Управление качеством важнейших процессов при сооружении подводного нефтепровода в акватории Балтийского моря

Щербань, Павел Сергеевич

Стандартизация и управление качеством продукции

автореферат диссертации по машиностроению и машиноведению, 05.02.23, диссертация на тему:Управление качеством важнейших процессов при сооружении подводного нефтепровода в акватории Балтийского моря

кандидата технических наук: Щербань, Павел Сергеевич
город: Москва
год: 2013
специальность ВАК РФ: 05.02.23
цена: 450 рублей

Диссертация по машиностроению и машиноведению на тему «Управление качеством важнейших процессов при сооружении подводного нефтепровода в акватории Балтийского моря»

Автореферат диссертации по теме "Управление качеством важнейших процессов при сооружении подводного нефтепровода в акватории Балтийского моря"

На правах рукописи

Щербань Павел Сергеевич

УПРАВЛЕНИЕ КАЧЕСТВОМ ВАЖНЕЙШИХ ПРОЦЕССОВ ПРИ СООРУЖЕНИИ ПОДВОДНОГО НЕФТЕПРОВОДА В АКВАТОРИИ БАЛТИЙСКОГО МОРЯ

Специальность: 05.02.23 — Стандартизация и управление качеством

продукции

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

005544872

Москва 2013

005544872

Работа выполнена в Российском государственном университете нефти и газа имени И.М. Губкина

Научный руководитель Кершенбаум Всеволод Яковлевич,

заслуженный деятель науки Российской Федерации, доктор технических наук, профессор, заведующий кафедры: «Стандартизации, сертификации и управления качеством производства нефтегазового оборудования» РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина.

Официальные оппоненты: Стеклов Олег Иванович,

заслуженный деятель науки Российской Федерации, доктор технических наук, профессор, заведующий кафедры: «Сварки и мониторинга нефтегазовых сооружений» РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина.

Аронов Иосиф Зиновьевич, доктор технических наук, профессор, заведующий отделом оценки соответствия ОАО "ВНИИС"

Ведущая организация ФГБОУ ВПО «Балтийский Федеральный

университет им. Иммануила Канта».

Защита состоится Л декабря 2013 года в на заседании

диссертационного совета Д 212.200.01 при Российском государственном университете нефти и газа имени И.М. Губкина по адресу: Ленинский проспект, 65, ГСП-1, Москва, 119991.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Российского государственного университета нефти и газа имени И.М. Губкина.

Автореферат разослан ноября 2013 года.

Ученый секретарь диссертационного совета, к.т.н., доцент Т.А. Чернова

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы диссертации. В настоящее время наметился переход от освоения запасов нефти и газа суши к разработке морских залежей углеводородов. Добыча нефти на шельфе широко распространена за рубежом - в Норвегии, Великобритании, Соединенных Штатах Америки, Франции, в результате чего этими странами накоплен большой опыт по разработке и освоению морских месторождений.

Однако, сооружение сложных технических объектов по добыче и транспортировке углеводородов в условиях открытого моря по прежнему является серьезным вопросом с точки зрения обеспечения их качества.

Это связанно в первую очередь с тем, в каких природных условиях происходит весь цикл работ, а также с контролем и управлением организационными, техническими, человеческими и другими группами факторов. Кроме того, необходимо учитывать высокую уязвимость акваторий, в которых производится нефтедобыча. В свою очередь это накладывает серьезные экологические требования к обеспечению надежности работы как добывающих, так и транспортных систем морского нефтепромысла. В результате этого, с одной стороны - многофакторность решаемой задачи и сложность контроля и управления параметрами процесса сооружения объектов морской нефтедобычи, а с другой стороны - высокая степень ответственности за их надежность и исполнение создают ряд рисков, для управления которыми необходимо разработать специализированную систему управления качеством процессов при сооружении объектов нефтегазового комплекса в море.

Степень разработанности проблемы. Поскольку в Российской Федерации относительно интенсивное освоение морских месторождений началось сравнительно недавно и имеет широкие перспективы в будущем, то представляемый вопрос является крайне важным.

