетного анализа позволяют проводить расчеты конструкций с дефектами на прочность и долговечность. При оценке прочности трубопроводов дефекты рассматриваются как концентраторы напряжений или как трещины. Соответственно в расчетах используются два критерия предельного состояния: образование макротрещины в наиболее нагруженной зоне (в вершине концентратора) и развитие макротрещины от исходного трещиноподобного дефекта. В первом случае расчеты сводятся к определению числа циклов до образования видимой усталостной трещины. Расчетное определение долговечности осуществляется по уравнениям кривых малоцикловой усталости с введением соответствующего запаса по долговечности. Во втором случае любой дефект независимо от его природы рассматривается как трещина. Долговечность определяется временем роста этой трещины иод. влиянием циклических нагрузок до критических размеров или до появле-

я сквозного повреждения. Критические размеры трещин определяются на нове принципов нелинейной механики разрушения.

Математические модели накопления повреждений и роста усталостных гщин, методы механики разрушения нашли применение в работах ИМАШ Л, ИПТЭР, ВНИИСТ, ВНИИГАЗ и др., посвященных методам оценки проч-сти и долговечности трубопроводов с дефектами. Это направление развито в удах отечественных ученых А.Г.Гумерова, А.ПГусенкова, Р.С.Зайнуллина, А.Махутова, О.И.Стеклова, М.Ф.Фокина и др., а также в работах зарубеж-[X исследователей А.Р.Даффи, Д.Ф.Кифнера, Г.Хана, М.Саррата, Розенфилда и др. Однако, практическое использование этих моделей, мето-в возможно только при наличии достоверной информации о геометрических раметрах дефектов и о других факторах.

При оценке прочности и долговечности трубопровода с дефектами важ-я роль принадлежит оценке напряженно-деформированного состояния зоны фекта. Для решения этой задачи используются различные расчетные и экспе-ментальные методы. В настоящее время значительное распространение почил метод конечных элементов, позволяющий определять напряженно-нормированное состояние тела произвольной формы с учетом упругопла-гаеских деформаций материала. На практике описание геометрии дефекта жет быть выполнено с такой точностью, с которой она может быть получе-существующими методами неразрушающего контроля. Кроме точного опи-1ия геометрии дефекта важно также иметь достоверную информацию о па-детрах других действующих факторов, таких как фактические свойства ма->иала в зоне дефекта, данные о накопленной повреждаемости, о коррозион-VI воздействии среды и т.д. В реальных условиях получить в полном объеме о необходимую информацию не представляется возможным.

Поэтому появилась задача: разработать методику расчета, которая позво-т бы в условиях неполноты информации с достаточной для инженерных це-'I точностью оценивать опасность дефектов, геометрические параметры ко-зых задаются по данным внутритрубных дефектоскопов.

Достоверность такой методики может быть обеспечена только на основе обобщения экспериментальных данных по результатам натурных испытаний труб отечественного производства с дефектами.

С этой целью нами были проведены необходимые экспериментальные исследования статической прочности натурных труб с дефектами потери металла коррозионного и механического характера. Всего было испытано 10 труб типоразмером 530x7, 530x9, 720x8.2 из отечественных марок сталей (17ГС и 19Г), из них - 2 с коррозионными дефектами, 8 - с механическими дефектами типа рисок, ориентированных в осевом направлении трубы. Катушки труб вырезались из труб аварийного запаса и из труб, бывших в эксплуатации на магистральных нефтепроводах. Трубы испытывались как непосредственно после нанесения дефектов, так и после предварительного малоциклового нагруже-ния, соответствующего 20-30 годам эксплуатации. Испытания труб проводились на статическую прочность до разрушения при нагружении внутренним давлением на специальной гидравлической установке. В результате испытаний экспериментально были получены значения разрушающих давлений в зависимости от геометрических параметров дефектов.

Проведение обследования нефтепроводов инспекционными снарядами "Ультраскан" потребовало создания методики оценки опасности дефектов потери металла и расслоений, обнаруживаемых этими снарядами. За основу этой методики был взят американский норматив ANSI/ASME B31G-1984, который был применен и адаптирован нами для отечественных трубных сталей, дефектов потери металла механического происхождения с учетом деформационного старения и эффектов накопления повреждений - на основе обобщения результатов статических испытаний труб с дефектами. Основные отличия разработанной нами методики от норматива ВЗ1G приведены в табл. 1.

В табл.2 приведено сравнение экспериментальных разрушающих давлений для 10 испытанных труб с расчетными разрушающими давлениями, полученными с использованием разработанной методики.

Основные отличия методики оценки опасности дефектов по данным внутри-

трубных дефектоскопов от норматива ВЗ Ю ___Таблица 1.

№ Параметры Норматив ВЗШ Методика оценки опасности дефектов по данным ВИС

1. Область применимости Коррозионные дефекты - Потери металла любого происхождения (коррозионные, механические, технологические) - Расслоения (в том числе, примыкающие к сварным швам и с выходом на поверхность)

2. Критерий предельного состояния для бездефектной трубы Недопустимые пластические деформации, соответствующие напряжениям 11 ■ (а 1.2 )тЬ Разрушение трубы, соответствующее напряжениям о-, /1.15

3. Критерий опасности дефектов Окружные напряжения, равные 072 ■ (а,; )ты Окружные напряжения, равные 0.9-(<г,

4. Аппроксимация площади дефектов Параболическая В зависимости от типа дефекта используется параболическая, прямоугольная, точная

5. Учет накопленных малоцикловых повреждений в вершине дефекта Не учитывается Для механических (металлургических) дефектов вводится дополнительный коэффициент запаса прочности «¿=1,1

6. Учет деформационного старения Не учитывается Коэффициент деформационного старения К3

Сравнение расчетных по методике оценки опасности дефектов и экспериментальных разрушающих давлений труб с дефектами потери металла коррозионного и механического происхождения

_Таблица 2.

Номер дефекта Параметры дефекта Расчетное разрушающее давление, МПа Фактическое разрушающее давление, МПа

ион

1к 0,75 0,65 8,3 9,6

2к 0,75 0,64 9,3 10,1

Зм 0,24 0,65 5,8 7,4

4м 0,69 0,22 6,3 6,6

5м 0,27 0,63 4,8 6,8

6м 0,26 0,62 5,1 6,9

7м 0,27 0,71 5,4 6,9

8м 0,23 0,68 5,3 6,9

9м 0,16 0,58 7,8 10,2

10м 0,20 0,46 9,0 11,0

Обозначения: £ - длина дефекта; Ц, - наружный диаметр трубы; 1гта1 - максимальная глубина дефекта; 8 - толщина стенки трубы. Индекс "к" в номере дефекта означает коррозионный дефект, индекс "м" - дефект потери металла механического происхождения.

Из анализа табл.2 следует, что во всех рассматриваемых случаях расчетная методика обеспечивает запасы по прочности (расчетное разрушающее давление ниже разрушающего давления при эксперименте), а также достаточную для практических расчетов точность (разница по сравнению с экспериментом составляет не более 20-25%). Выполнение первого условия необходимо для предотвращения аварий, обеспечения безопасной эксплуатации действующего нефтепровода при назначении расчетных допустимых давлений перекачки на участках с опасными дефектами.

Разработанная методика согласована с Госгортехнадзором РФ, утверждена в АК "Транснефть" и используется для оценки опасности дефектов, а также для определения необходимости ремонта нефтепровода. В составе "Отчета по результатам расчета прочности нефтепровода" в ОАО МН передается информация о всех опасных дефектах с соответствующими им допустимыми давле-

иями перекачки, график распределения опасных дефектов по длине участка ефтепровода и т.д.

По данным проведенного нами статистического анализа, в результате асчета на прочность 20 тыс. км МН, обследованных дефектоскопами Ультраскан", опасные дефекты распределились следующим образом: расслое-ия - 47.1%, коррозионные дефекты - 42.8 %, расслоения в околошовной зоне -.2%, расслоения с выходом на поверхность - 2.6%, риски (царапины) - 1.3%; ли по обобщенной классификации, половина всех дефектов - потери металла, ругая половина - расслоения.

Обобщение результатов проведенных нами дополнительных натурных спытаний труб с расслоениями и потерями металла, обобщение 3-летнего рактического опыта проведения прочностных расчетов по разработанной ме-одике, совершенствование алгоритмов схематизации дефектов в расчетных :оделях (в частности, переход на метод определения точной площади дефекта место ее параболической аппроксимации) позволили внести в методику ряд гочнений, направленных в целом на обоснованное снижение запасов прочного получаемых результатов расчета (допустимых давлений перекачки).

