автореферат диссертации по разработке полезных ископаемых, 05.15.13, диссертация на тему:Разработка стратегии реконструкции линейной части нефтепроводов Западно-Сибирского региона

РАЗРАБОТКА СТРАТЕГИИ РЕКОНСТРУКЦИИ ЛИНЕЙНОЙ ЧАСТИ НЕФТЕПРОВОДОВ ЗАПАДНО-СИБИРСКОГО РЕГИОНА

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

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

гз од

2 ¿4 ЧПА '0Р7

На правах рукописи УДК 622.692.4

Виткалов Виктор Никитович

Тюмень - 1997 г.

На правах рукописи УДК 622.692.4

Внткалов Виктор Никитович

РАЗРАБОТКА СТРАТЕГИИ РЕКОНСТРУКЦИИ ЛИНЕЙНОЙ ЧАСТИ НЕФТЕПРОВОДОВ ЗАПАДНО-СИБИРСКОГО РЕГИОНА

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

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Тюмень - 1997 г.

I !

Работа выполнена в Тюменском государственном нефтегазовом университете и ОАО "Сибнефтепровод"

Научный руководитель - доктор технических наук , профессор

Малюшин H.A. '■

Официальные оппоненты:

Ведущее предприяти^

- доктор технических наук , профессор Шабаров А.Б.

- кандидат технических наук доцент Земенков Ю.Д.

- ОАО "Институт Гипротрубопровод "

Защита диссертации состоится 11 декабря 1997 г в 14-00 час на заседании диссертационного совета Д 064.07.08 по защите диссертаций на соискание ученой степени доктора технических наук по специальности 05.15.13 "Строительство и

эксплуатации нефтепроводов , баз и хранилищ" при Тюменском государственном I

нефтегазовой университете по адресу : г. Тюмень , 625000, ул. Володарского,38.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ТюмГНГУ. Автореферат разослан " ^ " -А С

1997 г.

Ученый секретарь диссертационного совета- д.г.н., профессор

В.Д.Шантарш1

Общин характеристика работы '.

Актуальность проблемы топливо-энергетический комплекс Западной Сибири является главной нефтяной и газовой базой России. Свыше 98 % добываемой в России нефти доставляется потребителям по трубопроводам , а ЗападноСибирской нефти - 100 %. В 1997 году в России находится в эксплуатации 49,5 тыс. • км магистральных нефтепроводов акционерной компании "Транснефть", из них 21 тыс. км в Западной Сибири . Интенсивное строительство и эксплуатация ма- ~ гистральных нефтепроводов и других инженерных сооружений на слабых грунтах Западной Сибири позволили накопить обширный материал и множество факторов , свидетельствующих о значительном взаимном влиянии природной среды и системы трубопроводов .

Необходимо отметить , что доля находящихся в эксплуатации магистральных нефтепроводов продолжительностью от 10 до 20 лег составляет 46,2 % , от 20 до 25 лет - 34 %, свыше 25 лет - 10,6 %. Срок службы более 42 "«> нефтепроводов Западной Сибири составляет от 20 до 30 лет . Неуклонное увеличение возраста магистральных нефтепроводов вызывает проявление негативных процессов старения. В этих условиях проблема обеспечения надежности и безопасности работы магистральных нефтепроводов приобретает особое значение . Фактически система трубопроводов Западной Сибири вступает в новый хозяйственный период -период ремонта и реконструкции трубопроводов всех категорий .

Повышенное внимание к проблемам надежности и безопасности магистральных нефтепроводов объясняется риском потери достигнутого уровня функционирования нефтепроводов в связи со старением основных фондов системы и введением более жестких норм и экономических санкций со стороны государства. местных органов власти . Поддержание эксплуатационной надеж -ности и безопасности нефтепроводов обеспечивает современное техническое оснащение ремонтных служб, развитие инфраструктуры для сокращения времени

поступки техники к местам аварий .внедрения средств диагностики состояния трубопроводов для своевременного обнаружения и устранения дефектов .

Следует отметить , что до настоящего времени не разработано единой методики . по которой можно было бы установить необходимость осуществления реконструкции линейной части - это связано в первую очередь с тем , что коренным образом изменились условия эксплуатации и механизм хозяйствования .

Целью работы является разработка методики оценки технического состояния линейной части с учетом надежности линейной части и конкретными условиями работы нефтепроводов с использованием системного подхода .

