автореферат диссертации по информатике, вычислительной технике и управлению, 05.13.01, диссертация на тему:Системный анализ надежности нефтяных промысловых трубопроводов в зонах влияния подвижных тектонических структур месторождений Западной Сибири

На правах рукописи

Генюш Антон Олегович

Системный анализ надежности нефтяных промысловых трубопроводов в зонах влияния подвижных тектонических структур месторождений Западной Сибири

Специальность 05.13.01 - системный анализ, управление и обработка информации

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Сургут 2005

Работа выполнена в Сургутском государственном университете ХМАО

Научный руководитель Заслуженный деятель науки и техники

Российской Федерации, Академик Международной академии информатизации, доктор технических наук, профессор

Острейковский Владислав Алексеевич

Официальные доктор технических наук, профессор

оппоненты Антонов Александр Владимирович

доктор технических наук, профессор Бахарев Михаил Самойлович

Ведущая организация Российский Государственный Университет

нефти и газа им. И.М. Губкина

Защита состоится « » оЮц^у^я, 2005 г. в « часов на заседании регионального диссертационного совета КМ 800.005.02 при Сургутском государственном университете ХМАО по адресу: 628400, г. Сургут, Тюменской обл., ул. Энергетиков, 14, зал заседаний Ученого совета.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке СурГУ

-—

Автореферат разослан «?? » 2005 г.

Ученый секретарь у,

диссертационного совета ^ ^ ф ф Иванов

к.т.и., доцент

214352$

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы. В настоящее время нефтяная отрасль России находится на подъеме. По данным журнала «Нефть России», в 2002-2003 гг. прирост добычи «черного золота» в стране превысил 110 млн. тонн (37% к уровню 1999 г). Главным центром нефтяной промышленности России уже не один десяток лет остается Западная Сибирь. В этом регионе сосредоточено более 53% запасов, а, начиная с середины 80-х гг. прошлого века добывается 67-72% российской нефти. По итогам 2003 г. добыча в Западной Сибири составила 304 млн. тонн нефти (72,2%). В течение 10-15 лет уровень добычи в Западной Сибири будет относительно стабильным - ряд месторождений еще не вышли на проектную мощность. Однако, по некоторым оценкам, порядка 60% месторождений Западной Сибири находятся в стадии падающей добычи. Поэтому, актуальным вопросом на сегодняшний день является рациональное использование известных и разведанных природных ресурсов. Аварии на трубопроводах наносят значительный экономический и экологический ущерб. Например, общие затраты на ликвидацию аварий в системе нефтесбора Ватьеганского месторождения в период с 1991 по 2001 гг. составили 10,346 млн. руб. А ущерб экологии, причиняемый авариями на трубопроводах и вовсе сложно выразить в денежном измерении.

Повысить эффективность использования природных ресурсов нефти, а с тем и экономическую эффективность нефтедобывающих предприятий можно, повысив надежность систем добычи и транспорта нефти, и, тем самым, снизив их аварийность.

Очевидно, эффективность функционирования системы трубопроводов зависит от большого количества факторов. Здесь протяженность системы в целом, характеристики отдельных труб, влияние перекачиваемого продукта, а также влияние окружающей среды. Локальные разломы земной коры - явление далеко не очевидное, как, например, вечная мерзлота или болото. Различные деформационные процессы, происходящие в земной коре благодаря тектоническим нарушениям, сопряжены с серьезной опасностью для протяженных объектов, таких как магистральные и промысловые трубопроводы, подземные коллекторы и т.п., поскольку они, в силу своей геометрии пересекают множество зон влияния подвижных тектонических структур.

Известно, что на территории месторождений нефти и газа Западной Сибири зафиксировано большое число тектонических нарушений типа локальных разломных структур. В результате пространственного анализа аварийности трубопроводов в связи с местоположением ло-

кальных разломных структур было установлено, что к этим локальным разломным структурам приурочена повторяющаяся аварийность про-дуктопроводов разного назначения.

С точки зрения физики и геомеханики, изучаемые структуры проявляют себя как динамически напряженные зоны (ДНЗ) Земли, для них характерны динамические деформационные процессы, однако без разрывных нарушений толщи пород. Деформации имеют строгую временную привязку к особым точкам лунных приливных волн в земной коре, и по исследованиям суточные изменения напряжений трубопровода в напряженных зонах составляют значительную величину.

Многие исследования показывают, что воздействие локальных разломов земной коры на трубопроводы значительно, имеет множественный характер и может приводить к разрушению трубопроводов. Кратко говоря, они заключают, что в зонах тектонических нарушений существуют природообусловленные условия аварийности, однако оценки жизнеспособности трубопроводов в этих зонах остаются неизвестными. А ведь отказы и аварии имеют вероятностную природу. Поэтому безопасность трубопроводов определяется как состояние объектов сложной технической системы в условиях приемлемого риска. И современное нормирование восстановления и модернизации оборудования трубопроводных систем должно опираться на количественное решение проблемы безопасности. Для определения работоспособности трубопроводных систем и назначения объемов диагностики и ремонта необходимо знание надежностных характеристик объекта.

Итак, актуальность данной работы определяется необходимостью снижения природообусловленной аварийности нефтегазопроводов, в частности нефтепромысловых трубопроводов.

Целью работы является системный анализ надежности нефтепромысловых трубопроводов (НПТ) с учетом влияния на работоспособность НПТ динамически напряженных зон Земли. Достижение этой цели позволит повысить экономическую эффективность и экологическую безопасность эксплуатации НПТ в ДНЗ.

В настоящем исследовании используются методы теории надежности, теории случайных процессов, математической статистики и прикладного системного анализа.

Научная новизна работы состоит в следующем:

1. Впервые систематизированы статистические данные о влиянии динамически напряженных зон Земли на несущую способность НПТ при эксплуатации за более чем пятнадцатилетний период в условиях местности Севера Западной Сибири.

2. Создана база данных (БД) об эксплуатации и отказах трубопроводов двух цехов нефтегазодобывающего управления (НГДУ) «Фе-доровскнефть», подвергающихся влиянию динамически напряженных зон Земли.

3. Разработана методика расчета характеристик надежности НПТ, подвергающихся влиянию динамически напряженных зон Земли.

4. Впервые определены характеристики надежности НПТ в динамически напряженных зонах Земли Севера Западной Сибири.

5. Впервые выполнен качественный и количественный анализ надежности НПТ цеха добычи нефти и газа НГДУ «Федоровскнефть» эксплуатируемых в зонах влияния тектонических нарушений.

Практическая значимость работы заключается в том, что:

а) созданный программный продукт «Калькулон» вкупе с базой данных об эксплуатации и отказах позволяет пользователю классифицировать эксплуатацию НПТ по различным внешним и внутренним факторам, номенклатуре НПТ, причинам и видам отказов, влиянию ДНЗ и производить расчеты показателей надежности с учетом перечисленных особенностей;

б) вычислены значения показателей надежности для всей номенклатуры цехов добычи нефти и газа НГДУ «Федоровскнефть» ОАО «Сургутнефтегаз» с учетом фактора принадлежности НПТ к зонам ДНЗ.

Основные положения, выдвигаемые автором на защиту:

а) разработанная методика расчета характеристик надежности НПТ, подвергающихся влиянию динамически напряженных зон Земли;

б) программный комплекс, позволяющий обрабатывать статистику об эксплуатации различных по номенклатуре и условиям окружающей среды трубопроводов и рассчитывать их характеристики надежности согласно методике;

в) результаты системного анализа надежности НПТ в динамически напряженных зонах на основе рассчитанных характеристик надежности номенклатуры НПТ.

Личный вклад автора в работу. Автор непосредственно участвовал в качестве исполнителя на всех этапах проведенных исследований, включая постановку задачи, анализ литературы по проблеме, сбор исходных данных, обработку статистического материала, разработку методики, расчет характеристик надежности НПТ, написание программного обеспечения, обобщение и интерпретацию результатов.