Результаты расчетов по уточненной методике, проведенных для 20 тысяч м МП, показали, что общее количество опасных дефектов сократилось в сред-ем на 60% и составило не более 1.5% от всех обнаруженных дефектов. При гом произошло перераспределение процентного состава опасных дефектов: отери металла (коррозия и риски) - 2/3 и расслоения (включая расслоения, римыкающие к сварным швам и с выходом на поверхность) - 1/3 от общего оличества опасных дефектов.

Таким образом, 1.5% от общего количества дефектов, обнаруживаемых ри внутритрубной диагностике, являются опасными по результатам расчетов а прочность и должны быть отремонтированы, либо, если их ремонт сразу не-эзможен, на участках с этими дефектами рабочее давление перекачки должно ыть снижено до уровня допустимого расчетного. Остальные 98.5% дефектов вляются неопасными и не требуют принятия срочных мер по ремонту.

При этом необходимо подчеркнуть, что применение снарядов высокого разрешения позволяет определять параметры и опасность дефектов без вскрытия нефтепровода, в то время как другими методами контроля это невозможно. Если сопоставить затраты на вскрытие всех и на вскрытие только опасных дефектов (вскрытие одного дефекта, по данным ОАО «Верхневолжские магистральные нефтепроводы», в среднем составляет 6800 рублей в новом масштабе цен), то разница в затратах характеризует экономический эффект от оценки технического состояния магистральных нефтепроводов на основе внутритруб-ной диагностики высокого разрешения и расчетов на прочность по разработанной методике.

Значительный интерес представляют данные статистического анализа результатов внутритрубной диагностики. Объектом анализа служила информация об обследовании дефектоскопом "Ультpacкaн-WM" 23 тыс. км магистральных нефтепроводов АК "Транснефть" от 530 до 1220 мм с различными сроками эксплуатации и условиями работы, расположенных в различных природно-климатических условиях. Таким образом, анализируемая выборка является представительной (половина от общей протяженности всех МН), охватывает все возможные изменения исследуемых параметров, следовательно, получаемые результаты будут статистически устойчивыми, типичными для трубопроводов подобных классов и могут служить в качестве оценки общего состояния линейной части всей нефтепроводной системы.

С увеличением возраста нефтепроводов количество труб с дефектами возрастает. Количество опасных дефектов также увеличивается с возрастом нефтепровода. При сроке службы менее 10 лет доля труб с опасными дефектами составляет сотые доли процента. Для возрастной категории свыше 30 лет эта доля увеличивается от 0,4% для нефтепроводов диаметром 530 мм до 1% для нефтепроводов диаметром 1020 мм.

Наиболее распространенными типами дефектов являются расслоения и дефекты потери металла, преимущественно коррозионного происхождения.

оличество коррозионных дефектов на наружной поверхности в среднем в три аза больше, чем на внутренней.

Приведенные данные свидетельствуют о необходимости повышения ка-гства, ужесточения контроля на всех стадиях изготовления труб и строитель-гва трубопровода - от получения металла, используемого для изготовления дета для труб, до нанесения изоляционного покрытия и укладки трубопровода траншею.

Эффективное решение задач по продлению срока службы магистральных гфтепроводов может быть выполнено только на основе мониторинга - анали-I изменения состояния этих объектов на протяжении всего периода эксплуа-щии. Для проведения такого анализа необходимо использовать результаты фиодически проводимого диагностирования, данные по авариям, отказам, эоектные данные, данные о свойствах материала труб и множество другой эгформации. Обработку и хранение все этой информации целесообразно осу-ествлять в компьютерных банках данных на основе рационально организо-шного программного обеспечения.

Проведение мониторинга должно обеспечить решение следующих ункциональных задач:

- выполнение идентификации и классификации дефектов на основе пер-гчных данных внутритрубной диагностики и получение исходных данных для [счета па прочность дефектосодержащего участка нефтепровода;

- выполнение расчетов на прочность и долговечность дефектосодержа-его участка нефтепровода;

- определение кинетики развития дефекта по результатам 2-х или более ¡следований с помощью ВИС различных типов;

- определение остаточного ресурса нефтепровода;

- выдача рекомендаций по режимам эксплуатации нефтепровода с де-:ктами и ремонту.

Организация мониторинга технического состояния магистральных неф-проводов на основе современных высоких технологий позволяет создать ин-

тегрированную информационную модель нефтепровода и обеспечить действенное функционирование системы предупреждения отказов и продления срока службы магистральных нефтепроводов АК "Транснефть".

Третья глава посвящена прогнозированию технического состояния линейной части магистральных нефтепроводов.

Одной из основных функций системы мониторинга является определение кинетики развития дефекта и определение остаточного ресурса нефтепровода, т.к. принятие того или иного технического решения должно основываться не только на анализе фактического состояния объекта, но и на анализе возможных последствий изменения его состояния.

Будем рассматривать задачу прогнозирования индивидуального остаточного ресурса нефтепровода, под которым понимается остаточный ресурс локального участка нефтепровода в зоне дефекта с учетом результатов впугри-трубной диагностики и особенностей эксплуатационной нагруженности рассматриваемого участка. Методы индивидуального прогнозирования базируются не только на статистических методах, но и на физических моделях отказов.

Физика отказов связана с процессами коррозионного износа и малоцикловой усталости. Вопросам прогнозирования развития указанных процессов в трубопроводах посвящены исследования многих авторов: И.Г.Абдуллина, А.Г.Гумерова, Э.М.Гутмана, Р.С.Зайнуллина, Н.А.Махутова и др. Но практическое использование этих методик, как правило, ограничивается дефицитом исходной информации.

Для формирования надежного прогноза технического состояния магистрального нефтепровода необходима обширная информация, основной состав которой можно распределить по трем группам:

1) данные о дефектах, их геометрических параметрах, расположению по длине нефтепровода и окружности труб;

2) данные о характере нагружения рассматриваемого участка (в каждом сечении);

3) данные о фактических механических характеристиках металла труб.

Информация первой группы стала доступной после внедрения внутри-трубной диагностики с применением снарядов высокого разрешения, при этом получение указанной информации регламентируется нормативными отраслевыми документами.

Получение информации второй и третьей групп в настоящее время представляет значительные сложности, носит случайный характер; технология получения этой информации (структура, качество, периодичность) не регламентирована нормативами.

В связи с этим, была поставлена задача анализа и обобщения существующих методов прогнозирования. На основе проведенных исследований была получена методика, позволяющая в первом приближении оценить индивидуальный остаточный ресурс нефтепровода. Наряду с этим, была сформирована концепция совершенствования методов прогнозирования технического состояния МН по мере накопления информации и развития системы мониторинга, основывающаяся на возможности сопоставления результатов прогноза и данных повторного обследования участка нефтепровода.

Развитие повреждений в нефтепроводах связано с протеканием коррозионных и усталостных процессов. Результаты проведенных исследований показывают, что уровень напряжений существенно влияет на интенсивность коррозии. При уровнях окружных напряжений, имеющихся в действующих нефтепроводах, скорость коррозии более чем в 1,5 раза превышает скорость коррозии ненапряженного элемента. Таким образом, и коррозионные и усталостные процессы в значительной мере зависят от уровня нагруженности нефтепровода. Поэтому без анализа уровня нагруженности, напряженно-деформированного состояния невозможно проведение прогнозирования технического состояния трубопровода.

Уровень напряженно-деформированного состояния, в свою очередь, зависит от давления перекачки, профиля (высотных отметок) трассы трубопровода и других причин. С точки зрения коррозионной повреждаемости более

опасными являются: пониженные участки трассы (ввиду возможности скош пия воды и развития внутренней коррозии), участки с компенсаторами, упр гими изгибами, переходы под автомобильными и железными дорогами, учас ки с агрессивными грунтами, подводные переходы. Результаты определен напряженно-деформированного состояния с учетом профиля трассы и оцен скорости коррозии с учетом напряженно-деформированного состояния и ги рогеологических особенностей позволяют сформировать прогноз коррозии малоцикловой усталости по трассе нефтепровода, ранжировать участки трасс по степени риска аварий.

При высоком уровне номинальных напряжений стенок труб, в вершин; острых локальных дефектов, являющихся концентраторами напряжений, во никают значительные деформации, что может привести к возникновению ма ротрещин уже в начальный период эксплуатации нефтепровода. На определе ной стадии развития эти трещины будут зафиксированы снарядо] дефектоскопом. В связи с этим возникает задача расчета циклической долг вечности нефтепровода в зависимости от размеров обнаруженных трещин (и: трещиноподобных дефектов).