Основными задачами исследования является : разработка на основе системного анализа графа причинно-следственных связей факторов , которые необходимо учитывать при реконструкции линейной части :

- оценка технического состояния системы трубопроводов ОЛО "Сибнефте-провод "и определение основных характеристики надежности ;

- разработка комплексного критерия по оценке эффективности реконструкции с учетом эксплуатационных факторов, показателей надежности и экономических показателей ;

- расчет комплексных и частичных критериев для участков нефтепроводов ОАО "Сибнефтепровод" и определение приоритетности реконструкции;

- оптимизация обслуживания , ремонта и реконструкции линейной части нефтепроводов на основе анализа их технического состояния-.

Основные разделы работы выполнялись в соответствии с директивным^ документами : ■ ,

* " Энергетическая стратегия России " , принятая Правительством России в 1994 г;

* Программа " Надежность и безопасность трубопроводного транспорта 'Западной Сибири", принятая АК "Транснефть " в 1993 г ;

* Программа " Высоконадежный трубопроводный транспорт ", утвержденная в 1993 г. Правительствами России и Украины .

Научная новизна . Впервые предложен системный подход к оценке необходимости реконструкции линейной части в условиях падающей производительности и рыночного механизма хозяйствования , разработан граф причинно-следственных связей факторов , влияющих на формирование комплексного критерия оценки . Предложен комплексный критерий оценки на основе частных критериев , учитывающий условия эксплуатации , надежностные харктёристики , экономические и экологические факторы .

Практическая ценность и реализации результатов исследования _

Результаты , выполненных автором и при его участии исследований и разработок позволили рассчитать критерии для ряда нефтепроводов ОАО "Сибнефте-провод".

На основании выполненных расчетов составлена программа и и определена очередность реконструкции нефтепроводов Шаим-Тюмень, Усть-Балык-Омск. У сть-Балык-Курган-Уфа-Альметьевск .

Предложены рекомендации по оптимизации проведения технического обслуживания и ремонта линейной части нефтепроводов .

Апробация работы . Основные положения работы доложены автором на Международных, Всероссийских конференциях, семинарах, научно-технических советах различного уровня : международного - 6 докладов ( Международная научно-практическая конференция "Безопасность жизнедеятельности в Сибири и на Крайнем Севере ", г. Тюмень , 1996 г; Первый Международный конгресс " Новые высокие технологии для нефтегазовой промышленности и энергетики будущего ", г. Тюмень , 1996 г ; "Международный семинар по европейским технологиям для улучшения целостности трубопроводов " г. Тюмень , 1996 г ;

Международная научно-техническая конференция " Нефть и газ Западной Сибири " , г. Тюмень ,Тюм. ГНГУ , 1996 г ;

Второй Международный конгресс " Ноиыс высокие технологии для нефтегазовой промышленности и энергетики будущего " , г. Москва , 1997 г ; ( Вторая научно-техническая конференция в ГАНГ им. И.М. Губкина , г. Москва , 1997 г); Всероссийского - 2 доклада ( научно-техническая конференция " Проблемы нефтегазового комплекса России , г. Уфа, Уфимский ГНТУ, 1995 г ; научно-техническая конференция "Проблемы трубопроводного транспорта нефти и газа Западной Сибири ", г. Тюмень , 1995 г ) ; научных семинарах по проблемам надежности нефтепроводов А К " Транснефть " ( г. Тюмень , 1995 г ; \ Самара , 1996 г ; г. Уфа , 1997 г). !

Структура и объем работы : диссертация состоит из введения , трех глав . выводов н списка использованной литературы из 107 наименований'; содержит 162 страницы машинописного текста .

Во введении показана актуальность работы , сформулированы цели и основные задачи исследования .

В первой главе диссертации приведена характеристика нефтепроводов ОАО "Сибнефтепровод " . За тридцать лет в Сибири построено 34 нефтепровода диаметрами от 530 до 1220 мм . Основными из них являются : Шаим-Тюмень -410 км ; Усть-Балык-Омск - 964 км , Александровское -Анжеро-Судженск - 818 км; Усть-Балык-Курган-Уфа-Альметьевск -1836 км , Сургут -Полоцк-3252 км и др. Интенсивное их строительство осуществлялось в 70-е годы .

С 1988 г начинается падение добычи нефти , и в 1995 она сокращается почти в два.раза~по сравнению с 1987 г. '-

Нарушение работы линейной части магистрального нефтепровода происходит в результате неисправности и отказов. При отказах г роисходит частичная или полная потеря производительности .

Надежность линейной части отражает достигну гый уровень техническою прогресса в производстве труб , проектировании, строительстве и эксплуатации. Анализу подвергаются при эксплуатации постепенные отказы , которые возника-

ют вследствии необратимого процесса накопления и роста дефектов до критических значений под воздействием малоциклового нагружения и других внешних факторов.