До последнего времени в России отсутствовали серьезные нормативные документы государственного и международного уровня по рассматриваемому вопросу. При реализации любых нефтегазовых проектов на шельфе использовался зарубежный опыт, который не всегда может быть применим в условиях нашей страны. Таким образом, создание системы управления качеством процесса сооружения морских объектов нефтегазового комплекса с учетом более суровых условий окружающей среды и повышенной экологической уязвимости зон перспективной нефтедобычи на Российском шельфе представляется актуальным. Здесь следует отметить, что одной из самых уязвимых систем морских нефтепромыслов является транспортная, поскольку на долю нефтепроводов приходиться до сорока процентов выбросов нефти в окружающую среду. Вследствие этого

необходимо в первую очередь при разработке вопроса управления качеством процесса сооружения морских объектов нефтегазового комплекса уделять наибольшее внимание проблеме обеспечения качества процесса сооружения морских промысловых нефтепроводов.

Рассматривая представленный вопрос в региональном плане, следует отметить то, что подавляющая часть запасов углеводородов, находящихся на суше Калининградской области, исчерпана, в связи, с чем разработка морских залежей (в которых сосредоточено до 50% запасов нефти по региону) крайне перспективна. Все это совместно с географическими особенностями региона, развитой инфраструктурой нефтегазового комплекса, а также с учетом опыта и рядом новых технических проектов по освоению месторождений акватории южной Балтики компанией ООО «Лукойл-Калининградморнефть» открывает перспективы по исследованию и разработке вышеобозначенных проблем управления качеством процесса сооружения подводных нефтепроводов.

Цель исследования: Целью исследования является разработка системы управления качеством процесса сооружения подводного нефтепровода на шельфе Балтийского моря на основе исследования уровней качества поставки и хранения оборудования, материалов и качества проведения строительных и сварочных работ. В качестве характерного примера избран нефтепровод от НСП «Романово» к МЛСП «Д-6», сооруженный компанией ООО «Лукойл-Калининградморнефть».

Задачи исследования:

1. Проанализировать этапы процесса сооружения подводного нефтепровода от НСП «Романово» к МЛСП «Д-6» и выявить основные внешние и внутренние факторы, повлиявшие на качество процесса.

2. Установить наиболее дефектоносные процессы, влияющие на качество и надежность сооружаемой технической системы.

3. Разработать методику выявления и анализа несоответствий при сооружении морского нефтепровода на шельфе Балтийского моря.

4. Разработать алгоритм по оценке влияния внешних и внутренних параметров процесса сооружения на качество подводных нефтепроводов в исследуемой акватории.

5. Разработать методику управления качеством процессов сооружения морских нефтепроводов в условиях Балтийского моря.

6. Исследовать и оценить степень влияния несоответствий уровня качества на уровень риска сооружения и эксплуатации подводного нефтепровода для природной среды.

Объект исследования: система управления процессом сооружения подводного нефтепровода, предмет исследования: изменение уровня качества сооружаемого нефтепровода в зависимости от видов и последствий несоответствий процессов и материалов.

Методы исследований. В диссертационной работе использовались методы математической статистики, планирования эксперимента, моделирования процессов, а также методы экспертных оценок, РТА, НА£ОР, РМЕА-анализы, нормировка векторов, метод главных компонент и другие инструменты по управлению качеством.

Научная новизна: Состоит в том, что впервые был разработан алгоритм управления качеством процесса сооружения подводного нефтепровода на этапе реализации сварочных технологий, заключающийся в применении последовательного анализа причин возникновения несоответствия на различных этапах сварки с помощью использования комплексного подхода (РТА, НАгОР, РМЕА) и последующей обработки полученных фактических и экспертных данных с использованием нормированных векторов и метода главных компонент с целью получения объективной информации о качественных характеристиках сварного соединения.

Практическая значимость: Полученные результаты нашли практическое применение в разработке с непосредственным участием диссертанта компанией ООО «Лукойл-Калининградморнефть» внутреннего документа — «Практические рекомендации по управлению качеством сварочных процессов при сооружении подводного нефтепровода диаметром 273 мм».

Положения, выносимые на защиту:

1. Методика анализа и выявления основных показателей качества и элементов по их управлению при процессе сооружения подводного нефтепровода.