Колебания нагрузки порождают рост обнаруженной трещины и измен ние во времени коэффициента интенсивности напряжений (КИН). В какой--момент времени КИН может превысить предельный уровень, следовательн необходимо либо определить вероятностные характеристики этого момен-времени, либо определить вероятность события, что в течение заданного вр мени эксплуатации нефтепровода КИН ни разу не превысит предельного зн чения. Таким образом, решение задачи о прогнозировании малоцикловой уст; лости трубы с трещиной по сути сводится к определению распределения абс< лютного максимума процесса изменения КИН. Следует отметить, что этот пр< цесс не будет стационарным, поскольку длина усталостной трещины може увеличиваться по мере роста срока эксплуатации.

Для получения оценки распределения абсолютного максимума с учетом естационарности процесса изменения КИН используются соотношения, полу-енные в работах А.С.Гусева.

Специфика трубопровода, как технического объекта, позволяет предстать напряжения в его произвольном сечении в виде

а(а,1) = С(а)-НО),

це 0(а) - детерминированная функция, зависящая от места расположения ассматриваемого сечения вдоль трассы трубопровода;

Н(0- функция, описывающая изменение уровня напора в начальном се-ении рассматриваемого эксплуатационного участка.

Это дает возможность свести решение задачи прогнозирования цикли-еской долговечности МН к последовательному решению более простых за-ач: анализу характера изменения напора на входе в рассматриваемый эксплуа-щионный участок, анализу изменения напряженно-деформированного со-гояния вдоль трассы нефтепровода, анализу живучести конструкции при слу-шном характере изменения внутреннего давления перекачки нефти.

На этапе анализа характера изменения напора предложено плотность определения размахов внутреннего давления представлять в виде ряда Эд-ворта. Анализ результатов расчетов по данной схематизации показал, что она эрошо описывает случайные процессы, характерные для реальных режимов 1 груженая магистральных нефтепроводов.

Таким образом, разработанные в третьей главе математические модели эзволяют, с одной стороны, получать первое приближение прогноза индиви-/ального остаточного ресурса нефтепровода с трещиной при случайном ха-(ктере изменения давления перекачки, с другой стороны, определять структу-г исходной информации, достаточной для формирования такого прогноза, го, в свою очередь, дает возможность совершенствовать систему прогнозных (енок в структуре мониторинга технического состояния магистральных неф-проводов и конкретизировать требования технических заданий на разработку

нормативной базы этой системы.

Четвертая глава посвящена решению задачи определения периодичности обследования магистральных нефтепроводов внутритрубными инспекционными снарядами.

Возникновение новых и возможное развитие обнаруженных ранее дефектов до состояния опасных вызывают необходимость проведения повторных пропусков ВИС. Вместе с тем, проведение внутритрубной диагностики является довольно сложным организационно-техническим и дорогим мероприятием и что по уровню исходной дефектности и темпам развития дефектов отдельные участки нефтепроводов могут существенно отличаться. Поэтому возникает необходимость решения задачи определения оптимальной периодичности диагностирования МН с помощью инспекционных снарядов высокого разрешения.

Определение периодичности диагностики напрямую связано с обеспечением надежности нефтепроводов. За время до очередной инспекции дефекты не должны получить опасного развития до критических размеров и стать причиной отказа (аварии) трубопровода. Кроме того, при оценке периодичности помимо данных о дефектах (состав, типы, плотность распределения, геометрические размеры, опасность дефектов, прогнозируемая скорость их развития) необходимо учитывать риск дальнейшей эксплуатации нефтепровода, зависящий в основном от тяжести последствий возможных аварий. Последнее в значительной мере связано с месторасположением исследуемого участка МН (потенциальной опасностью для жизни людей от выброса перекачиваемого продукта, затратами на устранение экологических последствий аварий и т.п.). Таким образом, определение периодичности диагностики требует учета влияния как факторов, определяющих возможность возникновения аварий, так и факторов, характеризующих величину ущерба от возможных аварий.

Данные статистики аварий, а также анализ механизмов возникновения и развития повреждений позволили выделить следующие основные группы факторов, определяющих возможность возникновения аварий на МН:

1) Факторы технического состояния, связанные с составом и геометрическими параметрами дефектов. Определяются в виде расчетных показателей прочности и долговечности участков труб с дефектами.

2) Конструктивно-технологические факторы, обусловленные характеристиками стали труб, возрастом трубопровода, толщиной стенки трубы, категорией участка трубопровода, наличием защитных покрытий.

3) Факторы эксплуатационной нагруженности, учитывающие уровень и цикличность давления, возможность возникновения гидроударов.

4) Факторы коррозионного воздействия, отражающие влияние коррозионной активности грунтов и перекачиваемого продукта, наличие и состояние изоляционного покрытия, наличие ЭХЗ, наличие мест выхода трубопровода на поверхность, температуру и влажность грунта.

5) Антропогенные факторы, определяющие вероятность повреждения нефтепровода в результате несанкционированных воздействий. Среди них определяющими являются плотность населения в зоне прокладки нефтепровода, наличие промышленных объектов и их инфрастуктуры.

6) Факторы природных воздействий, характеризующие возможность повреждения трубопровода в результате движения грунта. Определяются ланд-шафтно-геохимическим положением и гидрогеологическими условиями территории пролегания рассматриваемого участка МН.

Из этих 6 групп факторов первостепенное значение имеют факторы первой группы, основывающиеся на наиболее полной и достоверной информации о техническом состоянии нефтепровода - данных внутритрубной диагностики и результатах оценки опасности дефектов по разработанной методике.

К группе факторов, определяющих величину ущерба окружающей среде и населению от возможных аварий относятся:

1) Факторы, влияющие на объем разлива нефти и площадь загрязнения при авариях - связаны с типом разгерметизации, давлением перекачки, характеристиками системы автоматики. Площади аварийного загрязнения зависят от ландшафта и взаимного расположения места аварии с природными объекта-

ми. Аварии могут вызывать разливы нефти вдали от водных объектов, на под водных переходах, вблизи водоемов и болот.

2) Природно-климатические факторы, влияющие на величину ущерба ок ружающей среде. Уровень ущерба определяется на основе действующей нор мативной документации с учетом кадастровой оценки природных ресурсог действующих нормативов за ущерб флоре и фауне, загрязнение атмосферног воздуха. При расчете ущерба учитывается продолжительность негативног воздействия на окружающую среду.

3) Факторы, влияющие на величину убытков от простоя нефтепроводо при авариях - связаны с затратами на проведение ремонтно-восстановительны работ, со штрафными санкциями за недопоставку нефти, с дополнительным затратами на компенсацию объемов недопоставленной нефти.

На основании проведенного анализа с целью выбора методологии опр< деления периодичности диагностирования было получено следующее.

Обзор имеющихся в литературе методов оценки надежности трубопровс дов показал их сложность, трудность сбора необходимой информации, отсу ствие комплексного учета всех факторов, определяющих периодичность диа] ностики. Случайный характер большинства влияющих факторов и невозмоя ность достоверной оценки параметров воздействия среды делают невозмоя ным построение модели прогноза технического состояния участка МН, осш ванной на представлениях о механизме протекания физических процессо: Опыт создания подобных моделей показывает, что даже при небольшом ра' бросе исходных параметров такой модели, ее конечная прогнозируемая вел! чина может меняться в значительных интервалах принимаемых значений. Ahí логично можно сделать вывод о невозможности использования методов по: номасштабного количественного анализа риска, учитывающих оценку частот аварии и возможных показателей ущерба вдоль трассы МН.

Поставленная задача решена нами методом балльной оценки факторе риска, с использованием расчетных методик АК "Транснефть", определяют! опасность дефектов и остаточный ресурс нефтепровода в зоне дефекта по да]

ным внутритрубиых инспекционных снарядов.

На основании этого подхода разработана методика расчета периодичности диагностирования МН с помощью ВИС. В результате расчета периодичности диагностирования для каждого участка МН и для каждого типа снаряда должны быть определены следующие количественные показатели:

- показатель приоритетности Рг проведения внутритрубной диагностики участка МН, основанный на значении индекса риска Я, позволяющий ранжировать участки по степени опасности и определяющий очередность последующей диагностики;

- максимальный промежуток времени до очередной инспекции Тп.

Блок-схема определения показателей периодичности приведена на рис.1.

Формула для балльной оценки степени риска имеет вид:

где В - балльная оценка технического состояния линейной части нефтепровода, характеризующая возможность возникновения аварии;

{1 - балльная оценка последствий аварийных разливов нефти с точки зрения материального и экологического ущерба.