Основными причинами аварийных разрушений труб являются : на стадии проектирования - недостаточно высокий уровень предпроектных и проектных решений ( применение недолговечных изоляционных материалов , неточности и ошибки, при производстве изыскательских и проектных работ., непрочные конструкции тройников и отводов , недостаточная глубина заложения подводных переходов ; на стадии производства труб -отклонение в толщине стенки трубы, металлургические пороки , дефекты сварных швов , геометрические дефекты ; на стадии строительства - нарушение правил производства земляных работ , сварки и монтажа труб ; на стадии эксплуатации - гидравлические удары , оголение трубопроводов в береговых урезах , нанесение ударов при выполнении ремонтных рабо'г.

Разрушения трубопроводов по причине коррозии составляют 20%, по нарушению технологии строительно-монтажных работ - 27 % . Нарушения герметичности линейной части приводит к потерям нефти и простою трубопроводов . Основным фактором влияющим на время простоев , является диаметр .В общем случае суммарные потери включают в себя :

и = ис + иг + ия + и о , ( 1 )

где ис - системные потери из-за недополучения прибыли в результате аварийных остановок ,

иг - потери потребителя из-за нарушения технологического процесса ; ЬЦ - потери дополнительные по смежным отраслям ; ио - прямые потери в аварийных ситуациях.

Во второй главе диссертации рассматриваются показатели надежности линейной части . Нефтепроводы в этом случае рассматриваются как сложные системы с большим числом звеньев и элементов функционально и гидродинамиче-

ски взаимодействующих. Они имеют представительный объем диспетчерской информации, обладают общей целью функционирования на основе единых критериев , неопределенностью поведения системы при случайных возмущениях.

Количественная оценка показателей надежности линейной части включает в себя обработку эксплуатационных данных за длительный период, состоящую из следующих этапов :

1. В качестве интересующего признака генеральной совокупности надежности выбраны : время простоя , потери нефти при аварии , интенсивность отказов, определяемое на базе информации число отказов , время их восстановления, геометрия участков и параметры их работы .

2. Генеральная совокупность разбивается на пересекающиеся группы по следующим критериям классификации- срок службы и зона прокладки перегона.

3. Распределение для времени простоя принимается нормальным , т.к. процесс функционирования МН определяется суперпозицией потоков отказов и восстановление его элементов с различной интенсивностью.

4. Объем выборки соответствует заданной степени точности и доверительной вероятности.

5. Репрезентативная выборка заданного объема образуется при использовании типичного способа выборки по схеме случайной выборки с возвратом .

6. Групповая норма надежности в полученной выборке находится как среднеарифметическая или средняя взвешенная. .

В системе трубопроводного транспорта отказь! категорируются в зависимости от объема и продолжительности аварийного простоя "трубопровода . В соответствии с этими • положениями проведен анализ отказов- на МН Усть-Ба-лык-Омкс ОАО "Сибнефтепровод" , находящегося в эксплуатации с 1967 года . По статистическим данным 32,9 "о от общею числа отказов составляют отказы по причине заводского брака металла труб , в т.ч. усталостные разрывы в околошовной зоне заводского пша - 9.6 % ; 50,7% по причине дефектов строительно-

монтажного происхождения и 16.4 "и - нарушение правил технической эксплуатации . Распределение отказов по годам эксплуатации , включая остановки М|Н из-за НС и кумулятивная линия даны на рис. I н 2 . Пунктиром на графике перераспределение отказов из-за аварийных остановок , последовавших в результат; переиспытания УБО , из-за коррозионных и усталостных разрушений.

0,20 0.18 0.16 0,14

а

I-

0

£ 0.12

а

„0.10

Л 0.08

г 0.05 _ н ^^

О

0.0-4 0.02 О

1

1968 70 72 71 76 78 80 82 8-) 86

п

I ц I I Ы I Ц Ы I !_! I

90 92 94 96 Годы

Рис.1. Рлсп[>едолен|:о отказов на УГ>0 по голам ( нкл. остановки из-за НПС )

1.0 <5.9 0.8 0.7 0,6

в

н

§ 0,5

•э

« 0.4 в

5

§ 0.3

0

1 0.2 0,1

О

1968 70 72 74 76 78 80 82 84 86 88 90 92 94 96 Гоны

Рис.2. Кумулятивная частота отказов

Отказы линейной части по годам и по перегонам достигают наибольших значе ний к 1990 г., и выявляют лимитирующие участки с наименьшей надежностью -Демьянское -Уват ,Уват-Аремзяны, Абатское -Чумановка . Гистограмма распределения времени простоя по годам и перегонам ( приведены в диссертации ) подтверждает полученный вывод . Большая часть потерь нефти при авариях приходится на начальный период эксплуатации , а по перегонам - на участки Салым-Муген , Демьянское-Уват и Абатское -Чумановка . Если два последних из указанных участков имеют неудовлетворительное ТС , то причиной повышенной аварийности участка Салым -Муген является несколько пониженная его пропускная способность в сравнении с другими перегонами .