2. Методика проведения комплексного анализа процесса сооружения подводного нефтепровода на основе использования трех методов менеджмента риска (РТА, НА20Р, РМЕА - анализы) с целью выявления основных базовых элементов управления, влияющих на качество стыкового соединения, последующего установления взаимосвязей между ними, их группировки по подпроцессам и выявления наиболее дефектоносного из них на различных этапах работ по сооружению морского нефтепровода.

3. Алгоритм управления уровнем дефектности соединения на основе контроля и управления вероятностью возникновения и вероятностью обнаружения дефектов на различных этапах процесса сварки.

4. Метод установления вероятности возникновения дефектов с использованием нормированных векторов и метода главных компонент.

5. Методика управления вероятностью обнаружения дефектов стыкового соединения различными методами неразрушающего контроля посредством увеличения их точности.

6. Метод установления взаимосвязи между уровнем дефектности соединения и степенью риска его разрушения, с последующей оценкой экологических последствий.

Реализация результатов работы: Основные положения диссертационной работы и результаты исследований автора докладывались, обсуждались и были положительно оценены на следующих научных конференциях: 66-ая международная конференция «Нефть и Газ», РГУНГ им. И.М. Губкина, Москва, 2012 г.; 9- ая Всероссийская конференция «Актуальные проблемы развития нефтегазового комплекса России», РГУНГ им. И.М. Губкина, Москва, 2012 г.; 67-ая международная конференция «Нефть и Газ», РГУНГ им. И.М. Губкина, Москва, 2013 г.

Публикации. В ходе выполнения диссертационной работы опубликовано шесть научных статей, в том числе три из них в изданиях, входящих в перечень ВАК.

Структура работы. Диссертация состоит из одного тома, включающего введение, три главы, общие выводы по работе, список литературы, представленный 103 источниками, а также 10 приложений. Общий объем работы составляет 190 страниц и включает в себя вместе с приложениями 47 рисунков и 33 таблицы.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность темы диссертации, заключающаяся в необходимости разработки системы управления качеством процесса сооружения подводных нефтепроводов в акватории Балтийского моря. Дан обзор степени разработанности исследуемой темы, сформулированы цель и задачи исследования, определены научная новизна, практическая значимость, а также методы исследования, используемые в работе.

В первой главе диссертационной работы последовательно анализируются основные этапы и процессы сооружения подводного нефтепровода в акватории Балтики. На основании существующего нефтепровода проводится подробный анализ процесса проектирования, приемочного контроля материалов, осуществления последующего монтажа, сварки и трубоукладки плетей в море. В главе рассматриваются различные технологические процессы, происходящие во время сооружения подобных сложных и многокомпонентных систем, особенно с учетом непрерывно меняющейся внешней среды.

Рассматривая этапы процесса сооружения подводного нефтепровода (Рис.1.), зафиксируем, что на различных этапах по внутренним составляющим процесса меняются объекты управления качеством и их характеристики. Так, на приведенной схеме указаны основные группы показателей качества, по которым осуществляется контроль и управление от этапа к этапу.

Первым этапом работ, в ходе которого могут возникнуть несоответствия, является транспортировка узлов и материалов от баз хранения до зоны сборки нефтепровода. После транспортировки различных материалов по прибытию осуществляется второй этап - отгрузка и приемочный контроль, для отбраковки дефектных партий (выявления, как производственного брака, так и несоответствий, возникших в ходе нарушений методов транспортировки) и с целью уменьшения вероятности возникновения последующих дефектов вследствие использования некачественных материалов. Третий этап заключается в хранении материалов на складах. Четвертый — дополнительная транспортировка и отгрузка в зоне сборки. Пятый - предварительный монтаж элементов нефтепровода на берегу. Далее из отдельных трехтрубных элементов производится сварка и монтаж секций и - в дальнейшем - плетей нефтепровода, после чего проводятся гидроиспытания сформированной секции. После проведения гидроиспытаний секции на роликах спускаются в море, и затем буксируемые судами трубоукладчиками плети выводятся в акваторию, где стыкуются и последовательно погружаются по ходу трассы.