Апробация работы. Основные результаты работы опубликованы в статьях [1-6]. Материалы диссертации докладывались на ежегодных научно-технических семинарах кафедры информатики и вычислитель-

ной техники Сургутского государственного университета в 2002-2005 годах, а также обсуждались на научных конференциях:

1. Открытая окружная конференция молодых ученых «Наука и инновации XXI века», г. Сургут, 27-28 ноября 2003 г.

2. V Открытая окружная конференция молодых ученых «Наука и инновации XXI века», г. Сургут, 25-26 ноября 2004 г.

3. Международный симпозиум «Надежность и качество - 2005», г. Пенза, 23-31 мая 2005 г.

4. Научно-практическая конференция «Проблемы качества, безопасности и диагностики в условиях информационного общества», г. Сочи, 1-10 октября 2005 г.

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, четырех глав, заключения, списка литературы и приложений. Общий объем работы: 162 страницы, в том числе 143 страницы основного текста, 43 рисунка, 20 таблиц, 2 приложения и список использованной литературы из 49 наименований.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении приводится обоснование актуальности исследования, сформулирована его цель, поставлены необходимые для ее решения задачи, изложены основные положения и результаты работы, представляющие ее новизну.

В первой главе рассматривается текущее состояние проблемы и выполнена постановка задач исследования.

Проведенный обзор работ по анализу надежности нефтепромысловых трубопроводов в зонах влияния подвижных тектонических структур показал, что:

1. Методик расчета показателей надежности, равно как и оценок показателей надежности трубопроводов в местах тектонических нарушений Земли найдено не было.

2. На сегодняшний момент хорошо изучена физика тектонических нарушений и динамика деформаций, происходящих в них. Это проливает свет на природу факторов, негативно влияющих на состояние трубопроводов, находящихся в зоне влияния тектонических разломов. Характер деформаций выражен динамикой, что вызывает малоцикловую усталость в металле трубы и должно приводить к ослаблению материала и ускорению коррозии.

3. Существующие математические модели определения характеристик надежности НПТ по эксплуатационным данным могут быть

использованы в методике расчета характеристик надежности НПТ, подвергающихся влиянию динамически напряженных зон Земли.

4. Повышение экономической эффективности использования трубопроводного транспорта во многом зависит от принятия управленческих решений на основе количественной оценки природных и эксплу-тационных факторов, влияющих на надежность НПТ.

На основании полученных выводов сформулированы следующие задачи:

• Сбор и системный анализ статистических данных об эксплуатации НПТ с учетом фактора влияния ДНЗ.

• Разработка методики расчета характеристик надежности НПТ. '

• Проведение расчетов по определению значений показателей надежности НПТ по статистическим данным их эксплуатации с учетом динамически напряженных зон земной поверхности.

• Системный анализ полученных результатов.

Во второй главе описаны исследуемые нефтепромысловые трубопроводы, рассмотрен характер влияния ДНЗ на надежность протяженных сооружений, а также предложена методика получения количественных показателей надежности НПТ в ДНЗ.

Сделаны следующие выводы:

1. Тектонические нарушения земной коры обладают динамикой напряжений. Одним из факторов динамики является лунная приливная волна. Деформации, вызванные лунной приливной волной повторяются четырежды в сутки.

2. Величины деформаций составляют более 10 см на 130 м при измерениях на трубе, и более 20 см на 100 м при регистрации их с поверхности. Такие значения фиксировались по 2 раза в процессе каждого лунного прилива и отлива, т.е. 4 раза в сутки. Максимальные напряжения трубопровода на Сургутском участке в июле 1998 г. составили 80 МПа, в июне 1999 г. - до 120 МПа. Эти величины сравнимы с критическими для трубопроводов и выше предельных значений для железобетонных конструкций.

3. Периодическое воздействие на трубопроводы может приводить к малоцикловой усталости металла, что в свою очередь, неизбежно должно приводить к локальному усилению и ускорению процесса коррозии.

4. Существуют методы прогнозирования коррозионной усталости, основанные на подсчете циклов напряжений трубопровода. Подобные методы применимы для прогнозирования срока службы НПТ в зоне

тектонических нарушений, поскольку труба в такой зоне испытывает малоцикловые напряжения. Однако, необходимы знания о динамике развития трещин на конкретных трубопроводах, а получение таких знаний является очень трудоемкой задачей.

5. Получение количественных значений показателей надежности НПТ в зонах тектонических разломов может основываться на применении известных моделей определения характеристик надёжности НПТ по данным эксплуатации с учетом фактора принадлежности некоторых участков НПТ к зонам разломов. Предложенная методика выглядит следующим образом:

а) Сбор статистических данных о работоспособности НПТ по результатам многолетней эксплуатации.

б) Сбор статистических данных о принадлежности местоположения отказов НПТ зонам влияния активных разломов земной коры. Для этого необходимо:

• на всей территории рассматриваемого объекта выявить активные неоднородности земной коры - динамически напряженные зоны и построить карту этих зон;

• наложить полученную карту на карту трубопроводов;

• для трубопроводов, имеющих отказы и пересекающих ДНЗ, определить точное местоположение зарегистрированных отказов, то есть расстояние от конца трубопровода до места аварии;

• для каждого отказа этих трубопроводов, используя полученные данные, выявить факт принадлежности к ДНЗ с учетом ширины влияния этих зон.

в) Создание БД, позволяющей выполнять сбор, классификацию, обработку и хранение информации об эксплуатации и отказах НПТ с учетом различных внешних и внутренних факторов, номенклатуры НПТ, причин и видов отказов, влияния ДНЗ. Поскольку трубопроводы испытывают негативное воздействие ДНЗ лишь в определенных областях, этап обработки данных предусматривает разбиение перечня всех НПТ на участки определенной длины (300 метров) согласно следующему порядку:

• каждый трубопровод разбивается на участки длиной 300 метров, начиная с участка, находящегося целиком в ДНЗ;

• в случае нецелого деления трубы на участки по 300 метров последний участок (или последние участки) принимает длину остатка;

• каждый участок нумеруется и его местоположение записывается как [местоположение всей трубы] + [номер], например, труба «к. 162 - т.бб» будет разбита на участки «к. 162 - т.бб - 01», «к. 162 - т.бб - 02» и т.д.;

• каждый участок наследует все атрибуты первоначальной трубы, кроме наличия пересечений с ДНЗ;

• имеет ли участок пересечение с ДНЗ, определяется по картам расположения НПТ и расположения ДНЗ.

г) Определение средней наработки до отказа, вероятности безотказной работы (ВБР), параметра потока отказов для выборок эксплутационных данных с учетом влияния ДНЗ.

д) Анализ изменения ВБР для различной номенклатуры и условий эксплуатации.

е) Выполнение системного анализа значений полученных характеристик надежности.

6. Общая протяженность нефтепроводов в цехе «Б» НГДУ «ФН» составляет около 270 км. По этому цеху наиболее тщательно ведется учёт наработки и отказов НПТ. Трубопроводы характеризуются широким разнообразием диаметров, толщин стенок и длин. 23 километра трубопроводов попадает под влияние тектонических нарушений. Статистика эксплутационных данных трубопроводов этого цеха может использоваться для расчета показателей надежности.

Третья глава посвящена сбору, систематизации и обработке статистических данных об отказах нефтепромысловых трубопроводов, а также анализу полученных статистических данных.

Для выполнения задач исследования использовались эксплуатационные данные нефтяных промысловых трубопроводов цеха «Б» НГДУ «Федоровскнефть». По всей номенклатуре НПТ этого цеха проанализирована следующая статистика:

• перечень эксплуатируемых трубопроводов за определенный период;

• перечень зарегистрированных отказов на этих трубопроводах.

Исходными данными об НПТ являются: диаметр трубопровода,

толщина трубопровода, протяженность участка НПТ.

В период наблюдения с 1982 по 2000 годы в цехе «Б» зафиксировано около двухсот отказов НПТ. Основной причиной отказов НПТ является коррозия (более 95% отказов). В качестве примера вид распределений отказов для цеха «Б» приведен на рис. 1.