Влияние срока эксплуатации УБО на его техническое состояние можно охарактеризовать параметром потока отказов (рис. 3 ). Типичным для таком за

Рис.3. Изменение параметра потока отказов

- висимости является повышенное значение интенсивности отказа в-начальный период эксплуатации , затем спад примерно с 1972 г. стабилизация на уровне 2.10 -3 1/год. км и снова рост интенсивности отказов , начиная с 1985 г. Динамика параметра по перегонам ( рис. 4 ) опять указывает на те же самые лимитирующие перегоны , имеющие значение параметра ( 4.8 - 5.6 ) 10 3 1/год.км .

1 о

^ 5

о

о

К ЮБ С М Д 'у. Ар - Вг Н.-П Вл Ав Ч Б О НПС

Рис.4. Изменение параметра потока отказов на УБО по перегонам ( по состоянию на 1996 г. )

Возрастание параметра потока отказов свидетельствует о снижении несущей способности трубопровода , а следовательно и об ухудшении его ТС.

Влияние режима эксплуатации нефтепровода па его ТС и физическое состояние металла труб проявляется через изменение рабочего давления в процессе эксплуатации и характеризуется числом циклов изменения рабочего давления . На основании анализа режимов эксплуатации нефтепроводов предварительно установлено . что среднее число циклов в году равно примерно I N0 . Согласно исследованиям НИЛИМ режим эксплуатации МП с числом менее 7000 непосредственно не ведет к разрушению труб , т.е. существуют аварии по причине малоцикловой нагрузки . Следовательно , нефтепровод со сроком службы более 35 лет может быть подвержен разрушению даже от малоцикловых нагрузок . Вместе с тем исследованиями установлено, что разрушение арматуры трубопроводов происходит при меньшем числе циклов нагружения . На МН УБО разрушение тройников полевого изготовления наблюдалось ужес1971г.

Несмотря на снижение объемов перекачки до 40 % от проектной и соответственно среднего давления на перегонах в последние годы наблюдается резкое увеличение удельного коэффициента аварийности , определенного по количеству

отказов, отнесенных к фактическим значениям производительности и среднего

давления . и превышение от 3 до 5 раз соответствующих значений для системы в целом .

Коэффициент технического использования для линейной части в среднем составил 0.99 . Его снижение наблюдалось в 1973 и в 1989 г.г. Это подтверждает наличие на нефтепроводе УБО "узких мест " с неудовлетворительным ТС . Это участки Демьянское -Уват и Уват- Аремзяны , в первую очередь, и затем Салым-Муген и Абатское -Чумановка .

Одной из в: жных задач в этой связи является разработка плана поэтапной реконструкции нефтепровода.

В качестве г|оказателей аварийности для участков и нефтепровода в целом определен : параметр потока отказов ( X . I/ км .год) , удельная величина потерь нефти при авариях на единицу длины участка ( ш , т/км ) и удельная величина времени простоя для переходов с 1970 но 1990 и 1991 по 1996 гг .

Результаты расчета приведены в табл. I .

Таблица I

I

Показатели аварийности для участков и нефтепровода Ъ БО в целом

Наименование участка нефтепровода Параметр потока отказов -3 1 Я. ,10 .км гол период Уд. потерн неф гн при аварии т. т/км период Уд. время простоя I. ч/км период

1 II 1 II 1 II

Демьянское -Аремзяны ( Д- А ) 6.07 1.12 57.16 0.0054 5.61 0.58

в т.ч.: Демьянское-Уват("Д:У) Уват-Аремзяны (У^А ) 6.90 0.0 .5.36 2.08 120.68 0.0 2.36 О.ОЮ 4 91 0.0 6.22 1.08

(УБО) Усть-Балык-Омск 1.78 0.86 33.47 0.0014 1.60 0.13

Анахиз причин отказов на участке Д-А показал , что почти 60% отказов приходится на строительно-монтажные дефекты ( СМД). Из них 15,8% - разрушение тройников полевого изготовления и 10.5 % - разрыв заводского шва трубы вследствие того, что на линейной части уложены трубы с толщиной сгенкн 10 и

II мм вместо запроектированных 14 мм ( трубы из стали марки 14 ХГС ). По этим причинам на участке Д-У произошло 40 % всех аварий на нем . Более 40 % отказов падает на дефекты труб по вине завода -изготовителя ( Новомосковский металлургический завод , ТУ 14-4-13-65 ) . Усталостные разрушения в околошовной зоне заводского шва фиксируются с 1989 г и составили 15.8 % всех аварий , а на участках Д-У- 20 % всех отказов этого участка и У-А- 33, 3 % всех отказов данного участка.