Все представленные этапы процесса анализировались на предмет выявления основных механизмов управления качеством каждого из элементов проведенных работ (Рис 1.). Для этого одновременно с анализом проведенных в акватории работ по строительству подводного нефтепровода и рассмотрением накопленного опыта, автор проводит обзор нормативных международных и российских документов по обеспечению процесса сооружения подводных нефтепроводов, а также по контролю уровня их качества. В частности, анализируются следующие нормативные документы о сооружении нефтепроводов в море:

• ВН 39-1.9-005-98 «Нормы проектирования и строительства морского газопровода»;

• американский национальный стандарт ANSI/ASME В31.8 «Газотранспортные и распределительные трубопроводные системы»;

• американский отраслевой стандарт API 1111 «Проектирование, строительство, эксплуатация и техническое обслуживание морских трубопроводов для углеводородов»;

• британский стандарт BS 8010, часть 3; 1993 «Нормы практики для трубопроводов. Подводные трубопроводы: проектирование, строительство и монтаж»;

• норвежский стандарт DetNorskeVeritas OS — F101 «Подводные трубопроводные системы»;

Расчистка и обустройство строительного участка

1 Контроль 1

Доставка труб и оборудования на строительную качества труб и

1 , 1, Хранение

оборудования материалов

площадку . / Ч .

—"V ч^

Основные группы показателей качества:

1. Качество труб и сварочных материалов при транспортировке и приемке

2. Качество труб и сварочных материалов при хранении

3. Качество сварного шва при ручной и автоматической сварке

4. Качество дефектоскопии и гидроиспытаний

5. Качество монтажных работ

6. Качество сварочных работ в море

7. Качество монтажа нефтепровода к платформе

8. Качество итогового контроля

Сварка плетей (ручная) контроль качества

Сварка плетей (автоматическая) контроль качества сварных швов

X X Сборка плетей и протаскивание через защитный кожух

Гидроиспытания плетей

Подготовка дна Разработка

траншеи

Спуск и буксировка до места укладки

Укладка нефтепровода

Стыковка нефтепровода и платформы

Очистка и испытание

Рис.1. Этапы процесса сооружения, монтажа и укладки подводного нефтепровода в Балтийском море и

основные группы показателей качества

• национальный стандарт России ГОСТ Р 54382—2011 «Подводные трубопроводные системы».

В главе рассматриваются и те нормативные документы, которые были применены при сооружении уже имеющегося подводного нефтепровода в акватории Балтики. В частности, основными регламентирующими документами являлись: ВН 39-1.9-005-98, «Морской регистр», DetNorskeVeritas OS - F101. Одновременно с этим общие характеристики нефтепровода соответствовали и нормативно-техническим требованиям стандартов: ВСН 006-89 «Строительство магистральных трубопроводов».

Кроме нормативных документов по процессу сооружения морских нефтепроводов, автор анализирует и комплекс документов по сварке нефтепроводов вообще и, в частности, в море. Так анализируются следующие документы:

• EN ISO 13920 - Допустимые отклонения для сварных конструкций -допустимые отклонения размеров длинны, углов, формы и положения;

• EN ISO 9013 — Сварка и родственные процессы. Классификация качества и допустимые отклонения размеров поверхностей при газопламенной резке;

• ISO 6520-1:2005 «Сварка и родственные процессы - Классификация геометрических несовершенств в металлических материалах».

В итоге формируется общая картина существующих и примененных к сооруженному нефтепроводу нормативных документов, обеспечивающих его качественные характеристики. Далее на основе данных статистики и предшествующих исследований, автор анализирует вопрос о наиболее дефектоносном и сложном процессе в ходе сооружения подводного нефтепровода. По итогам данного анализа установлено, что наиболее сложным и дефектоносным является процесс сварки. Представим общее количество параметров характерное для каждого из процессов сооружения морского нефтепровода. Одновременно разобьем все параметры на контролируемые и неконтролируемые:

Июляционмо-укладочные С верочно-монтажные Входной контроль Земляные

Контролируемые |~| Не контролируемые

параметры параметры

Рис.2 Контролируемые и не контролируемые параметры при сооружении подводного нефтепровода.