Чтобы рассматривать динамически напряженные зоны Земли как фактор зарегистрированных отказов, нужно установить факт принадлежности местоположения каждого отказа НПТ зоне влияния активных разломов земной коры.

■ Отказы НПТ, зарегистрированные в ДНЗ □ Отказы НПТ, зарегистрированные вне ДНЗ

Рис. 1. Соотношение отказов НПТ в течение эксплуатации в цехе Б

Благодаря работе научно-практического центра «Геоэкология» определены местоположения активных разломов земной коры для Сургутского района, где расположены рассматриваемые НПТ цехов НГДУ «ФН».

На территории цеха «Б» обнаружено 16 разломных структур, различных по протяженности. Четыре из них пересекают почти весь цех целиком.

7 разломов имеют пересечения с рассматриваемыми нефтепромысловыми трубопроводами различных диаметров. Остальные 9 либо пересекают дороги и водоводы, либо вообще не имеют пересечений с инженерными конструкциями.

Далее, после наложения карты разломов на карту цеха «Б», четко видны места пересечений трубопроводами локальных разломных структур.

На рис. 2 приводится соотношение срока службы НПТ различных диаметров. Не приведены трубы диаметров 114 мм, 168 мм, 426 мм и 530 мм, поскольку для этих труб не зарегистрировано выводов из эксплуатации, либо таких случаев очень мало.

Рис. 2. Время жизни НПТ разных диаметров

Наблюдается высокое влияние ДНЗ на время жизни НПТ для рассмотренной номенклатуры НПТ. То есть, трубы, попадающие под влияние ДНЗ выводят из эксплуатации раньше, чем трубы, эксплуатируемые в нормальных условиях. Разница в сроке службы составляет до 3 лет.

В собранной статистике по всей номенклатуре НПТ содержится около двух с половиной сотен трубопроводов. Для целей исследования надежности НПТ создана база данных, отражающая работу НПТ от внедрения до вывода из эксплуатации. Каждый трубопровод представлен в базе данных одной записью и обладает набором атрибутов, например, номером, информацией о местоположении (начальной и конечной точкой), диаметром, толщиной, длиной, типом материала, условиями эксплуатации, наличием пересечений с ДНЗ, датой ввода в эксплуатацию, датой окончания эксплуатации (для отключенных трубопроводов). Исходными данными об эксплуатации НПТ являются: порядковый номер НПТ, дата отказа, причина отказа, состояние трубопровода.

Такие атрибуты, как длина, диаметр, толщина стенки трубопровода, а также все остальные, за исключением наличия пересечений с ДНЗ, применимы к трубопроводу на всем его протяжении. Рассматривая трубопроводы, имеющие одно и более пересечений с зонами ло-

кальных разломов, нельзя считать, что трубопровод испытывает влияние ДНЗ на всем протяжении. Согласно исследованиям протяженные конструкции испытывают статические и динамические нагрузки лишь в месте пересечения с локальным разломом и сопутствующей напряженной зоне. Средняя ширина зоны влияния составляет примерно 300 метров.

Поэтому логичным представляется разбиение составленного перечня всех НПТ на участки длиной 300 метров.

В результате обработки эксплутационных данных в БД включено 1028 участков цеха Б. 77 участков находятся в зоне влияния локальных разломов.

В четвертой главе описана разработка программного комплекса, проведен расчет показателей надежности исследуемых НПТ: средней наработки до отказа Тср, ВБР P(t) и параметра потока отказов a>(t).

В соответствии с поставленной в диссертации четвертой задачей разработан программный комплекс «Калькулон». Комплекс предназначен для решения следующих задач:

1) расчет вероятности безотказной работы нефтепромысловых трубопроводов согласно разработанной методике;

2) расчет параметра потока отказов.

В соответствии этим задачам, разработанный комплекс обладает следующими функциональными возможностями:

1) хранение, индексирование, просмотр, фильтрация и сортировка таблиц с перечнем трубопроводов и перечнем отказов;

2) связь перечня отказов с перечнем трубопроводов, т.е. поиск отказов для заданного трубопровода;

3) расчет распределения отказов по годам для заданных выборок трубопроводов;

4) расчет характеристик надежности для заданных выборок трубопроводов.

Описываемый комплекс создан в системе управления базами данных Microsoft Visual FoxPro 9. Комплекс использует программу Microsoft Excel для отображения результатов расчета и построения диаграмм.

Вероятность безотказной работы НПТ рассчитывалась с учетом длины отказавшего участка при зафиксированном количестве отказов НПТ, по формуле:

¿„(04

Р*(1,1,п)=-, (1)

¿о(>)

где 10 - протяженность отказавшего участка НПТ, м;

п, - число отказов НПТ за промежуток времени от Г - Д//2 до ? + Д//2;

£0 (?) - протяженность НПТ, м;

Статистически средняя наработка до отказа объектов определяет-

ся как:

1 "о

(2,

'о <=1

где (,- наработка до первого отказа /-го объекта.

Статистически параметр потока отказов определяется по формуле

Ы0 А/

где Дп|(А^ - общее число отказов восстанавливаемого объекта.

На рис. 3 приведен график ВБР для выборок с учетом влияния

днз.

С целью анализа изменения ВБР трубопроводов, это показатель был рассчитан для разных трубопроводов. Для примера, на рис. 4 представлены изменения ВБР НПТ диаметра 219 мм за время эксплуатации.

Трубопроводы диаметра 159 мм - единственные трубопроводы, для которых зафиксирован длительный период превышения ВБР в ДНЗ над ВБР вне ДНЗ. В период с 9-го по 18-й год эксплуатации вероятность безотказной работы труб данного диаметра выше в напряженных зонах, чем в нормальных. Максимальная разница замечена на 14-м году и составляет 0,077.

и лет

I -ВН'дпятруб, неиютмхпфеажкийсрбвпоюм пфеоазапссравломл

Рис. 3. ВБР для всех НПТ цеха «Б» с учетом влияния ДНЗ

ВКР для НПТ <1=219 мм цеха Б

-&—0 С—0

0123456789 10 11 12 13 14 15 16 17 Ш, лет

1 - ВЕР для труб, явтскияхпфесечаайсрашомм! —♦ ■■ 2 - ВН5 лля труб, перссаакшос рголоьи

Рис. 4. ВБР для НПТ 0219 мм с учетом влияния ДНЗ

Е «

В табл. 1 представлен рассчитанный показатель наработки до отказа НПТ цеха «Б».

_Таблица 1. НОТ с полной наработкой

Принадлежность к ДНЗ Средняя наработка до отказа, лет

Нет 10,75

Да 10,0

На рис. 5 показан график значений потока отказов рассчитанных по формуле (3).

Ь лет

♦ Все трубы —■—Трубы, не пересекающие ДНЗ —А—Трубы, пересекающие ДНЗ

Рис. 5. Параметр потока отказов для всей номенклатуры НПТ цеха «Б»

Параметр потока отказов для НПТ цеха «Б» равномерно возрастает, достигая локального максимума в 0,008 год'1 на 6 году службы. С 10-го по 15-й годы значение этого параметра колеблется около отметки 0,02 год"1, достигая максимума на 12 году. Анализ параметра потока, рассчитанный для выборки трубопроводов в ДНЗ показывает другую картину. На 4-м году наблюдается локальный пик в 0,026 год"1, вызванный отказами труб диаметров 159 мм и 325 мм. На 9 году эксплуатации и в период с 11 по 14 год наблюдается значительное превышение потока

отказов НПТ в ДНЗ над потоком отказов всех труб. В 9-м году этот параметр составляет 0,05 год'1, а в 11-м и 12-м вдвое больше - 0,1 год"1. Последний пик вызван 16 отказами трубопроводов 0219 мм. 0273 мм и 0325 мм.

Завершается глава системным анализом характеристик надежности НПТ для разных диаметров с учетом влияния ДНЗ. Основные результаты системного анализа:

а) Время жизни НПТ вне ДНЗ больше времени жизни остальных труб. Это наблюдается для всей номенклатуры НПТ.