Балльная оценка возможности возникновения аварий на участке МН производится для рассмотренных выше групп факторов по формуле:

где Ву - балльная оценка (но 10-балльной шкале) фактора Р с индексом Ш)> У ~ номер фактора в группе факторов Грь / - номер группы фактора (всего 6 групп), р,, <7,у - весовые коэффициенты группы факторов и каждого фактора, соответственно.

д = л-е,

¡=6

/=1 М

Блок-схема определения периодичности внутритрубной диагностики

Рис.1

Балльная оценка возможных последствий от аварии <3 рассчитывается по аналогичной зависимости для каждого участка:

/ до ¡=1

где (Уу - балльная оценка (по 100-балльной шкале) фактора/'.

Схемы балльной оценки групп и отдельных факторов, а также значения их весовых коэффициентов определялись методом экспертных оценок с учетом: данных статистики отказов отечественных МН; анализа механизмов возникновения и развития дефектов, предложенных в опубликованной литературе; характеристик разрешающей способности ВИС; реальных распределений по [щине нефтепроводов дефектов, обнаруженных в результате внутритрубной диагностики, параметров их прочности и остаточного ресурса (по долговечности); анализа существующих методов расчета параметров аварийных разливов нефти; порядка исчисления экологического ущерба, принятого в нормативных документах РФ; объема доступных исходных данных для оценки периодичности диагностирования.

Оценка риска на участке пропуска ВИС используется как параметр для определении приоритетности проведения внутритрубной инспекции.

Под показателем приоритетности участков МН для проведения очередной внутритрубной инспекции понимается обобщенный параметр, связанный с индексом риска:

Рг = Р (К)

В зависимости от величины Я для каждого участка МН и каждого типа ЗИС в соответствии с табл.3 определяется одно из следующих значений приоритетности Рг - «высокий приоритет», «средний», «низкий». Значение приоритетности будет определять первоочередность инспекций участка МН и сро-ш интервалов между очередными инспекциями Тп

Определение показателя приоритетности Рг

Таблица 3

Наименование показателя Показатели риска и приоритетности

Индекс рискаЛ Более 500 100 - 500 менее 100

Показатель приоритетности Рг Высокий Средний Низкий

Оптимальную величину периодичности диагностирования Тп будем определять на основе принципов приемлемого риска. Основные принципы, определяющие приемлемость риска, изложены в РД 08-120-96 "Методические указания по проведению анализа риска опасных промышленных объектов". Под приемлемым риском понимается риск, уровень которого допустим и обоснован исходя из экономических и социальных соображений. Для промышленного объекта приемлем такой риск, если его величина настолько незначительна, что ради выгоды, получаемой от эксплуатации объекта, общество готово пойти на этот риск.

В табл.4 предложены следующие критерии приемлемого риска, исходя из удельных показателей ожидаемого объема разлива нефти и экологического ущерба.

Критерии степени риска аварий на магистральном нефтепроводе

Таблица4

Степень риска Ожидаемый объем разлива нефти, тонн в год на 1000 км длины нефтепровода Ожидаемый экологический ущерб, руб. в год на 1000 км длины нефтепровода

"Низкая " Менее 0,1 Менее 100 тыс.

"Средняя" 0,1-10 100-10000 тыс.

"Высокая" Более 10 Более 10 млн.

"Высокая" степень риска означает принятие первоочередных мер безопасности, в том числе проведения внутритрубной диагностики, "низкая" степень отвечает приемлемому уровню риска.

На некоторых участках МН, как показывает анализ, на 100 км приходится по 5...7 дефектов с расчетной долговечностью порядка 3 лет. При средних затратах на ликвидацию одного отказа 0,4 млн. руб. на ликвидацию 5 возможных отказов потребовалось бы 2,0 млн. руб. Ориентировочно, в среднем такие же затраты необходимы для проведения комплексной внутритрубной диагностики ("Калипер" + "Ультраскан") 100-километрового участка и устранения 5-7 дефектов. Таким образом, из условия равенства математических ожиданий расходов на ликвидацию последствий возможных отказов и затрат на предотвращение этих отказов минимальный уровень периодичности, исходя из принципов обеспечения минимального уровня риска должен составить примерно 3 года. Для сравнения технический стандарт фирмы "Бритиш газ" предусматривает минимальные сроки между инспекциями газопровода 2 года.

Ввиду того, что лишь результаты двух внутритрубных инспекций позволят достоверно оценить скорость роста дефектов, то вторичная внутри-трубная инспекция каждого участка МН определенным типом снаряда-дефектоскопа должна производиться не позже, чем через 3 года после первичной инспекции. Результаты двух последовательных инспекций позволят достаточно обоснованно прогнозировать интервал до следующего диагностического обследования.

Максимальные значения интервала времени Тп до третьей и всех последующих внутритрубных инспекций для каждого типа ВИС определяются в зависимости от показателя приоритетности согласно табл.5. При этом наибольший интервал до следующего диагностического обследования - 6 лет может быть назначен только по данным прогноза, сделанного на основе анализа результатов как минимум двух предыдущих инспекций. Увеличение интервала выше указанной величины представляется неприемлемым ввиду неопределенности, связанной с возможностью возникновения в межинспекционный период новых дефектов с неизвестными скоростями развития.

Определение максимального временного интервала между внутритрубной диагностикой для различных типов ВИС после вторичной инспекции

Таблица

Наименование показателя Показатели риска и приоритетности

Степень риска Я более 500 100 - 500 менее 100

Показатель приоритетности Рг высокий средний низкий

Тип ВИС Максимальный временной интервал между диагностическими обследованиями Т„, год

"Ультраскан-^Л" 3 5 6

Магнитный дефектоскоп типа МРЬ 3 5 6

«Ультраскан-СШ 3 5 6

Учитывая техническую необходимость пропуска профилемер "Калипер" перед использованием дефектоскопов, показатели периодичност: диагностики для профилемера должны быть приняты равными показателя! периодичности соответствующего дефектоскопа.

При расчете периодичности дефектоскопов различного вида, спосоЕ ных обнаруживать дефекты одного и того же типа (например, ультразвуковы и магнитные дефектоскопы обнаруживают дефекты потери металла), учитыв: ются результаты предыдущих пропусков не только рассматриваемого вид ВИС, но и снарядов других видов.

Таким образом, в данной главе разработана методика определения пе риодичности диагностирования МН с помощью ВИС. Эта методика имеет сте туе нормативного отраслевого руководящего документа: она согласована Гос гортехнадзором РФ и утверждена АК "Транснефть" в виде Норм периодичне сти(РД 153-39-029-98).

В пятой главе рассмотрены вопросы выбора и обоснования эффектш ной технологии выборочного ремонта магистральных нефтепроводов.

Увеличение объемов внутритрубной диагностики предполагает опер; тивное устранение обнаруженных дефектов нефтепроводов. Это возможн

только при внедрении принципиально новых эффективных технологий ремонта трубопроводов.

В настоящее время в России одной из самых распространенных является технология, предусматривающая вырезку дефектных участков нефтепровода и врезку (вварку) новых катушек (коротких участков трубопровода). Эта технология применяется при капитальном и при выборочном ремонте и имеет ряд недостатков, основными из которых являются: необходимость остановки перекачки нефти на длительное время и необходимость освобождения ремонтируемого участка нефтепровода от нефти (высокие затраты, трудоемкость и экологические проблемы).

Реализация технологии вырезки в больших масштабах из-за приведенных выше причин сопряжена со значительными трудностями, поэтому ее применение следует ограничить только теми дефектами, ремонт которых другими методами невозможен или экономически нецелесообразен.

Исходя из общей задачи обеспечения безопасной, экономичной эксплуатации, максимального продления срока службы действующих магистральных нефтепроводов, нами был определен состав технических принципов (всего 12) для оценки эффективности различных ремонтных технологий, важнейшими из которых являются: ремонт без остановки перекачки; полное восстановление прочности и срока службы нефтепровода в зоне ремонта; безопасность проведения ремонта (в том числе, для населения, экологии, промышленных объектов, персонала ремонтных бригад); ремонт без сварки на поверхности нефтепровода.

В настоящее время наиболее перспективными методами ремонта магистральных трубопроводов без остановки перекачки являются методы ремонта с установкой муфт, из которых наибольшее распространение в мировой практике получили три технологии: технологии ремонта с установкой стальных муфт (обжимных и приварных); технология фирмы Clock Spring ("часовая пружина"); композитно-муфтовая технология (КМТ) ремонта фирмы British Gas.

На основании выполненного в пятой главе сравнительного анализа ук; занных методов ремонта было установлено, что КМТ по комплексу технике экономических критериев является наиболее эффективной технологией выб< рочного ремонта нефтепроводов по данным внутритрубной диагностики.