Далее обратимся к данным статистики, по результатам рассмотрения которых устанавливается, что наибольшую роль в процессе дефектообразования в сооружаемом нефтепроводе на начальном этапе представляет процесс сварки:

ы Дефекты сварки

Дефекты материалов ■ Внешние воздействия ш Несовершенство системы контроля

Квалификаця исполнителей Выявляемость дефектов

Несовершенство нормативных требований Недостаточная

контр олепр! 1Т О ДНО СТЬ

Рис.3 Общая доля дефектов сварки в причинах возникновения аварийных ситуаций на подводных нефтепроводах.

В результате проведенного анализа установлено, что процесс сварки играет ведущую роль в сооружении подводного нефтепровода, и наиболее рационально рассматривать общий вопрос управления качеством процесса сооружения подводного нефтепровода непосредственно на примере управления качеством процесса сварки.

По имеющемуся подводному нефтепроводу в акватории Балтики, представляются общие сведения по этапам монтажа, так из 3780 соединений в нефтепроводе 1965 (52%) - были выполнены ручной сваркой и 1814 (48%) — автоматической. Разница в примененных методах была обусловлена тем, что на этапе строительства было выявлено значительное количество дефектов, возникших из-за некачественной сварки, что, в свою очередь, повлияло на смещение графика строительства и сроков сдачи объекта, вследствие чего, и была применена автоматическая сварка для повышения качества и ускорения процесса строительства.

Первоначально при сооружении данного нефтепровода создавались из отдельных труб трехтрубные заготовки - длиной в 36 метров, большая часть из которых была выполнена посредством автоматической сварки. Все последующие этапы работ (вследствие невозможности протаскивания длинных плетей труб) осуществлялись ручной сваркой.

Во второй главе автор рассматривает вопрос о создании комплексного метода анализа качества строительно-монтажных и сварочных работ на подводном нефтепроводе. В результате предлагается использовать последовательно три метода менеджмента риска: FTA (Fault tree analysis) -анализ дерева неисправностей; HAZOP (Hazard and operability studies) -исследование опасности и работоспособности; FMEA (Failure mode and effects Analysis) - анализ видов и последствий отказов.

Первый применяемый метод - FTA - позволяет, привязываясь к основному рисковому событию, развертывать процесс образования несоответствий в ходе процесса сооружения подводного нефтепровода. Формируемые по методу FTA взаимосвязанные группы подпроцессов разделяются на отдельные, последовательные, составные части, внутри которых выделяются базовые блоки. Базовые блоки, в свою очередь являются тем элементом, который хорошо подвергается контролю и управлению, поскольку в подавляющем большинстве случаев они выражаются через конкретные значения (сила тока, скорость, длинна дуги, геометрические характеристики и проч.) (Рис. 4.).

Следующий предлагаемый в представленном комплексе метод HAZOP позволяет на основе представленного дерева FTA рассмотреть взаимосвязи между базовыми блоками и блоками более высокого порядка. В частности, используя систему управляющих слов, отразить глубину и степень взаимосвязи, виды возникающих отклонений и охарактеризовать степень возможного риска при негативном развитии внутренних взаимосвязей, в случае, если какой-либо из представленных базовых блоков принимает значения отличные от нормы и выходящие за допустимые значения.

Метод HAZOP позволяет, анализируя при помощи специализированных управляющих слов и систем базовые блоки (полученные по ранее представленному методу FTA) и их различные состояния характеризовать подпроцессы и формирование несоответствий в них, которые выделяются в последующем анализе FMEA.

Одновременно метод HAZOP позволяет идентифицировать потенциальные опасности в исследуемом процессе сварки. Рассматриваемые опасности могут включать как опасности, касающиеся только самого процесса, так и опасности для окружающей среды.

В основе исследования HAZOP лежит «экспертиза управляющего слова», которая представляет собой целенаправленный поиск отклонений от целей процесса. Для облегчения экспертизы рассматриваемый процесс сооружения нефтепровода необходимо разделить на составные части, так чтобы можно было вычленить конечную цель каждой из них.

После составления списка базовых элементов и управляющих слов разрабатывается алгоритм метода HAZOP к конкретной анализируемой проблеме.