б) Средняя наработка до отказа НПТ, свободных от влияния ДНЗ равна 10,75, что больше на три четверти года тех НПТ, которые такому влиянию подвержены. В условиях ДНЗ в среднем до отказа больше всего проработают НПТ 0273 мм - 12 лет и НПТ 0426 мм -11,5 лет. Меньше всего - трубы 0159 мм - 9 лет. Разница наработок НПТ до отказа в ДНЗ и вне ДНЗ соблюдается для каждого диаметра и составляет примерно год. Исключением является НПТ 0325 мм. Трубы данного диаметра в нормальных условиях тектонической активности в среднем работают до отказа 13,25 лет, а в условиях ДНЗ - всего 9,75.

в) ВБР для всей номенклатуры НПТ цеха «Б» выше для труб, свободных от влияния ДНЗ, чем для труб, подверженных такому влиянию на всем сроке эксплуатации. Для всех НПТ, подверженных влиянию ДНЗ период максимального изменения ВБР наблюдается с 9-го по 15-й годы эксплуатации. Изменение составило 0,19 (с 0,96 до 0,77). К этому периоду условия ДНЗ начинают приводить к повышенной аварийности трубопроводов.

г) Наиболее высокой толерантностью к ДНЗ обладают НПТ 0159 мм. даже к 18 году эксплуатации ВБР труб с таким диаметром находится на уровне 0,9. Трубы 0168 мм также обладают высокой (0,85) ВБР в напряженных зонах, заметно снижаясь до этого уровня к 5-му году эксплуатации.

д) С 9-го по 13-й год наблюдается резкое уменьшение ВБР для труб 0219 мм в ДНЗ до 0,65. За этот же период ВБР труб в нормальных условиях падает лишь до 0,96.

е) В период с 9-го по 15-й год падение ВБР труб 0426 мм в ДНЗ составляет 0,25, достигая отметки 0,75. ВБР для трубопроводов 0426 мм. пролегающих в неактивных зонах стабильно и высоко и к 15 году эксплуатации составляет 0,93, заметно снижаясь лишь раз - в 13-м году.

ж) Для трубопроводов с 0219 мм и 0273 мм. пролегающих в ДНЗ, следует отметить 11-й и 12-й год соответственно, как наиболее

опасные для эксплуатации. К этому сроку время эксплуатации превышает показатель средней наработки до отказа, а ВБР резко падает.

з) Наиболее сильно падает ВБР для НПТ 0273 мм и 0325 мм. значения ВБР заметно ниже среднего и составляют к 14-му году 0,65 и 0,5 соответственно. Для этих двух близких диаметров одинаковый период сильного падения ВБР - 11-13 год.

и) Характер изменения ВБР труб 0219 мм и 0426 мм примерно одинаковый. Данные трубы испытывают изменение с 9-го по 15-й год, принимая к 15-му году одинаковое значение 0,75.

к) Для труб 0219 мм. 0273 мм и 0325 мм следует отметить время, когда наблюдается резкое увеличение разницы ВБР труб в ДНЗ и труб вне ДНЗ. Соответственно: с 10-го по 13-й, с 12-го по 13-й и с 11-го по 14-й года. Именно в эти периоды эксплуатации НПТ в напряженных зонах следует ожидать повышения аварийности трубопроводов данных диаметров.

л) Характер поведения потока отказов НПТ, пролегающих в ДНЗ и обладающих 0219 мм. 0273 мм и 0325 мм похож, и максимальное значение параметра потока отказов, равное 0,25 год"1 наблюдается в период с 11-го по 12-й год. Трубы остальных диаметров достигают этого значения на 14-м и 15-м годах службы.

м) Значения параметра потока отказов НПТ в зоне разломов заметно выше потока отказов остальных НПТ в периоды с 3-го по 4-й год, с 8-го по 9-й и с 11-го по 15-й. В эти периоды следует ожидать повышенной аварийности трубопроводов, пролегающих в активных тектонических зонах.

В заключении сформулированы основные теоретические и практические результаты работы:

1. Обзор литературы показал, что постоянно действующие напряжения в локальных разломах земной коры обладают динамикой напряжений и вызывают локальное усиление и ускорение процесса коррозии и повторяющуюся аварийность протяженных технологических объектов, в том числе трубопроводов.

2. Обзор литературы показал, что расчет количественных значений показателей надежности НПТ в зонах тектонических разломов может основываться на применении известных моделей определения характеристик надежности НПТ по данным эксплуатации с учетом фактора принадлежности некоторых участков НПТ к зонам разломов.

3. Общая протяженность нефтепроводов в цехе «Б» НГДУ «Фе-доровскнефть» составляет около 270 км. Трубопроводы характеризуются широким разнообразием диаметров, толщин стенок и длин. 23 километра трубопроводов попадает под влияние тектонических нарушений.

При этом, на один км труб, эксплуатируемых в нормальных условиях приходится примерно 0,54 отказа, а на один км труб в ДНЗ - 1,48 отказа, почти втрое больше. Статистика эксплутационных данных трубопроводов этого цеха может использоваться для расчета показателей надежности. Основной причиной отказов НПТ в этих цехах является коррозия (более 95% отказов).

4. Для целей исследования надежности НПТ создана база данных, отражающая работу НПТ от внедрения до вывода из эксплуатации. Исходными данными об НПТ являются: длина трубопровода, диаметр, номинальная толщина стенки, дата внедрения в эксплуатацию, порядковый номер, режим работы, общая протяженность участка трубопровода, расположение в цехе (привязка по местности). Данные об эксплуатации: порядковый номер НПТ, дата отказа, причина отказа, состояние трубопровода, принадлежность к ДНЗ.

5. Разработан программный комплекс для работы с БД по трубопроводам и отказам, позволяющий оценивать показатели надежности с учетом параметров НПТ и влияния ДНЗ.

6. Созданная БД вместе с разработанным программным комплексом позволяет рассчитывать количественные оценки безотказности НПТ по данным многолетней эксплуатации с учетом влияния ДНЗ. Проведенный системный анализ полученных характеристик надежности НПТ можно использовать для принятия управленческих решений при эксплуатации, таких как: научно обоснованная периодичность и содержание контроля, состав и размещение запасного числа труб, что позволит существенно повысить экономическую эффективность эксплуатации нефтепроводных систем.

7. Рассмотренные в работе проблемы актуальны и носят межотраслевой характер. Опыт внедрения сбора, обработки и системного анализа эксплуатационных сведений о работоспособности и надежности нефтепромысловых трубопроводов может быть распространен на другие протяженные технологические объекты, подверженные влиянию локальных разломов, такие как магистральные трубопроводные системы перекачки нефти и газа, системы перекачки агрессивных жидкостей и газов, водоводы, железные дороги и т.п.

Результаты данной работы являются исходными данными, которые позволяют определять сроки регламентных работ, планово-предупредительных ремонтов, состав и размещение запасных труб, рациональную стоимость замен и т.д.

В приложении к диссертации приведено следующее:

1) схема трубопроводов цеха «Б» с наложенной схемой локальных разломов;

2) перечень трубопроводов цеха «Б» с информацией о пересечении локальных разломов.

Публикации

Основные материалы диссертации опубликованы в работах:

1. Генюш, А.О. Оценка степени тесноты статистической связи между переменными в задаче исследования надежности нефтепромысловых трубопроводов. / А.О. Генюш, В.А. Острейковский // Системный анализ и обработка информации в интеллектуальных системах: Сб. науч. тр. каф. ИВТ. № 2 / Под общ. ред. Ф.Ф. Иванова. - Сургут: Изд-во СурГУ, 2003. - С. 10-17.

2. Генюш, А.О. Статистический анализ связи факторов при исследовании надежности нефтепромысловых трубопроводов / А.О. Генюш // Наука и инновации XXI века: мат-лы открытой окружной конференции молодых ученых. 27-28 ноября 2003 года: В 2 т. / Сургут, гос. ун-т. - Сургут: Изд-во СурГУ, 2004. - Т. I. - С. 44-46.