Для участка Д-У 80 % всех аварий приходится на переходы через реки Де-мьянка , Бобровая , Зимняя . Из них 25 % усталостные разрушения и 75 % - СМД.

Результаты анализа свидетельствуют о необходимости первоочередного проведения капитального ремонта линейной части на указанных участках .

Именно на нефтепроводе Усть-Балык-Омск отработана стратегия реконструкции транспортных нефтяных магистралей , в том числе через водные преграды. Она заключается в тщательном диагностировании . обработке на ГГЭВМ полученных данных , определении дефектных мест в трубопроводе .Приорпич при выборочном ремонте трубопровода отдается тем участкам , величина ущерба от которых при аварийных ситуациях , наибольшая .

В третьей главе диссертации предлагается критерий для огенки технического состояния линейного участка и эффективности осуществления реконструкции . В связи с тем, что цель системы трудно выразить одним критерием .эффективность решений ( или их качество ) обычно характеризуется вектором частных критериев эффективности .

В простейшем детерминированном случае под критерием обычно понимается функционал И ( х , у ), определенный на множестве возможных решений , и при оптимизации необходимо найти решение ( х, у ), обеспечивающее максимум этою функционала .

При решении многокритериальной задачи отыскивается результат , обеспечивающий максимум каждого из частных критериев . Однако , такой максимум

!

достигается лишь в идеальных случаях , а в реальных задачах требуется компромиссное решение . Здесь необходимо указание последовательности применения критериев и относительной важности частных критериев . В данной задаче используется аддитивный глобальный критерий качества , определяемый как :

N п

Г(х,у)= I ¿,П_(х,у), Р(х,у) = £ с/,Г|(х,у ) , (2)

¡=\ \ - 1

где N - число частных критериев эффективности , причем в частном случае могут использоваться и дополнительные условия нормировки : N

0< 1 и I Ы,= 1 ; (3)

1 = 1

Р ( х . у ) - суммарный критерий эффективности ( функционал ) принятия

'решения ; I

| П (у )-значение частных критериев эффективное!и ;

сЛ - весовые коэффициенты (коэффициенты влияния ) для частных критериев , значение которых чаще всего подбираются на основе экспертных оценок Основным недостатком аддитивного критерия является возможность компенсации одного частного критерия за счет других .

При возможности ранжирования критериев по важности для нахождения численного решения критерии выстраиваются в упорядоченную последовательность по убыванию значимости , и сравнение целевой функции по I -тому критерию осуществляется для тех траекторий , для которых оказались равными значения ( ¡- 1 ) - го критерия . Выбор основного критерия зависит от целей управления: один из частных критериев выбирается в качестве оптимизируемой функции, а на остальные накладываются соответствующие ограничения .

При многокритериальной постановке необходимо вводить принципы компромисса между частными критериями и учитывать их непротиворечивость .

Формирование комплексного критерия эффективности осуществляется на основании графа причинно- следственных связей факторов , влияющих на формирование критериев оценки магистрального нефтепровода (рис. 5 ). Оценка осуществляется на основании безразмерных критериев : К рассмотрению предлагается выделить три группы критериев : экономические и эксплуатационные показатели и показатели технической надежности .

В группу экономических показателей входят стоимость труб, капиталовложения, численность персонала , привлеченного к реюнетрукции , энергозатраты , металловложения . К эксплуатационным показателям относятся потери нефти при аварии , производительность . давление , свойства нефти . В показатели технической надежности входят : число отказов , время безотказной работы , время

восстановления.

мочение

Чмслеииостъ Мроомллл

D,

критерии опенки РГ^ОИСТРУЮШИ

Элтратм . a тахмяч^сяо« |

Тохиическлв ■

Т«1йичесяо« использован*«

Интексиякостъ отказов

>

Время беэотизмоа работы

Время вооет«мо*л«мяя

Остаточныв* ресурс

Потеря и»»фтя при «мр*1

Производительность

Мереи мом«р воет* рек»«« Агрекач1я (мллоикк ляха)

pfpy*e.«o| срёаи

Те«-">г»есюв ' состоя я»*

D,

РвЛоч

Рмс.5. Греф основных факторов, влияющих на оиенгу эффскткпиости реконструкции

На основании анализа показатели надежности и эксплуатационные объединяются в один , в результате чего формируются два критерия Д I и Д 2, а на их основании - комплексный критерий Д . Численное значение комплексного критерия , определенное для единичных участков нефтепровода , используется для оценки необходимости реконструкции .