о-гг

О- j4

о-

о—

г. —1

о—%

о—П

Ь,

—| | Вершнна дерева о_ ^

I-, Основное

-Н г- базовое собьпне

О Блок оппсання события

0-1л

СН I, М

Событие ¡руемое на расширенного дерева

А] I формируемое на базе _I ра

Г —

н -

в л

с -

Б —1

— А

На схеме отражает клапан ПЛИ (представляет собой обьединение входящих событий)

Рис. 4. Пример укрупненного дерева РТА для процесса ручной дуговой сварки подводного нефтепровода А - Разрыв сварного шва подводного нефтепровода; В — Недопустимые дефекты сварного шва; С - Критическое воздействие внешних условий; О — Нарушение режимов работы трубопроводной системы; Е - Возникновение дефектов сварки вследствие нарушения центровки труб; - Нарушение соосности свариваемых труб; е: - Нарушение межтрубного зазора; еэ - Нарушение геометрии разделки кромок; е< - Нарушение жесткости фиксации; Р — Возникновение дефектов при первом проходе; Л - Возникновение дефектов при последующих проходах сварки; Г, ^ - Нарушение режима сварки; Гг, j2 -Нарушение условий внешней среды; Ь, - Нарушение качества сварочных материалов; Г<, j4 - Низкая квалификация персонала; Н - Возникновение дефектов при термообработке; 1н - Температура при термообработке сварного шва; Ьг - Время термообработки; Ь - Площадь термообработки; I -Возникновение дефектов при гидроиспытаниях; ш - Время гидроиспытаний; ¡1! - Давление в трубопроводе.

В рассматриваемом случае метод HAZOP применяется, к проблеме возникновения несоответствий в состояниях элементов ранее рассчитанных деревьев FTA. Последовательно из каждого анализируемого блока выбирается элемент (или два тесно взаимосвязанных элемента), и группа экспертов устанавливает, какое из управляющих слов должно применяться первым, вторым и т.д. После этого устанавливается, должно ли управляющее слово применяться непосредственно к элементу или к каким-либо его характеристикам. В итоге формируется алгоритм применения метода HAZOP (Рис. 5).

Если посредством применения управляющего слова в алгоритме было идентифицировано отклонение элемента (или характеристики), ведущее к сбою процесса, то проводится исследование возможных причин и последствий. На основе алгоритма осуществляется заполнение таблицы HAZOP. Каждая строка данной таблицы отражает состояние элемента дерева FTA или изменение характеристики элемента при применении управляющего слова.

После применения двух вышеобозначенных методов применяется FMEA-метод, который позволяет устанавливать на основе экспертного анализа и статистических данных граничное число риска для подпроцессов сварки, а затем, группируя на основе дерева FTA подпроцессы ранжировать их по степени дефектоносности и выделить для последующего рассмотрения те из них, значения риска в которых превышают установленное граничное значение.

Использованный же ранее метод HAZOP позволяет характеризовать взаимосвязи между элементами в подпроцессах, выделенных FMEA анализом.

При применении FMEA-анализа по выявлению наиболее дефектоносного подпроцесса при сварке подводного нефтепровода, группа экспертов оценивала следующие параметры по 10-балльной шкале.

Во-первых, оценивалась тяжесть последствий при возникновении дефекта S (Severity). Далее экспертами оценивалась вероятность появления дефекта О (Occurence) в ходе процесса.

В данном случае 10 баллов соответствуют вероятности возникновения дефекта 0,25 и выше. В свою очередь оценивается и вероятность обнаружения дефекта D (Detection). Максимальный балл проставляется для «скрытых» дефектов, которые не могут быть выявлены до наступления последствий.

Расчет приоритетного числа риска RPN (Risk Priority Number) осуществляется по следующей формуле:

RPN = S*0*D (1)

Если в ходе проведения анализа полученное значение RPN превышает критическую границу RPNep то анализируемый процесс необходимо дорабатывать.

Рис. 5. Алгоритм применения метода НА20Р к процессу сварки подводного

нефтепровода

В ходе подобной доработки возможно снизить частоту появления и повысить частоту обнаружения дефекта, однако серьезным образом повлиять на тяжесть последствий практически невозможно.

Все представленные параметры Б, О, Б выставляются экспертами по 10-тибалльной шкале.