Внедрение КМТ в практику ремонта МН позволит устранять до 70...75е всех дефектов (в том числе, продольных трещин глубиной до 70 % от толщин стенки, дефектов в сварных швах, потерь металла любой протяженности гл; биной до 90% от толщины стенки и т.д.) с полным восстановлением прочное! нефтепровода.

Для внедрения композитно-муфтовой технологии необходимо было npi вести натурные испытания на прочность труб отечественного производства дефектами, отремонтированными по КМТ. Испытания проводились в лабор; торных условиях на трубах с реальными и искусственными дефектами по пр< грамме, разработанной с участием автора. Дефекты, на которых проверяла! эффективность КМТ, представляли собой наиболее типичные и наибол< опасные дефекты.

Испытания труб проводились при наиболее неблагоприятных условш нагружения: при статическом нагружении внутренним давлением, создающи в трубе окружные напряжения, превышающие предел текучести материала i 5%; при циклическом нагружении внутренним давлением на базе 10 тыс; циклов с величиной размаха давления на уровне нормативного рабочего давл пия; при статическом изгибе, имитирующем подъем трубопровода для пров дения капитального ремонта с заменой изоляции. Испытания считались ycnei ным при отсутствии утечек по ремонтной конструкции.

Всего было испытано 11 труб диаметром 720 мм, 820 мм, 1020 мм, отр монтированных по КМТ. Герметизация труб осуществлялась путем привар! эллиптических заглушек. Испытания на статическую прочность и долгове ность проводились на гидравлической установке, позволяющей осуществля нагружение статическим и циклическим внутренним давлением. Испытания i

иб проводились на специальном стенде, обеспечивающем нагружение изги->щим моментом по четырехточечной схеме.

На основании положительных результатов испытаний было принято peine о выборе композитно-муфтовой технологии в качестве базового метода юнта магистральных нефтепроводов АК "Транснефть".

С внедрением КМТ возникла необходимость упорядочения всей норма-ной базы по ремонту нефтепроводов.

До настоящего времени ремонт дефектов на отечественных магистраль-с нефтепроводах осуществлялся в соответствии с изданными ранее 5 отрас-ыми руководящими документами (РД 39-110-91, РД 39-0147103-334-86, РД 3147103-327-88, РД 39-0147103-360-89, "Правила капитального ремонта земных трубопроводов"), ориентированными преимущественно на такие ы ремонта, как аварийный или временный. Указанные документы устарели рально", т.к. они не предназначены для проведения быстрого, эффективно-зыборочного ремонта опасных дефектов в тех значительных количествах, орые выявляются при внутритрубной диагностике. Кроме этого, сущест->щие документы нуждаются в обновлении и дополнении на основе послед-исследований по вопросам прочности магистральных нефтепроводов и бщения опыта ремонта трубопроводов.

Эти обстоятельства свидетельствуют о необходимости создания единого мативного документа, определяющего состав работ по техническому оббиванию и ремонту нефтепроводов, проводимых на основе диагностиче-3 информации.

Такой отраслевой нормативный руководящий документ (РД 153-39-030- "Методика ремонта дефектных участков магистральных нефтепроводов >езультатам внутритрубной диагностики" - был разработан при непосредст-том участии автора. В этом документе выполнена классификация всех де-тов с точки зрения выбора метода их ремонта в зависимости от опасности екта и его геометрических параметров - для этого в РД и в диссертации ведены соответствующие таблицы.

Алгоритм действий по определению методов выборочного ремонта г результатам диагностики приведен на рис 2.

Алгоритм определения методов выборочного ремонта по результатам диагностики

Рис.2

В шестой главе оценивается эффективность внедрения результатов дис-ации.

Эффективность разработанной системы предупреждения отказов и про-[ия срока службы магистральных нефтепроводов России оценивалась по :нению аварийности и экономическому эффекту, полученному в результа-:внедрения.

С переходом к стратегии выборочного ремонта по результатам внутри-ной диагностики в АК "Транснефть" благодаря принятым мерам удалось зственно увеличить объемы ремонта нефтепроводов (с 338 км в 1993 г. до км в 1997г.). При этом многократно повысилась эффективность ремонта [ет целенаправленного устранения опасных дефектов.

Повышение эффективности ремонта подтверждается статистикой аварий фиод 1991-1997 гг. (см. рис.3).

Графики изменения на рис.3 показывают, что с внедрением внутритруб-диагностики и проведением выборочного ремонта по ее результатам уда. добиться существенного снижения аварийности: с 1993 г (начало диагно-еских работ) по 1997 г. произошло снижение количества аварий с 0,25 до на 1000 км нефтепроводов. Устранение дефектов геометрии трубопровода тин, гофр) привело к полному исключений аварий по этому виду дефектов. •97 г. не было также зарегистрировано аварий по причине коррозии. Прочие дефектоскопии и ремонта кольцевых сварных швов позволит в бли-лие годы осуществить дальнейшее снижение аварийности нефтепроводов.

Представленная в диссертационной работе "Система предупреждения отв и продления срока службы магистральных нефтепроводов России" явля-составной частью, ключевым звеном созданной АК "Транснефть" ;темы обеспечения безопасной эксплуатации и продления срока службы [стральных нефтепроводов России на основе развертывания диагностиче-; работ и применения эффективных методов ремонта". Соответственно омический эффект от выполнения данной работы является составной ча-) экономического эффекта, полученного от осуществленных в АК "Транс-

Количество аварий и отказов/ЮООкм в год

0.9

Анализ аварийности и объемы диагностических обследований магистральных нефтепроводов АК "Транснефть" в 1991-1997 гг

Суммарная протяженность обследованных нефтепроводов, км

30000

25000

20000

15000

10000

5000

1997

Рис.3

ь" мероприятий по обеспечению безопасной эксплуатации и продлению а службы магистральных нефтепроводов России.

Оценка экономического эффекта от внедрения "Системы безопасной пуатации и продления срока службы магистральных нефтепроводов Роена основе развертывания диагностических работ и применения эффектив-методов ремонта" проводилась с использованием специально разрабо-ой методики. В соответствии с этой методикой, в качестве базы для срав-я при расчете экономической эффективности была принята традиционная ология ремонта трубопроводов со сплошной заменой изоляции в траншее ;тичной заменой труб. В целях обеспечения надежности, сопоставимой с жностью, достигаемой при современной технологии ремонта по резульга-зпутритрубной диагностики, принимается, что весь участок трубопровода ывается полностью, ремонтируется с заменой изоляции, а на тех участках, рые по данным традиционных методов контроля идентифицируются как ующие ремонта с заменой труб, выполняется ремонт трубопровода с заме-груб.

В результате, экономическая эффективность от внедрения системы пре-еждения отказов и продления срока службы магистральных нефтепрово-эоссии определяется как разность между затратами на ремонт всего участ-эубопровода традиционными методами совместно с затратами на возме-1е ущерба от возможных аварий, с одной стороны и затратами на прове-е выборочного ремонта по результатам внутритрубной диагностики, с дру-:тороны.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1. Разработана система предупреждения отказов и продления срока кбы магистральных нефтепроводов России, основанная на количественной ¡ке технического состояния магистральных нефтепроводов по результатам ритрубной диагностики и применении эффективных методов ремонта, прение данной системы дало возможность планировать затраты на ремонт,

обоснованно распределять средства по объектам с учетом их фактического стояния, при тех же затратах на проведение ремонта многократно повьк его эффективность. Проведение выборочного ремонта по результатам диа стики позволило за период с 1993г. по 1997 г. уменьшить количество авар: 0.25 до 0.06 на 1000 км нефтепроводов.

2. На основании обобщения результатов натурных испытаний на п ность труб с дефектами потери металла коррозионного и механического . исхождения разработана нормативная отраслевая методика оценки опасв дефектов стенки труб магистральных нефтепроводов по результатам вну трубной дефектоскопии. Внедрение данной методики позволяет сократит! личество дефектов, классифицируемых как опасные, на 60% , что привел существенному сокращению затрат на ремонт нефтепроводов и поддерж; их в работоспособном состоянии.

3. В результате обобщения и анализа существующих методов прогн рования коррозионного износа и малоцикловой усталости разработана мете ка, позволяющая в первом приближении оценивать индивидуальный оста ный ресурс нефтепровода в зоне дефекта при случайном характере нагруже давлением перекачки.

4. Разработана нормативная отраслевая методика определения перио, ности обследования магистральных нефтепроводов внутритрубными инс ционными снарядами (РД 153-39-029-98), базирующаяся на принципе балл] оценки факторов риска. Методика позволяет для каждого типа инспекцион снаряда и для каждого обследованного участка определить максимальный менной интервал до очередной инспекции и приоритетность диагностики различных участков. Получено, что повторная инспекция должна проводи не позже, чем через 3 года после первичного обследования; наибольший тервал до следующего диагностического обследования составляет не бол лет.