Комплексный критерий вычисляется по удельным показателям . Общий вид удельного показателя имеет вид : Г \ = Р1 / Р н (и) или обратная величина , где Р1 - абсолютное значение 1 - го показателя ; Рн - абсолютное нормативное , проектное или критическое значение ¡- го показателя . Удельный показатель выбирается так , чтобы возрастание величины Г свидетельствовало об ухудшении технического состояния нефтепровода . Тогда оказывается , что если Г > 1, необходимо принимать управляющее решение , направленное на обеспечение дальнейшей эксплуатации объекта , вплоть до реконструкции . При формировании пока кнелей одной из важных задач является отсеивание малозначащих параметров . Для этого используются методы дисперсионного , регрессивного анализа и метод анализа исходных данных . Для магистрального нефтепровода наиболее целесообразным является метод анализа данных , т.к. дисперсионный анализ используется в том случае , когда факторы независимы друг от друга .

Для нефтепровода Усть-Балык-Омск проведены расчеты двух выделенных групп показателей в соответствии с рис. 5 . В этом случае использовались данные по этому нефтепроводу , включающие в себя капвложения , структуру строительно- монтажных работ , металловложения , энергозатраты и численность работающих.Численное значение коэффициентов влияния этих удельных показателен на формирование экономического показателя оценено и приведено в табл. 2 .

Этот же метод исп.ользовался для получения весовых коэффициентов ( коэффициентов влияния ) для формирования второго критерия по технической и эксплуатационной надежности Д 2 и комплексного критерия оценки эффективности проведения реконструкции .

Таблица 2

Расчет коэффициентов влияния для экономического показателя

Показатель Энергозатраты Металловложения Кап.вложения Численность

Порядковый номер 1 2 3 4

Ранг 1 2 3 4

Оценка влияния отдельн. фактора 10.00 5.00 3.33 2.50

Удельный вес показателя 0.48 0.24 0.16 0.12

Первую группу формируют экономические показатели . В критерий экономических показателей ( Д I на рис. 5 ) входят следующие удельные и безразмерные коэффициенты : энергозатраты ( вкл. затраты электроэнергии , работу машин и механизмов , расход горюче-смазочных материалов , но без затрат на рабочую силу ) - Эн ; мегалловложения ( с учетом бракованных труб и укладки труб с увеличенной толщиной стенки на отдельных участках ) - Ме ;капигальныс вложения - К ; численнооь работающих на реконструкцию - 4 .

Численное значения критерия Д приведены н табл. 3

Таблица 3.

Значение комплексного критерия Д I

11 ока затеям Эн М е К Ч

Относительные безразмерные 1.122 1.083 1.032 1.022

С учетом коэффициентов влияния 0.538 0.259 0.165 №123

Комплексный-крнтсрий " 1.085 .

Вторую группу показателей формируют критерии технической и эксплуатационной надежности ЛЧ МН . Относительный параметр интенсивности отказов определенный на перегонах , характеризует степень надежности ЛЧ . косвенно учитывая остаточный ресурс и неравномерность режима перекачки . Здесь наименее исследованным является вопрос о нечеткости критериев для определе-

I А

ния. например, критических ( предельных) параметров ТС. Так , в практике эксплуатации МН возникают затруднения при : установлении критерия для предельно допустимого числа отказов в календарном интервале времени , при достижении которого требуется , например , замена линейного участка МН. Как правило , решение о предельно "допустимом числе отказов принимается на базе опыта и интуиции эксплуатирующего МН персонала.

Влияние срока- эксплуатации нефтепроводов на их техническое состояние можно охарактеризовать параметром потока отказов трубопроводов в зависимости от продолжительности их эксплуатации :

Срок эксплуатации ,

годы До 5 5 -10 15 - 20 15 - 20 20 - 25 25 - 30 30 - 35

Число отказов

в год на 1000 км 0.S 0.9 3.2 2.4 4.3 6.9 8.6

Видно . что с увеличением срока службы нефтепроводов интенсивность отказов возрастает , что свидетельствует о снижении их несущей способности , а следовательно , и об ухудшении их состояния .

Представляемый ВНИПСПТнефтыо анализ данных об отказах МН 3 и СЗС показывает , что число отказов МН со временем меняется незначительно. Дисперсия числа отказов в год составляет 5.4 отказа . среднее квадратичное отклонение 2.32 , коэффициент вариации по среднему квадратичному отклонению около 15 %.

Анализ стохастического временного ряда , построенного по данным об отказах, позволяет подойти к прогнозированию ненадежности нефтепровода . Так , на ближайшее будущее можно предсказать , что с вероятностью 80 ,7% число предполагаемых отказов.попадает в интервал М ( п ) + а , а с вероятностью 96,1 % в интервал М (п ) + 2 о , ( где М ( п ) - математическое ожидание числа отказов,

М ( n ) =1.84 отказа н год , а - среднее квадратичное отклонение , а - среднее квадратичное отклонение, а= 1.31 отказа в год).