3. Генюш, А.О. Локальные разломы земной коры как фактор надежности трубопроводов / А.О. Генюш // Наука и инновации XXI века: мат-лы V Открытой окружной конференции молодых ученых. - Сургут: Изд-во СурГУ, 2005. - С. 24-25.

4. Генюш, А.О. Безопасность трубопроводного транспорта и динамика деформационных процессов / А.О. Генюш // Надежность и качество. Труды международного симпозиума / Под ред. Н.К. Юркова-Пенза: Изд-во Пенз. гос. ун-та, 2005. - С. 178-179.

5. Генюш, А.О. Статистическое исследование надежности распределенных систем (на примере нефтепромысловых трубопроводов месторождений Западной Сибири) / А.О. Генюш // Проблемы качества, безопасности и диагностики в условиях информационного общества: Материалы научно-практической конференции / Под ред. В.Г. Домраче-ва, С.У. Увайсова; Отв. за вып. A.B. Долматов. - М.: МИЭМ, 2005. -С. 104-108.

6. Генюш, А.О. Влияние деформаций внутри динамически напряженных зон Земли на надежность трубопроводов. / А.О. Генюш // Системный анализ и обработка информации в интеллектуальных системах: Сб. науч. тр. каф. автоматизир. систем обр. инф. и упр. Вып. 3 / Под общ. ред. Ф.Ф. Иванова. - Сургут: Изд-во СурГУ, 2005. - С. 61-65.

РНБ Русский фонд

2006-4

Генюш Антон Олегович 27258

Системный анализ надежности нефтяных промысловых трубопроводов в зонах влияния подвижных тектонических структур месторождений Западной Сибири

Специальность 05.13.01 - системный анализ, управление и обработка информации

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Оригинал-макет подготовлен в редакционном отделе издательского центра СурГУ. Тел.(3462)23-25-75.

Подписано в печать 21.11.2005 г. Формат 60x84/16. Печать трафаретная. Усл. печ. л. 1,1. Уч.-изд. л. 1. Тираж 150. Заказ № 140.

Отпечатано в полиграфическом отделе издательского центра СурГУ. г. Сургут, ул. Лермонтова, 5. Тел. (3462) 32-33-06.

Сургутский государственный университет 628400, Россия, Ханты-Мансийский автономный округ, г. Сургут, ул. Энергетиков, 14. Тел. (3462) 52-47-00, факс (3462) 52^7-29.

ВВЕДЕНИЕ.

ГЛАВА 1. ОБЗОР ЛИТЕРАТУРЫ ПО ТЕМЕ ИССЛЕДОВАНИЯ.

ПОСТАНОВКА ЦЕЛИ И ЗАДАЧ.

1.1. Обзор работ по анализу надежности НПТ в зонах влияния подвижных тектонических структур.

1.2. Постановка цели и задач по теме исследования.

ГЛАВА 2. ХАРАКТЕРИСТИКА ВЛИЯНИЯ ЛОКАЛЬНЫХ РАЗЛОМОВ

ЗЕМНОЙ КОРЫ НА НАДЕЖНОСТЬ НПТ.

2.1 Характеристика локальных разломов как геологического объекта, результата локальных тектонических нарушений.

2.1.1 Источники напряжений в земной коре.

2.1.2 Эндогенные источники поля напряжений.

2.1.3 Экзогенные и космические факторы.

2.1.4 Измерение тектонических напряжений.

2.1.5 Динамика напряжений в разломах земной коры.

2.2 Детерминированные модели влияния локальных разломов на протяженные технологические конструкции.

2.2.1 Железнодорожные пути.

2.2.2. Магистральные трубопроводы.

2.3. Характеристика объекта исследования - НПТ нефтегазодобывающего управления «Фёдоровскнефть».

2.4. Методика получения количественных значений показателей надежности НПТ в ДНЗ.

2.5. Выводы по второй главе.

ГЛАВА 3. СБОР, СИСТЕМАТИЗАЦИЯ, ОБРАБОТКА И АНАЛИЗ СТАТИСТИЧЕСКИХ ДАННЫХ ОБ ОТКАЗАХ НЕФТЕПРОМЫСЛОВЫХ ТРУБОПРОВОДОВ.

3.1 Сбор данных об отказах НПТ, их классификация.

3.2 Систематизация данных об отказах НПТ и их качественный анализ.

3.3 Статистические данные об отказах НПТ в динамически напряженных зонах.

3.4 Порядок обработки эксплутационных данных, формирование выборок по отказам для расчетов.

3.5. Выводы по третьей главе.

ГЛАВА 4. СИСТЕМНЫЙ АНАЛИЗ НАДЕЖНОСТИ НПТ В ЗОНАХ ВЛИЯНИЯ ЛОКАЛЬНЫХ РАЗЛОМОВ.

4.1. Разработка программного комплекса для определения характеристик надежности.

4.2. Статистический анализ связи показателей надежности НПТ с фактором принадлежности НПТ к ДНЗ.

4.3. Расчет характеристик надежности НПТ.

4.3.1. Математические модели определения характеристик надежности

НПТ по эксплуатационным данным.

4.3.2. Расчет средней наработки до отказа НПТ.

4.3.3. Расчет вероятности безотказной работы НПТ.

4.3.4. Расчет показателей безотказности НПТ с учетом восстановления

4.4 Системный анализ результатов.

4.5. Выводы по четвертой главе.

В настоящее время нефтяная отрасль России находится на подъеме. По данным журнала «Нефть России», в 2002-2003 гг. прирост добычи «черного золота» в стране превысил 110 млн. тонн (37% к уровню 1999 г.). К крупнейшим по объемам добычи и уровню капитализации нефтяным компаниям на сегодняшний день относятся «ЛУКОЙЛ», ЮКОС, ТНК-ВР, «Сургутнефтегаз», «Сибнефть», «Татнефть», «Роснефть» и «Башнефть». А главным центром нефтяной промышленности России уже не один десяток лет остается Западная Сибирь. В этом регионе сосредоточено более 53% запасов, а начиная с середины 80-х гг. прошлого века добывается 67-72% российской нефти. По итогам 2003 г. добыча в Западной Сибири составила 304 млн. тонн нефти (72,2%).

В течение 10-15 лет уровень добычи в Западной Сибири будет относительно стабильным - ряд месторождений еще не вышли на проектную мощность. Например, Приобское, разрабатываемое компанией ЮКОС.

Однако, по некоторым оценкам, порядка 60% месторождений Западной Сибири находятся в стадии падающей добычи. Причинами этого являются как физическая выработка ресурсов, так и недостаточные инвестиции в геологоразведку и неэффективные методы добычи. По прогнозам специалистов, в ближайшие 2—4 года физические объемы добываемой нефти в Западной Сибири уменьшаться не будут, но будет наблюдаться существенное замедление темпов роста добычи по сравнению с сегодняшними. В перспективе это может привести к остановке и падению объемов добычи нефти.

Поэтому, актуальным вопросом на сегодняшний день является рациональное использование известных и разведанных природных ресурсов.

Аварии на трубопроводах наносят значительный экономический и экологический ущерб. Например, общие затраты на ликвидацию аварий в системе нефтесбора Ватьеганского месторождения в период с 1991 по 2001г.г. составили более 10 млн. руб. А ущерб экологии, причиняемый авариями на трубопроводах и вовсе сложно выразить в денежном измерении.

Повысить эффективность использования природных ресурсов нефти, а с тем и экономическую эффективность нефтедобывающих предприятий можно, повысив надежность систем добычи и транспорта нефти, и, тем самым, снизив их аварийность.

Очевидно, эффективность функционирования системы трубопроводов зависит от большого количества факторов. Среди них протяженность системы в целом, характеристики отдельных труб, влияние окружающей среды и перекачиваемого продукта. Локальные разломы земной коры - явление не очевидное, как, например, вечная мерзлота или болото. Различные деформационные процессы, происходящие в земной коре благодаря тектоническим нарушениям, сопряжены с серьезной опасностью для протяженных объектов, таких как магистральные и промысловые трубопроводы, подземные коллекторы и т.п., поскольку те, в силу своей геометрии пересекают множество зон влияния подвижных тектонических структур.