5. На основании проведенных исследований эффективности сущест) щих в настоящее время в мировой практике методов ремонта магистраль

эпроводов без остановки перекачки установлено, что по комплексу техни-IX и экономических критериев наиболее перспективной технологией вы-таого ремонта является композитно-муфтовая технология (КМТ). При не-;дственном участии автора разработаны документы (техннко-змическое обоснование, технические требования, программа испытаний) и ;дены мероприятия, позволившие впервые адаптировать и внедрить КМТ юмонта МН России. Положительные результаты прочностных испытаний отечественного производства с наиболее опасными дефектами при наибо-[еблагоприятных режимах нагружения доказали высокую эффективность по полному восстановлению прочности и долговечности отремонтиро-3|х участков нефтепроводов на срок не менее 30 лет.

6. Разработана нормативная отраслевая методика выбора ремонтной тех-гии дефектных участков магистральных нефтепроводов по результатам жтрубной диагностики (РД 153-39-030-98), определяющая состав работ хническому обслуживанию и ремонту нефтепроводов. Внедрение этой меси позволит повысить уровень надежности и продлить срок службы маги-¡ьных нефтепроводов на основе определения фактического технического 1яния линейной части и поддержания ее работоспособности с использова-современных эффективных методов ремонта.

7. С учетом вышеизложенного, на основании внедрения разработанных риятий по эффективному техническому обслуживанию и ремонту МН, □зируемое продление срока службы сети магистральных нефтепроводов ранснефть» составит не менее 30 лет.

Научные результаты, полученные в работе, внедрены в практику экс-щии, выборочного и капитального ремонтов всей системы магистральных проводов России. Разработанная в рамках диссертационной работы сис-гредупреждения отказов и продления срока службы магистральных неф-зодов России является основной частью, ключевым звеном созданной в ранснефть" "системы обеспечения безопасной эксплуатации и продления службы магистральных нефтепроводов России на основе развертывания

диагностических работ и применения эффективных методов ремонта." Экономический эффект от внедрения последней, оцененный только на примере ОАО "Урало-сибирские магистральные нефтепроводы" за 1995-1997гг, составил 110760 тыс. долларов США. Долевое участие автора диссертационной работы составляет 10% от этой суммы.

Основные результаты работы опубликованы в следующих научных трудах:

1. Черняев К.В. Технология проведения работ по диагностированию действующих магистральных трубопроводов внутритрубными инспекционными снарядами // Трубопроводный транспорт нефти. - 1995. -N1.-0.21-31.

2. Черняев К.В. Оценка прочности и остаточного ресурса магистрального нефтепровода с дефектами, обнаруживаемыми внутритрубными инспекционными снарядами // Трубопроводный транспорт нефти. - 1995. - N2. -с.8-12.

3. Черняев К.В. Обеспечение надежности магистральных нефтепроводов АК "Транснефть" путем управления их техническим состоянием на основе диагностической информации. Международная научно-практическая конференция по проблеме: "Безопасность трубопроводов" 17-21 сентября 1995 г.: М. - с.68-74.

4. Черняев К.В. Роль и задачи диагностики нефтепроводов России // Газовая промышленность. -1995. -№8. - с.41-43.

5. Черняев К.В. Роль и задачи диагностики в обеспечении безопасной эксплуатации нефтепроводов России // Трубопроводный транспорт нефти. -1995.-№ 12.-е. 10-13.

6. Черняев К.В. Становление и перспективы развития Центра технической диагностики "Диаскан" //Трубопроводный транспорт нефти. -1996. - № 4. - с. 2 - 7.

рняев К.В. Анализ некоторых результатов диагностического контроля гистральных нефтепроводов // Тезисы докладов научно-практического «шара "Мониторинг и определение остаточного ресурса трубопроводов езервуаров с учетом коррозии и старения": М., 28-29 октября 1996 г. рняев К.В. Обеспечение безопасной эксплуатации магистральных неф-[роводов России на основе комплексной программы диагностики, рента и реконструкции их линейной части // Трубопроводный транспорт }>ти- 1997.-№3.- с. 18-24.

рняев К.В. Научно-технические проблемы обеспечения высокой надеж-;ти трубопроводного транспорта нефти на современном этапе И Трубо-эводный транспорт нефти. - 1997.-N9, с.21-23.

рняев К.В. Разработка системы обеспечения безопасной эксплуатации и эдления срока службы магистральных нефтепроводов России. // Нефте-, 1997,- №4- с. 53-58.

зняев В.Д., Черняев К.В., Березин B.JI. и др. Системная надежность тру-троводного транспорта углеводородов. - М.: Недра, 1997. - 517 с. шямов А.К., Черняев К.В., Шаммазов A.M. Обеспечение надежности акционирования системы нефтепроводов на основе технической диаг-:тики. Уфа: - Изд-во УГНТУ, 1998. - 598 с.

шяев К.В., Черняев В.Д., Байков И.Р., Галлямов А.К. Диагностирование нического состояния линейной части магистральных нефтепроводов на гове внутритрубной дефектоскопии. Учебное пособие. Уфа, УГНТУ, •6г, 65 с.

шяев К.В., Гердов М.Г., Вайсберг П.М. и др. Устройство для запуска и 1ема поточных снарядов при эксплуатации трубопровода. // Патент № [3175, приоритет от 31.07.92 г.

шяев К.В., Шолухов В.И. Техническая диагностика нефтепроводного нспорта АК "Транснефть". - Доклад на 4-й международной деловой рече "Диагностика-94": М. - 1994. - с. 31-35.

16. Черняев К.В., Шолухов В.И., Детков А.Ю. Акустико-эмиссионная диагностика объектов нефтяной и газовой промышленности // Трубопроводный транспорт нефти. - 1994. - №1. - с. 32 - 34.

17. Черняев К.В., Нащубский В.А. Научно-методологические направления решения проблемы повышения надежности и безопасности трубопроводного транспорта // Трубопроводный транспорт нефти. -1994. -№2. - с.5-6.

18. Черняев К.В., Шолухов В.И., Кадакин В.П. Техническая диагностика неф-тепроводного транспорта АК "Транснефть" // Трубопроводный транспорт нефти. - 1994. - №5. - с. 29-31.

19. Черняев К.В., Детков А.Ю., Шолухов В.И. Требования к технологии аку-стико-эмиссионной диагностики объектов магистральных нефтепроводов // Трубопроводный транспорт нефти. - 1994. - №5, с. 15 - 18.

20. Черняев К.В., Детков А.Ю. Требования к аппаратуре акустико-эмиссионной диагностики объектов магистральных нефтепроводов // Трубопроводный транспорт нефти. - 1994. - №6, с. 22 - 24.

21. Черняев К.В., Нащубский В.А., Чепурский В.Н. Автоматизированная экс-пертно-техническая система диагностики магистральных трубопроводов // Трубопроводный транспорт нефти. -1994. -№11. - с. 5-10.

22. Черняев К.В., Банков И.Р. Оценка остаточного ресурса магистральных нефтепроводов // Трубопроводный транспорт нефти, 1995. - №7, с. 12 -16.

23. Черняев К.В., Васин Е.С. Применение прочностных расчетов для оценки на основе внутритрубной дефектоскопии технического состояния магистральных нефтепроводов с дефектами // Трубопроводный транспорт нефти - 1996. - N1, с.11-15.

24. Лисин Ю.В., Черняев К.В., Нащубский В.А. ЕАСУ: Методология создания единой системы контроля и управления, техническим обслуживанием и ремонтом (СКУТОР) объектов и сооружений нефтепроводов АК "Транснефть // Трубопроводный транспорт нефти, 1996,- № 2, с. 8 -10.

5. Черняев К.В., Васин Е.С., Трубицын В.А., Фокин М.Ф. Оценка прочности труб с вмятинами по данным внутритрубных профилемеров // Трубопроводный транспорт нефти. - 1996. - N4, с.8-12.

5. Фокин М.Ф., Трубицын В.А., Черняев К.В., Васин Е.С. Экспериментальное исследование с целью определения остаточного ресурса труб с дефектами геометрии// Трубопроводный транспорт нефти. - 1996. - N4, с. 13-16.

7. Черняев К.В., Васин Е.С. Опыт диагностического контроля магистральных трубопроводов Акционерной Компании "Транснефть. - Доклад на 6-ой Международной деловой встрече "Диагаостика-96":Ялта. - 1996.