Таким образом , с большой вероятностью ( свыше 80 % ) можно ожидать , что число отказов будет не более 3, т.е. находится в интервале 0-3 отказа в год .

Уравнение , аппроксимирующее статистическую оценку показателя интенсивности отказов X. а , предложено в работах Яковлева Е.И.

X ан = ( 2.26 d-0.84 ) х Ю-3 , (4)

где X ан - статическая оценка показателя , принимаемая за базовую ,

I

го д. км ;

d - диаметр хр>бы . м .

Для МН УБО диаметром 1020 мм получаем базовое значение параметра

Хан = 1.4652 х К) - ' 1

го д. км

Диализ пространственного распределения отказов подлине и по времени при значении безразмерного комплекса более единицы позволяет выделить особо опасные в смысле ненадежности участки , которым следует уделять повышенное внимание : контролировать их ТС , диагностировать , переиспытывать в первую очередь . Так для МН УБО с 1973 г определенных управленческих решений требовали участки Уват-Аремзяны (№6) и Лбатское-Чумановка ( № 11 ); с 1975г - Салым-Муген ( № 3 ); с 1979 г.- Демьянское -Уват ( № 5 ) ; с 1980 -Аремзяны -Вагай ( № 7 ) . К 1985 г при ранжировании участков по степени их ненадежности ^получается следующая последовательность: I. Демьянское - Уват ( № 5 ); 2. Уват-Аремзяны ( № 6 ) ;3. Аремзяны - Вагай (№7);4. Салым - Муген ( № 3 ); 5. Абат-•ское - Чумановка (№11).. - . -

Последующее десятилетие несколько изменяет последовательность за счет выполнения ремонтных работ , оставляя , тем не менее , в качестве первоочередных те же самые два участка , а именно : 1. Демьянское - Уват ( № 5 ) ; 2. Уват -

Аром 1яны (№ 6); 3. Абатское - Чумановка ( № 11 ) ; 4. Бекишево - Омск ( № 13 ) ;5. Аремзяны - Вагай ( № V ) •

Комплексный критерий оценки необходимости проведения реконструкции Д просчитан для МН УБО ( для всей длины ) с учетом влияния частных критериев Д I и Д j по roj ам эксплуатации , начиная с установившегося периода .

Анализ значений комплексного критерия, целесообразности реконструкции Д свидетельствует о том , что ЛЧ МН УБО нуждается в реконструкции с 1986г. ' " :

Очередность проведения реконструкции соответствует анализу , проведенному по комплексному критерию для отдельных перегонов по состоянию на I9S6 год. Степень целесообразности проведения ремонтных работ и установления очередности реконструкции перегонов между НС определяется степенью удаленности значения комплексного критерия Д от единицы . Чем больше значение комплексного критерия 1Д , тем целесообразнее реконструкция . По данным на

I

19S6 1 можно назвать следующую очередность проведения реконструкции ЛЧ M H УБО . которая стала необходимой с 1989 г :1. Демьянское - Уват ; Д= 4.832 ; 2. Бекишево - Омск ( участок № 13 ) ; Д=2,0 ;3. Аремзяны - Вагай ( участок № 7 ) ; Д= 1.962 ; 4. Уват - Аремзяны (участок №6); Д=.1,185 ; 5. Ю.Балык -Салым ( учасюк №2 ) ;~|ц = 1,182 .

Эти данные , нанесенные на продольный профиль нефтепровода , выявляют

определенную за "привязаны" к у

соно.мерность . Фактически , основные скопления отказов 1асткам перегонов , непосредственно прилегающих к НС или находящихся в непосредственной близости от резервных ниток через водные преграды . Это косвенно свидетельствует о наличии концентраторов напряжений , снижающих ТС ЛЧ ,и вызванных старением металла труб ( в частности , охрупчи-ванием и наводораживанием ) при наличии малоциклового механизма их нагру-жения , и требующих повышенного внимания при построении стратегии технического обслуживания , переиспытания и ремонта ЛЧ МН . 13

Выводы

1. Анализ характеристик нефтепроводов Западно-Сибирского региона показал , что существенно изменилась динамика объемов перекачки . Если до 1991 г происходило непрерывное увеличение , то за последующие шесть лет объемы уменьшились почти в два раза . Вместе с тем , несмотря на уменьшение загрузки нефтепроводов ( производительности , давления ) и общего числа отказов , относительная величина отказов на единицу транспортной продукции увеличивается.