Одними из первых с данной проблемой столкнулись организации, занимающиеся эксплуатацией магистральных протяженных объектов. В настоящее время по территории Российской Федерации проложено более 200 тыс. км. магистральных нефте- и газопроводов, которые неминуемо пересекают множество региональных и локальных тектонических разломов. По имеющейся статистике, около 80% всех аварий магистральных продуктопроводов приурочены к определенным местам - местам пересечения ими тектонически нарушенных зон. Причем отмечается достаточно высокий процент повторяемости аварийных событий на одних и тех же участках - повторяемость двукратных аварий на одном и том же локальном участке достигает 75-80%, а повторяемость трех- и более кратных доходит до 95%. Ярким примером подобного рода аварийности служит 40-километровый участок магистрального 9-и ниточного газопровода в районе г. Краснотурьинск, на котором за период с 1990 по 1995 г.г. произошло 45 аварий, что составило около 90% всех аварий РАО "Газпром" за этот период. С 1996 г. аварии на данном участке практически прекратились, по-видимому, массив горных пород уже реализовал всю накопленную им энергию и в настоящее время происходит новый цикл ее накопления. Также, по имеющейся статистике, к тектоническим разломам приурочены аварии других протяженных инженерных объектов - коллекторов, систем канализации и водоснабжения и др.

Известно, что на территории месторождений нефти и газа Западной Сибири зафиксировано большое число тектонических нарушений типа локальных разломных структур. В результате пространственного анализа аварийности трубопроводов в связи с местоположением локальных разломных структур было установлено, что к этим локальным разломным структурам приурочена повторяющаяся аварийность продуктопроводов разных назначения, марок стали, диаметра, толщины стенки, внутреннего давления и прочих технологических параметров.

Таким образом, анализируя вышесказанное, можно предположить, что одной из основных причин большинства аварий на магистральных и промысловых трубопроводах оказываются подвижки земной поверхности, которые реализуются по границам тектонических блоков разного иерархического уровня.

С точки зрения физики и геомеханики, изучаемые структуры проявляют себя как динамически напряженные зоны (ДНЗ) Земли, для них характерны динамические деформационные процессы, однако, без разрывных нарушений толщи пород. Эти деформационные процессы сопровождаются временными вариациями магнитного поля. Деформации имеют строгую временную привязку к особым точкам лунных приливных волн в земной коре, и, по исследованиям, суточные изменения напряжений трубопровода в напряженных зонах составляют значительную величину [22].

В пределах локальных разломов земной коры шириной до 500 м и длиной 10. 15 км существуют природообусловленные условия аварийности. Воздействие локальных разломов земной коры на трубопроводы значительно, имеет множественный характер и может приводить к разрушению трубопроводов.

Итак, актуальность данной работы определяется необходимостью снижения природообусловленной аварийности нефтегазопроводов, в частности нефтепромысловых трубопроводов.

Поскольку при прокладке трубопроводов избежать пересечения локальных разломов очень трудно, то и негативное влияние таких пересечений неизбежно. Следовательно, нужно оценить это влияние. Например, без знания времени наработки до отказа участка трубопровода в ДНЗ, нельзя оценить срок службы этого участка и грамотно спланировать проведение профилактических и ремонтных работ.

Обладая знаниями вычисления показателей надежности трубопроводов разных технологических параметров, пересекающих ДНЗ и зная местоположение разломов, можно выбрать оптимальный вариант прокладки трубопровода, оптимальный материал конструкций, спрогнозировать срок службы трубопровода и снизить природообусловленную аварийность путем своевременных профилактических работ, поскольку затраты на ремонт и восстановление окружающей среды сравнимы со стоимостью производства.

Целью работы является системный анализ надежности НПТ с учетом влияния на работоспособность НПТ динамически напряженных зон Земли. Достижение этой цели позволит повысить экономическую эффективность и экологическую безопасность эксплуатации НПТ в ДНЗ.

Решению подлежат следующие задачи:

1. Сбор и системный анализ статистических данных об эксплуатации НПТ с учетом фактора влияния ДНЗ.

2. Разработка методики расчета характеристик надежности НПТ.

3. Проведение расчетов по определению значений показателей надежности НПТ по статистическим данным их эксплуатации с учетом динамически напряженных зон земной поверхности.

4. Системный анализ полученных результатов.

В настоящем исследовании используются методы теории надежности, теории случайных процессов, математической статистики и прикладного системного анализа.

Научная новизна работы состоит в следующем:

1. Впервые систематизированы статистические данные о влиянии динамически напряженных зон Земли на несущую способность НПТ при эксплуатации за более чем пятнадцатилетний период в условиях местности Севера Западной Сибири.

2. Создана база данных об эксплуатации и отказах трубопроводов двух цехов НГДУ «Федоровскнефть», подвергающихся влиянию динамически напряженных зон Земли.

3. Разработана методика расчета характеристик надежности НПТ, подвергающихся влиянию динамически напряженных зон Земли.

4. Определены характеристики надежности НПТ в динамически напряженных зонах Земли Севера Западной Сибири.

5. Впервые выполнен качественный и количественный анализ надежности НПТ цехов добычи нефти и газа НГДУ «Федоровскнефть» эксплуатируемых в зонах влияния тектонических нарушений.

Практическая значимость работы заключается в том, что: а) созданный программный продукт «Калькулон» вкупе с базой данных об эксплуатации и отказах позволяет пользователю классифицировать эксплуатацию НПТ по различным внешним и внутренним факторам, номенклатуре НПТ, причинам и видам отказов, влиянию ДНЗ и производить расчеты показателей надежности с учетом перечисленных особенностей; б) вычислены значения показателей надежности для всей номенклатуры цехов добычи нефти и газа НГДУ «Федоровскнефть» ОАО «Сургутнефтегаз» с учетом фактора принадлежности Hill к зонам ДНЗ.

Основные положения, выдвигаемые автором на защиту: а) разработанная методика расчета характеристик надежности НПТ, подвергающихся влиянию динамически напряженных зон Земли; б) программный комплекс, позволяющий обрабатывать статистику об эксплуатации различных по номенклатуре и условиям окружающей среды трубопроводов и рассчитывать их характеристики надежности согласно методике; в) результаты системного анализа надежности НПТ в динамически напряженных зонах на основе рассчитанных характеристик надежности номенклатуры НПТ.

Основные материалы диссертации опубликованы в работах:

1. Генюш, А.О. Оценка степени тесноты статистической связи между переменными в задаче исследования надежности нефтепромысловых трубопроводов. / А.О. Генюш, В.А. Острейковский // Системный анализ и обработка информации в интеллектуальных системах: Сб. науч. тр. каф. ИВТ. №2 / Под общ. ред. Ф.Ф.Иванова. - Сургут: Изд-во СурГУ, 2003. - С. 10-17.

2. Генюш, А.О. Статистический анализ связи факторов при исследовании надежности нефтепромысловых трубопроводов / А.О. Генюш // Наука и инновации XXI века: мат-лы открытой окружной конференции молодых ученых. 2728 ноября 2003 года: В 2 т. / Сургут, гос. ун-т. - Сургут: Изд-во СурГУ, 2004. -T.I. - С.44-46.

3. Генюш, А.О. Локальные разломы земной коры как фактор надежности трубопроводов / А.О. Генюш // Наука и инновации XXI века: мат-лы V Открытой окружной конференции молодых ученых. - Сургут: Изд-во СурГУ, 2005. -С. 24-25.

4. Генюш, А.О. Безопасность трубопроводного транспорта и динамика деформационных процессов / А.О. Генюш // Надежность и качество. Труды международного симпозиума / Под ред. Н.К. Юркова.- Пенза: Изд-во Пенз. гос. унта, 2005. - С.178-179.