I. Черняев К.В., Васин Е.С., Рыбка С.А. Внутритрубная инспекция и системный подход к обеспечению безопасной эксплуатации магистральных нефтепроводов АК "Транснефть". - Тезисы докладов научно-технического семинара "Передовые методы и средства защиты трубопроводных систем от коррозии": Кострома, 8-11 октября 1996. - с.37- 40.

>. Черняев К.В., Васин Е.С. Результаты прочностных испытаний труб, отремонтированных по композитно-муфтовой технологии // Трубопроводный транспорт нефти. -1998. - №3. -с. 4-8.

I. Черняев К.В., Буренин В.А., Галлямов А.К. Стохастический прогноз индивидуального остаточного ресурса трубопровода // Трубопроводный транспорт нефти. -1998. - №3. -с. 23-26.

. K.V. Chemyaev. Reliability assurance and service life extension for Russian main pipelines on the basis of in-line inspection data // The 10th International Pipeline Pigging Conference and Exhibition.: Houston, USA. - February 2-5.1998. - 15 s.

К.В.Черняев

Лицензия JIP№ 030678 от 22.01.96 Подписано к печати 13.05.98. Формат бумаги 60 * 84 1/16

С,..,™™»,™. Пт.а« -----------А...» "Г------1ПП---- П---Л 1

Соискатель^З^!

АКЦИОНЕРНАЯ КОМПАНИЯ ПО ТРАНСПОРТУ НЕФТИ

"ТРАНСНЕФТЬ" ЦЕНТР ТЕХНИЧЕСКОЙ ДИАГНОСТИКИ "ДИАСКАН"

На правах рукописи

ЧЕРНЯЕВ КОНСТАНТИН ВАЛЕРЬЕВИЧ

РАЗРАБОТКА СИСТЕМЫ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ ОТКАЗОВ И ПРОДЛЕНИЯ СРОКА СЛУЖБЫ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ РОССИИ

Специальность 05Л5ЛЗ. - Строительство и эксплуатация

нефтегазопроводов, баз и хранилищ

ДИССЕРТАЦИЯ

на соискание ученой степени доктора технических наук

I

Москва - 1998

СОДЕРЖАНИЕ

, С'Гр. ВВЕДЕНИЕ............................................................................... 5

1. РАЗРАБОТКА ОСНОВНЫХ ПОЛОЖЕНИЙ СИСТЕМЫ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ ОТКАЗОВ И ПРОДЛЕНИЯ СРОКА СЛУЖБЫ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ РОССИИ... 21

1.1. Анализ состояния магистральных нефтепроводов...... 21

1.2. Эксплуатационная надежность системы нефтеснабжения................................................................ 29

1.3. Исходные предпосылки и основные положения концепции системы предупреждения отказов и продления срока службы магистральных нефтепроводов.. 40

1.4. Выводы по главе 1...................................................... 45

2. ОЦЕНКА ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ ЛИНЕЙНОЙ ЧАСТИ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ ПО РЕЗУЛЬТАТАМ ВНУТРИТРУБНОЙ ДИАГНОСТИКИ............... 48

2.1. Анализ методов диагностического контроля и методов оценки прочности и долговечности магистральных нефтепроводов с дефектами...................... 48

2.2. Концепция комплексного диагностического обследования магистральных нефтепроводов с применением внутритрубных инспекционных снарядов высокого разрешения......................................................... 65

2.3. Натурные испытания на прочность труб с дефектами потери металла..................................................71

2.4. Оценка прочности нефтепроводов по результатам дефектоскопии................................................................... 85

2.5. Статистический анализ состояния нефтепроводов по данным диагностики.......................................................... 95

2.6. Организация мониторинга технического состояния магистральных нефтепроводов..........................................111

■ з

2.7. Выводы'по главе 2...................................................... 119

3. ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ ЛИНЕЙНОЙ ЧАСТИ МАГИСТРАЛЬНОГО НЕФТЕПРОВОДА... 121

3.1. Анализ трассы трубопровода....................................... 126

3.2. Анализ процесса нагружения....................................... 130

3.3. Влияние коррозии на напряженное состояние нефтепровода..................................................................... 144

3.4. Прогнозирование малоцикловой усталости................. 148

3.5. Выводы по главе 3...................................................... 166

4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПЕРИОДИЧНОСТИ ОБСЛЕДОВАНИЯ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ ВНУТРИТРУБНЫМИ ИНСПЕКЦИОННЫМИ СНАРЯДАМИ........................................ 167

4.1. Обзор литературы для разработки

методики по оценке периодичности диагностирования...... 167

4.2. Выбор факторов, влияющих

на периодичность внутритрубной диагностики.................. 172

4.3. Концепция определения периодичности внутритрубной диагностики магистральных нефтепроводов................................................................... 1 81

4.4. Порядок определения периодичности

внутритрубной диагностики .............................................. 185

4.5. Выводы по главе 4.................,..................................... 209

5. ВЫБОР И ОБОСНОВАНИЕ ЭФФЕКТИВНОЙ ТЕХНОЛОГИИ ВЫБОРОЧНОГО РЕМОНТА

МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ........................................................210

5.1. Обзор существующих методов ремонта трубопроводов................................................................... 210

5.2. Технико-экономическое обоснование эффективности ремонта нефтепроводов по композитно-муфтовой технологии......................................................................... 222

5.3. Испытания на прочность и долговечность труб с дефектами, отремонтированных по

композитно-муфтовой технологии.......................................................237

5.4. Разработка методики выбора технологии ремонта нефтепроводов по результатам

внутритрубной диагностики..........................................................247

5.5. Выводы по главе 5...................................................... 259

6. ЭФФЕКТИВНОСТЬ СИСТЕМЫ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ ОТКАЗОВ И ПРОДЛЕНИЯ СРОКА СЛУЖБЫ

МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ................................... 260

6.1. Эффективность диагностики снарядами высокого разрешения по сравнению с диагностикой снарядами низкого разрешения........................................................... 260

6.2. Снижение аварийности............................................... 265

6.3. Экономическая эффективность системы предупреждения отказов и продления

срока службы магистральных нефтепроводов.................... 269

6.4. Выводы по главе 6...................................................... 271

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ ............................................................. 272

ЛИТЕРАТУРА ........................................................................... 275

ПРИЛОЖЕНИЯ.......................................................................... 298

ВВЕДЕНИЕ

Общественная потребность в более высоких стандартах защиты населения и окружающей среды, усиление экономических санкций со стороны государства за их нарушение выдвинули необходимость предупреждения отказов, продления срока службы магистральных нефтепроводов (МН) в число первоочередных задач, стоящих перед нефтетранспортными предприятиями России. .

Проблема обеспечения безопасности эксплуатации и продления срока службы линейной части (ЛЧ) нефтепроводов всегда находилась в центре внимания Акционерной компании по транспорту нефти "Транснефть" (АК "Транснефть"), ее дочерних акционерных обществ (Открытых акционерных обществ магистр;альных нефтепроводов - ОАО МН), эксплуатирующих магистральные нефтепроводы России. Арсенал ранее доступных для решения этой проблемы технических средств предусматривал проведение гидравлических переиспытаний трубопроводов повышенным давлением и устранение выявленных при этом дефектов, проведение капитального ремонта трубопроводов с заменой трубы или с заменой изоляционного покрытия. Выбор участков трубопровода для капитального ремонта производился на основе статистики аварий, результатов электрометрических измерений, данных визуального контроля при проведении шурфования трубопровода. Однако, ввиду больших затрат, необходимости вывода нефтепровода на длительное время из эксплуатации, решить задачу предупреждения отказов на магистральных нефтепроводах России протяженностью 48,5 тыс. км на основе проведения переиспытаний и сплошного капитального ремонта не представлялось возможным. Ограниченность информации, используемой для оценки необходимости капитального ремонта, не позволяла своевременно выявить те участки, которые в первую очередь нуждались в восстановлении их работоспособности.

Анализ состояния аварийности магистральных нефтепроводов показал, что в начале 9.0-х годов интенсивность потока отказов, аварий не только утратила тенденцию к снижению, но и стала приобретать возрастающий характер. Это было обусловлено ростом числа отказов, аварий на магистральных нефтепроводах со сроками службы 15...20 лет и выше. Увеличение отказов, аварий при достижении определенных сроков службы характерно для любой механической системы и связано с ухудшением ее состояния под влиянием процессов износа, накопления коррозионных и усталостных повреждений в предшествующий период эксплуатации. Таким образом, применявшиеся ранее методы поддержания и восстановления работоспособности нефтепроводов были не в состоянии предупредить роста их аварийности по мере увеличения продолжительности эксплуатации.