2. Увеличение относительной величины отказов требует повышенного внимания к состоянию линейной части . В связи с тем , что около 30 % нефтепроводов выработали нормативный рес\рс . возрастает необходимость диагностирования нефтепроводов , т.к. одновременно с этим увеличивается тяжесть аварий из-за больших утечек нефти и роста экономического и экологического ущерба.

3. Выделены три основные этапа работы нефтепроводов Западной Сибири . На первом этапе эксплуатации они не влияли на надежность снабжения потребителей . На втором этапе при росте объемов поставок по трубопроводам до 50 "о, когда возникала задача согласования надежности трубопроводов и альтернативных поставок . И третий этап . когда нефтепроводы являются основным видом поставок нефти, решающее значение приобретают надежностные характеристики линейной части .

4. Предложена разработанная на основании системного анализа иерархи-,, ческая структура уровней надежности нефтепровода , начиная от запорной арматуры и до надежности трубопровода в целом . Показано , что определяющим фактором является надежность линейной части .

5. Рассчитаны основные показатели надежности - наработка на отказ , время ликвидации аварий ,1 интенсивность отказов для всех участков нефтепровода Усть-Балык-Омск ( вероятность безотказной работы ).

6. Составлен граф причинно- следственных связей факторов нефтетран-спортной системы , на основании которого определены три группы факторов . На их основе определен комплексный показатель для оценки состояния участков нефтепроводов и определения эффективности их реконструкции . С учетом весомости каждого из частцых критериев,

7. Рассчитаны комплексные и частичные критерии всех участков нефтепровода Усть-Балык-Омск для всего периода Эксплуатации . Установлено , что пять участков нуждаются в реконструкции . Рекомендована стратегия рационального обслуживания ремонта и реконструкции линейной части на основе рассчитанных комплексных критериев.

Основные результаты работы опубликованы в следующих трудах:

1. Малютин H.A..Черняев В.Д.,ВиткаловВ.Н. Проблемы эксплуатационной надежности и экологической безопасности нефтепроводов Западной Сибири. I

//Тез.докладов на первом Международном конг рессе "11оиые высокие технологии ,{ля нефтегазовой промышленности и энергетики будущею АТН РФ",-М.:-1996,-с.29-31.

2. Степанова Е.О. , Малюшин H.A.. Виткалов В.Н. Возможность применения на насосных станциях газотурбинных установок .В кн. Проблемы повышения надежности эксплуатации промышленных объектов транспорта нефти и газа. //Тез докладов 2-й научно-технической конференции ГАНГ им. И.М.Губкина "Проблемы повышения надежности эксплуатации промышленных объектов транспорта и хранения нефти и газа ",- Москва ,- 1997 с.32-33.

3. Виткалов В.Н. , Степанов O.A. Сорокина Т.В. К вопросу формирования программы реконструкции нефтепроводов .В кн . "Проблемы повышения надежности эксплуатации промышленных объектов транспорта нефти и газа" //Тез. докладов ,-М.:- 1997, - с.43-45.

4. Виткалов В.Н., Сорокина Т.В. Критерии оценки линейной части сборных нефтепроводов .В кн."Новые технолог ии в проектировании, разработке и до-21

быче нефти на месторождениях Западной Сибири. "// Тез. докладов научно-практической конференции АООТСиб НИИНП, - Тюмень,: - 1997,- с. 53-56.

5. Малюшин H.A. , Випсалов В.Н. К вопросу о повышении надежности нефтеснабжения с промыслов Тюменской области.В кк. НОвые технологии в проектировании, разработке и добыче нефти на месторождениях Западной Сибири . // Тез.докладов научно- практической конференции АООТ "СибНИИНП", 1997,-с.72-75.

6. Виткалов В.Н. , Сорокина Т.В. Анализ изменения параметров надежности стареющих систем магистральных нефтепроводов Западной Сибири . В кн. 11овые технологии в проектировании разработке и добыче нефти на месторождениях Западной Сибири .// Тез. докладов научно- практической конференции АООТ "СибНИИНП", - Тюмень,: 1997, - с. 56-59.

7. Виткалов В.Н. Стратегия принятия решения на этапах проектирования Ii эксплуатации магистрального нефтепровода с учетом экологического риска. Строительство трубопроводов,- 1997, - № 6, - с. 9-1 I.

8. Виткалов В.Н. , Степанов O.A. , Сорокина Т.В. Принятие решения о реконструкции нефтепровода по результатам диагностирования. В кн. "Новые вы-:окис технологии для нефтегазовой промышленности и энергетики будущего. '//Тез. докладов Второго Международного Конгресса " ,М.:-1997,-с. 63-64.