5. Генюш, А.О. Статистическое исследование надежности распределенных систем (на примере нефтепромысловых трубопроводов месторождений Западной Сибири) / А.О. Генюш // Проблемы качества, безопасности и диагностики в условиях информационного общества: Материалы научно-практической конференции / Под ред. В.Г. Домрачева, С.У. Увайсова; Отв. за вып. A.B. Долматов. - М.: МИЭМ, 2005. - С. 104-108.

6. Генюш, А.О. Влияние деформаций внутри динамически напряженных зон Земли на надежность трубопроводов. / А.О. Генюш // Системный анализ и обработка информации в интеллектуальных системах: Сб. науч. тр. каф. авто-матизир. систем обр. инф. и упр. Вып. 3 / Под общ. ред. Ф.Ф. Иванова. - Сургут: Изд-во СурГУ, 2005. - С. 61-65.

Апробация работы. Материалы диссертации докладывались на ежегодных научно-технических семинарах кафедры информатики и вычислительной техники Сургутского государственного университета в 2002-2005 годах, а также обсуждались на научных конференциях:

1. Открытая окружная конференция молодых ученых «Наука и инновации XXI века», г. Сургут, 27-28 ноября 2003 г.

2. V Открытая окружная конференция молодых ученых «Наука и инновации XXI века», г. Сургут, 25-26 ноября 2004 г.

3. VI Открытая окружная конференция молодых ученых «Наука и инновации XXI века», г. Сургут, 24-25 ноября 2005 г.

4. Международный симпозиум «Надежность и качество - 2005», г. Пенза, 23-31 мая 2005 г.

5. Научно-практическая конференция «Проблемы качества, безопасности и диагностики в условиях информационного общества», г. Сочи, 1-10 октября 2005 г.

4.5. Выводы по четвертой главе.

1. Разработан программный комплекс для работы с БД по трубопроводам и отказам и расчета характеристик надежности с учетом номенклатуры, параметров труб и влияния ДНЗ.

2. При возрастании количества зарегистрированных повторяемых отказов, процент участков в ДНЗ испытавших эти отказы возрастает с первоначальных 7,5% до 40%.

3. Наблюдается значимая связь времени наработки участка НПТ до отказа и принадлежностью участка к ДНЗ.

4. Средняя наработка до отказа Hill, свободных от влияния ДНЗ равна 10,75, что больше на три четверти года тех НПТ, которые такому влиянию подвержены.

5. В условиях ДНЗ в среднем до отказа больше всего проработают НПТ 0273мм - 12 лет и НПТ 0426мм - 11,5 лет. Меньше всего - трубы 0159мм - 9 лет.

6. . Разница наработок НПТ до отказа в ДНЗ и вне ДНЗ соблюдается для каждого диаметра и составляет примерно год. Исключением является НПТ 0325мм. Трубы данного диаметра в нормальных условиях тектонической активности в среднем работают до отказа 13,25 лет, а в условиях ДНЗ - всего 9,75.

7. ВБР для всей номенклатуры НПТ ЦДНГ-Б выше для труб, свободных от влияния ДНЗ, чем для труб, подверженных такому влиянию на всем сроке эксплуатации.

8. Для всех НПТ, подверженных влиянию ДНЗ период максимального изменения ВБР наблюдается с 9-го по 15-й годы эксплуатации. Изменение составило 0,19 (с 0,96 до 0,77). К этому периоду условия повышенной коррозийности начинают приводить к повышенной аварийности трубопроводов.

9. Наиболее высокой толерантностью к ДНЗ обладает диаметр 0159мм, даже к 18 году эксплуатации ВБР труб с таким диаметром находится на уровне 0,9. Трубы 0168мм также обладают высокой(0,85) ВБР в напряженных зонах, заметно снижаясь до этого уровня к 5-му году эксплуатации.

10. С 9-го по 13-й год наблюдается резкое уменьшение ВБР для труб 0219 мм в ДНЗ до 0,65. За этот же период ВБР труб в нормальных условиях падает лишь до 0,96.

11. В период с 9-го по 15-й год падение ВБР труб 0426 мм в ДНЗ составляет 0,25, достигая отметки 0,75. ВБР для трубопроводов 0426мм, пролегающих в неактивных зонах стабильно и высоко и к 15 году эксплуатации составляет 0,93, заметно снижаясь лишь раз - в 13-м году.

12. Для трубопроводов с 0219мм и 0273мм, пролегающих в ДНЗ, следует отметить 11-й и 12-й год соответственно, как наиболее опасные для эксплуатации. Эти года превышают среднюю наработку до отказа, а ВБР резко падает.

13. Наиболее сильно падает ВБР для НОТ 0273мм и 0325мм, значения ВБР заметно ниже среднего и составляют к 14-му году 0,65 и 0,5 соответственно. Для этих двух близких диаметров одинаковый период сильного падения ВБР - 11 -13 год.

14. Характер изменения ВБР труб 0219мм и 0426мм примерно одинаковый. Данные трубы испытывают изменение с 9-го по 15-й год, принимая к 15-му году одинаковой значение 0,75.

15. Для труб 0219мм, 0273мм и 0325мм следует отметить время, когда наблюдается резкое увеличение разницы ВБР труб в ДНЗ и труб вне ДНЗ. Соответственно: с 10-го по 13-й, с 12-го по 13-й и с 11-го по 14-й года.

• Именно в эти периоды эксплуатации НПТ в напряженных зонах следует ожидать повышения аварийности трубопроводов данных диаметров.

16. Характер поведения потока отказов НПТ, пролегающих в ДНЗ и обладающих 0219мм, 0273мм и 0325 мм похож, и максимальное значение параметра потока отказов, равное 0,25 год"1 наблюдается в период с 11-го по 12-й год. Трубы остальных диаметров достигают этого значения на 14-ми 15-м годах службы.

17. Параметр потока отказов НПТ в зоне разломов заметно выше потока отказов остальных НПТ в периоды с 3-го по 4-й год, с 8-го по 9-й и с 11-го по 15-й годы. Именно в эти периоды следует ожидать повышенной аварийности трубопроводов, пролегающих в активных тектонических зонах.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1. Обзор литературы показал, что постоянно действующие напряжения в локальных разломах земной коры обладают динамикой напряжений и вызывают локальное усиление и ускорение процесса коррозии и повторяющуюся аварийность протяженных технологических объектов, в том числе трубопроводов.

2. Обзор литературы показал, что расчет количественных значений показателей надежности НПТ в зонах тектонических разломов может основываться на применении известных моделей определения характеристик надёжности НПТ по данным эксплуатации с учетом фактора принадлежности некоторых участков НПТ к зонам разломов.

3. Общая протяженность нефтепроводов в цехах «А» и «Б» НГДУ «ФН» составляет около 550 км. Трубопроводы характеризуются широким разнообразием диаметров, толщин стенок и длин. 34 километра трубопроводов попадает под влияние тектонических нарушений, статистика эксплу-тационных данных трубопроводов этих цехов может использоваться для расчета показателей надежности. Основной причиной отказов НПТ в этих цехах является коррозия (более 95% отказов).

4. Для целей исследования надежности НПТ создана база данных, отражающая работу НПТ от внедрения до вывода из эксплуатации. Исходными данными об НПТ являются: длина трубопровода, диаметр, номинальная толщина стенки, дата внедрения в эксплуатацию, порядковый номер, режим работы, общая протяженность участка трубопровода, расположение в цехе (привязка по местности). Данные об эксплуатации: порядковый номер НПТ, дата отказа, причина отказа, состояние трубопровода, принадлежность к ДНЗ.

5. Разработан программный комплекс для работы с БД по трубопроводам и отказам, позволяющий оценивать показатели надежности с учетом параметров НПТ и влияния ДНЗ.

6. Созданная БД вместе с разработанным комплексом позволила рассчитать характеристики надежности НГГГ по данным многолетней эксплуатации с учетом влияния ДНЗ.

7. Проведенный системный анализ полученных характеристик надежности НПТ можно использовать для принятия управленческих решений при эксплуатации НПТ в ДНЗ, таких как: научно обоснованная периодичность и содержание контроля, состав и размещение запасного числа труб, что позволит существенно повысить экономическую эффективность эксплуатации нефтепроводных систем.