Научные разработки отечественных ученых (И.Г.Абдуллина, В.Л.Березина, П.П.Бородавкина, Л.И.Быкова, А.Г.Гумерова, А.П.Гусенкова, Э.М.Гутмана, Р.С.Зайнуллина, О.М.Иванцова, Н.А.Махутова, О.И.Стеклова, Э.М.Ясина и др.) и зарубежных исследователей в области обеспечения надежности и продления срока службы магистральных трубопроводов не охватывают всех вопросов решения данной проблемы.

Стратегическим направлением политики АК "Транснефть" в области обеспечения надежности нефтепроводной системы и минимизации затрат является комплексный подход к вопросам диагностики и капитального ремонта, который обеспечивает значительное сокращение средств и повышение их эффективности.

Для обеспечения безопасной эксплуатации любые ухудшения в состоянии нефтепровода должны своевременно предупреждаться. Реализация этого принципа должна основываться на выполнении целенаправленной системы мер по совершенствованию технического обслуживания и ремонта нефтепроводов, основанной на проведении систематического контроля трубопроводной системы неразрушающими методами, проведении ремонта или

назначении безопасных технологических режимов перекачки нефти по результатам контроля.

Создавшаяся в России с начала 90-х годов экономическая ситуация не позволила как по финансовым, так и по техническим возможностям использовать в дальнейшем технологию сплошного ремонта в качестве основного од к е. н!

метода капитального ремонта линейной части магистральных нефтепроводов. С началом экономических реформ в стране произошло значительное падение объемов капитального ремонта нефтепроводов. Вследствие ухудшения финансового положения предприятий нефтепроводного транспорта и значительного увеличения стоимости материалов, труб, механизмов и оборудования, произошло снижение объемов капитального ремонта до 296 км в 1993 году. Появился риск потери достигнутого уровня функционирования нефте-

■1 ;' О'Д! ! ! ' :

проводов в связи со старением основных фондов.

В этих условиях Компания "Транснефть" перешла на реализацию программы, основным направлением которой являлись: переход к выборочному ремонту трубопроводов по результатам внутритрубной диагностики, обновление существующего парка техники, разработка технологий ремонта повышенной производительности.

Стратегия выборочного ремонта (как более дешевый и эффективный вид капитального ремонта) получила в настоящее время приоритетное значение вместо широкомасштабной сплошной замены протяженных участков трубопровода и заключается в том, что ремонтируются только дефектные трубы или дефектные участки. Применение технологии выборочного ремонта возможно только на основе проведения сплошного диагностического контроля трубопровода с использованием внутритрубных инспекционных снарядов (ВИС) высокого разрешения, позволяющих с высокой точностью выявлять дефекты. ! м

Практический опыт 7-летнего использования внутритрубных профи-лемеров "Калипер" и дефектоскопов "Ультраскан", накопленный ОАО Центр технической диагностики "Диаскан" АК "Транснефть", показал высо-

кую эффективность применения этих систем для неразрушающего диагностического контроля магистральных нефтепроводов. Этими ВИС выявляются аномалии геометрии труб (вмятины, гофры, овальности сечения) и дефекты стенки: потери металла различного происхождения (коррозионного, механического, технологического), а также внутристенные несплошности типа расслоений.

В ближайшем будущем для обследования отечественных магистральных нефтепроводов будут введены в эксплуатацию новые типы диагностических снарядов, позволяющие выявлять новые типы дефектов - трещины и трещиноподобные дефекты в основном металле труб и сварных швах (продольных, поперечных, спиральных). Таким образом, в АК "Транснефть" будет завершейо создание системы комплексного четырехуровневого диагностического контроля, обеспечивающей выявление потенциально опасных дефектов любых типов, которые могут служить причинами аварий на эксплуатируемых нефтепроводах.

Для оценки степени опасности дефектов кроме достоверной оценки геометрических параметров необходимы также достаточно эффективные расчетные методики. Очевидно, что чем точнее будет оцениваться опасность дефектов на стадии расчетного анализа, тем более обоснованно будет определяться необходимость ремонта этих дефектов.

В настоящее время вопросам оценки опасности дефектов посвящено значительное количество работ. На стадии проекта прочность магистрального трубопровода закладывается в соответствии с нормами СНиП 2.05.06-85. Возможность наличия дефектов в стенке трубы и сварных швах, их влияние на прочность трубопровода в этом нормативном документе не учитываются.

Вместе с тем, современные методы расчетного анализа позволяют проводить расчеты конструкций с дефектами на прочность и долговечность. При оценке прочности трубопроводов дефекты рассматриваются как концентраторы напряжений или как трещины. Соответственно в расчетах используются два критерия предельного состояния: образование макротрещины в наи-

более нагруженной зоне (в вершине концентратора) и развитие макротрещины от исходного трещиноподобного дефекта. В первом случае расчеты сводятся к определению числа циклов до образования видимой усталостной трещины. Расчётное определение долговечности осуществляется по уравнениям кривых малоцикловой усталости с введением соответствующего запаса по долговечности. Во втором случае любой дефект независимо от его природы рассматривается как трещина. Долговечность определяется временем роста этой трещины под влиянием циклических нагрузок до критических размеров или до появления сквозного повреждения. Критические размеры трещин определяются на основе принципов нелинейной механики разрушения.

Математические модели накопления повреждений и роста усталостных трещин, методы механики разрушения нашли применение в работах ИМАШ РАН, ИПТЭР, ВНИИСТ, ВНМИГАЗ и др., посвященных методам оценки прочности и долговечности трубопроводов с дефектами. Это направление развито в трудах отечественных ученых А.Г.Гумерова, А.П.Гусенкова, Р.С.Зайнуллина, Н.А.Махутова, О.И.Стеклова, М.Ф.Фокина и др., а также в работах зарубежных исследователей А.Р.Даффи, Д.Ф.Кифнера, Г.Хана, М.Саррата, А.Розенфилда и др. Однако, практическое использование этих моделей, методов возможно только при наличии достоверной информации о геометрических параметрах дефектов и о других факторах.

При оценке прочности и долговечности трубопровода с дефектами важная роль принадлежит оценке напряженно-деформированного состояния (НДС) зоны дефекта. Для решения этой задачи используются различные расчетные и экспериментальные методы. В настоящее время значительное распространение получил метод конечных элементов (МКЭ), позволяющий определять НДС; тела произвольной формы с учетом упругопластических деформаций материала. На практике описание геометрии дефекта может быть выполнено с такой точностью, с которой она может быть получена существующими методами неразрушающего контроля. Кроме точного опи-

сания геометрии дефекта важно также иметь достоверную информацию о параметрах других действующих факторов, таких как фактические свойства материала в зоне дефекта, данные о накопленной повреждаемости, о коррозионном воздействии среды и т.д. В реальных условиях получить в полном объеме всю необходимую информацию не представляется возможным.

Поэтому появилась задача: разработать методику расчета, которая позволяла бы в условиях неполноты информации с достаточной для инженерных целей точностью оценивать опасность дефектов, геометрические параметры которых задаются по данным внутритрубных дефектоскопов.

Достоверность такой методики может быть обеспечена только на основе обобщения экспериментальных данных по результатам натурных испытаний труб отечественного производства с дефектами.

Обзор технической литературы по экспериментальным исследованиям напряженного состояния трубопровода с поверхностными повреждениями показал, что в настоящее время выполнены отдельные исследования на на-

I • л I ',

турных элементах труб с дефектами в виде вмятин, рисок и их комбинации (в частности, работы, проведенные в НфИМАШ РАН). В тоже время эксперименты по оценке прочности труб с коррозионными повреждениями либо отсутствуют, либо выполнены на трубах зарубежного производства (например, испытания труб в институте им. Баттеля, США).

Не менее важной проблемой, наряду с оценкой текущего технического состояния по результатам диагностики является решение задачи прогнозирования технического состояния нефтепровода, решение которой, должно, в свою очередь, основываться на математических моделях развития дефектов до предельного состояния.

Задача стоит не только в определении опасных по критерию статической прочности дефектов, требующих ремонта. Такие дефекты должны быть отремонтированы как можно в более короткие сроки, поскольку они в любой момент могут привести к отказу нефтепровода.

Для выбора стратегии эксплуатации нефтепровода с выявленными дефектами необходимо решить вопрос, что делать с остальными дефектами, которые являются неопасными на момент проведения внутритрубной диагностики и не требуют принятия срочных мер по их ремонту. Однако, с увеличением срока: эксплуатации МН под влиянием механических, коррозионных и других воздействий происходит развитие повреждений, рост ранее возникших и образование новых дефектов труб.

Результаты проведенных исследований показывают, что уровень напряжений существенно влияет на интенсивность коррозии. Пр