8. Рассмотренные в работе проблемы актуальны и носят межотраслевой характер. Опыт сбора, обработки и системного анализа эксплуатационных сведений о работоспособности и надежности нефтепромысловых трубопроводов может быть распространен на другие протяженные технологические объекты, подверженные влиянию локальных разломов, такие как магистральные трубопроводные системы перекачки нефти и газа, системы перекачки агрессивных жидкостей и газов, водоводы, железные дороги и т.п.

1. Абдуллин, И.Г. Магистральные газопроводы: особенности проявления ККР/ И.Г. Абдуллин, А.Г. Гареев А.Г. //Газовая промышленность. -1992. -N 10-С. 18-20.

2. Авсюк, А.Н. Приливные силы и природные процессы / А.Н. Авсюк М.: ОИФЗ РАН, 1996. - 95 с.

3. Айвазян, С.А. Прикладная статистика и основы эконометрики. Учебник для вузов/ С.А. Айвазян, B.C. Мхитарян М.: ЮНИТИ, 1998.

4. Галеев, В.Б. Анализ причин разрушения действующих нефте- и продукто-проводов/В.Б.Галеев, Б.В.Амосов, Н.В.Бобриций и др. //Нефт. пром-сть. Сер. Трансп. и хранение нефти и нефтепродуктов: Обзор, информ.1. М. .ВНИИОЭНГ, 1972. -79с.

5. Быкова, Н.М. Геотехническая надежность протяженных транспортных сооружений. Электронный ресурс. / Н.М. Быкова. Режим доступа: http://www.iriitJrk.ru/stmctura/caf/sotmd/bikovanm/naprOO 1 .phtml.

6. Быкова, Н.М. Районирование железнодорожных трасс по признакам активности неотектогенеза / Н.М. Быкова, A.A. Дзюба. Сейсмостойкое строительство. - М. -2001.

7. Гареев, А.Г. Прогнозирование коррозийно-механических разрушений магистральных трубопроводов / А.Г. Гареев, И.А. Иванов, И.Г. Абдуллин, А.И, Забазнов, В.И. Матросов, В.В. Новоселов. Москва, 1997.

8. Генюш, А.О. Безопасность трубопроводного транспорта и динамика деформационных процессов / А.О. Генюш // НАДЕЖНОСТЬ И КАЧЕСТВО.

9. Труды международного симпозиума / Под ред. Н.К. Юркова Пенза: Изд-во Пенз. гос. ун-та,2005. - с.178-179.

10. ГОСТ 27.002-89. Надёжность в технике. Термины и определения. М.: Изд-во стандартов. 1989.

11. Гутман, Э.М. Проблемы коррозионного растрескивания стресс-коррозии газопроводов / Э.М. Гутман // Тез.докл. 1-го Советско-Американского симпозиума по стресс-коррозии. -М. -1990. -С.6-9.

12. Дыба, В.П. К расчету подземных нефтепроводов на образование трещин в окружающем грунте в результате землетрясений / В.П. Дыба, A.A. Короткий, B.B Гущин // Безопасность труда в промышленности, 2002, №4. -С.14-17

13. Зимов, С.А. Резонансный прилив в Мировом океане и проблемы геодинамики / С.А. Зимов. -М.: Наука, 1989. 120 с.

14. Инструкция по обследованию и идентификации разрушений, вызванных коррозионным растрескиванием под напряжением (КРН). -М.:РАО «Газпром», 1994. -18 с.

15. Касьянова, H.A. Оценка и учет геодинамических рисков при проектировании обустройства морских нефтегазовых месторождений / H.A. Касьянова, А.М. Репей // Нефтяное хозяйство, 2005, №6. -С.38-42

16. Короновский, Н.В. Напряженное состояние земной коры / Н.В. Коронов-ский // Соросовский Образовательный Журнал, N1, 1997, стр.50-56.

17. Кострюкова, Н.К. Локальные разломы земной коры фактор природного риска / Н.К. Кострюкова, О.М. Кострюков. - М.: Издательство Академии горных наук, 2002. - 239 с.

18. Кострюкова, Н.К. Безаварийная эксплуатация нефтегазопроводов в свете динамики деформационных процессов в локальных разломах земной коры / Н.К. Кострюкова, О.М. Кострюков // Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе, 2004, №1. -С.27-31.

19. Кропоткин, П.Н. Тектонические напряжения в земной коре /П.Н. Кропоткин // Геотектоника. 1996. N 2. С. 3-5.

20. Куликов, В.Д. Промысловые трубопроводы / Куликов В.Д., Шибнев A.B., Яковлев А.Е., Антипьев В.Н. -М.: Недра, 1994. -298 с.

21. Материалы НТС ГГК «Газпром» «Проблемы повышения надежности и безопасности газопроводов, подверженных стресс-коррозии» //Экспресс-информация: Транспорт и подземное хранение газа. -1993. -М2-4. -70с.

22. Мосягин, М.Н. Исследование связи плотности дефектов трубопровода с разломами земной коры / М.Н. Мосягин, И.В. Белашова, В.Ф. Быков, Г.М. Голошубин, В.К. Коркунов, С.А. Корчагин, В.Ф. Новиков // Известия вузов, Нефть и газ, 2004, №3. -С.75-77.

23. Новиков, В.Ф. Определение динамики напряжений в трубопроводах при суточных движениях элементов земной коры / В.Ф. Новиков, Н.К. Кострю-кова, О.М. Кострюков, A.A. Болотов // Нефть и газ, 1999 г., №5

24. Острейковский, В.А. Теория надежности: Учеб. для вузов / В.А. Острейковский. -М.: Высш. шк., 2003. -463 с.

25. Отчет по науч.исслед.работе "Анализ состояния зараженности сульфатвос-станавливающими бактериями и оценка коррозионной активности нефтепромысловых сред по месторождениям АООТ "Сургутнефтегаз"". Сур-гут.СургутНИПИнефть. 1994.38с.

26. Отчет по теме ЗБК-80 "Анализ влияния коррозии на срок службы водоводов ППД и выдача рекомендаций по их защите". Сургут. 1980.13с.

27. Панжин, A.A. Методы мониторинга короткопериодных деформаций массива горных пород Электронный ресурс. / A.A. Панжин // Режим доступа: http://igd.uran.ru/geomech/articles/paa014/index.htm.

28. РД 39-132-94 «Правила эксплуатации, ревизии, ремонта и отбраковки нефтепромысловых трубопроводов» Госстрой России. М.: ГУП ЦПП.1994. 326с.

29. РД 39-132-94 «Правила эксплуатации, ревизии, ремонта и отбраковки нефтепромысловых трубопроводов» Госстрой России. М.: ГУП ЦПП. 1994. 326с.

30. СНиП 2.05.06-85*. Магистральные трубопроводы. М.: Стройиздат, 1977. -59 с.

31. Стеклов, О. Аварийное предупреждение / О. Стеклов // Металлы Евразии. -2000. -N5.

32. Тюрин, Ю.Н. Анализ данных на компьютере / Ю.Н. Тюрин, А.А. Макаров. -М.:ИНФРА-М, Финансы и статистика, 1995. -384 с.

33. Baker, T.N. Pipeline rupture-I. Postrupture analyses reveal probable future line failures / T.N. Baker, G.G. Rochfort, R.N. Parkins //Oil & Gas Journal.-1987.-Jan.12. -P.65-70.

34. Beavers J.A. Standart test procedure for stress corrosion cracking threshold stress determination / J.A. Beavers, W.E. Berry, R.N. Parkins //Materials Performance. -1986. -N.6. -P.9-17.

35. Fessler, R.R. Status report given on prevention of stress-corrosion cracking / R.R. Fessler// Pipeline Industry. -1979.-N.3.-P.25-28.

36. Gutman, E.M. Problem of Carbonate corrosion cracking (stress corrosion) of pipeline/ E.M. Gutman //Abs. 1-st Soviet-American Symp. on Gas Pipeline Stress Corrosion.-Moscow.-1990.-P.6-9.