При расчете уточненного граничного значения РМЕА, автор предлагает опереться на первоначальную оценку риска для природной среды, поскольку основные последствия при реализации аварийной ситуации будут отражаться на окружающей природе.

В результате установлено, что риск природной среде вследствие несоответствий в ходе сварочных работ при сооружении подводного нефтепровода будет равен:

^природ ~ О * Рпроизв * (9)

Где:

О' - вероятность возникновения производственного дефекта, в %; £>' - вероятность обнаружения производственного дефекта, в %; Рпрошв - вероятность аварийности производственного дефекта, в %; Яд - вероятность разрыва шва из-за несоответствий при сварке (соб/км)"5

Далее при нахождения граничного значения ЯРЫ,р, было предположено, что = 5т(Ц =10 (наихудший из всех вариантов), Огр = Д.р' = 1 (то есть вероятность выявления дефекта практически стопроцентная). Тогда граничное значение определяется следующей формулой:

ЯРКВ = Ю*Огр (3)

как:

Одновременно с этим Огр возможно выразить так:

природ (4)

°Ф ~ Р * к

А произвол д

Поскольку Огр есть Ф (0'гр)у то в итоге граничное значение вычисляется

/ Природ ч ,_ч

КРЫ = 10 * Ф (- ) (5)

Р * и

протвод

По итогам разработки подобного подхода, и применения его к анализу процесса сварки подводного нефтепровода, были получены следующие результаты (Рис.6).

В итоге применения всех трех методов менеджмента риска (ИТА, РМЕА, НА20Р) установлено, что в рассматриваемом вопросе они взаимно обогащают друг друга, поскольку функциональное и целевое значения каждого из методов этого комплексного подхода регламентировано.

КРИ

факт

гр

Процесс

10 11

Рис.6. Граничное значение и фактическое значение по приоритетным числам

риска для процесса сварки подводного нефтепровода. Где: 1 — операция по стыковке и центровке плетей нефепровода в море; 2 — сварка корня шва в море; 3 — прихватка и сварка корня шва на суше, 4 — образование пор при сварке в море; 5 — нарушение центровки и соосности в ходе сварки на суше; 6 — выполнение неразрушающего контроля качества швов; 7 — образование пор при сварке на суше; 8 — подготовка труб к зачистке; 9 - зачистка швов на море; 10 - образование шлака в ходе сварки в море; 11 — зачистка швов на суше.

Таким образом, каждый из представленных анализов раскрывает вопрос управления качеством процесса сооружения подводного нефтепровода со своей стороны, со стороны структуры процесса и его базовых элементов (метод РТА), с точки зрения взаимосвязей элементов и различных вариантов их состояния в представленной системе (метод .НАгОР), и наконец, со стороны видов и последствий потенциальных отказов подпроцессов и их положения относительно граничного числа риска (метод РМЕА).

Это, в конечном счете, позволяет сформировать комплексное объективное представление как в вопросе дефектообразования в ходе различных подпроцессов, так и применительно к управлению качеством всего процесса работ по сооружению подводного нефтепровода. Применение всех трех обозначенных методов в комплексе является, в конечном итоге, предпосылкой для получения уточненных и достоверных результатов и отправной точкой в создании алгоритма управления качеством процесса сварки подводного нефтепровода.

В третьей главе устанавливается показатель вероятности отсутствия дефектов в /-ом сварном соединении. Данный показатель определяется исходя из следующей формулы:

Й=1-Я,*Л (6>

Где: Вi — вероятность возникновения дефекта в сварном соединении, Р, -вероятность обнаружения дефекта в сварном соединении

Данная вероятность отсутствия дефектов в соединении, одна из основных характеристик описывающих его качество. Раскрыв представленную формулу, возможно, установить, что в случае применения ультразвукового контроля Р, = 0,55, в случае применения рентгенографического метода Р, = 0,70 и в случае использования обоих методов Р, = 0,72. В свою очередь показатель Я, можно рассматривать как сумму вероятностей появления дефектов на каждом из подпроцессов:

В,= Knn+Skc+Soc+Tol+ Тр (7)

Где: К„„ — вероятность возникновения дефектов в ходе предварительной подготовки стыка, Skc — вероятность возникновения дефектов в ходе сварки корневого слоя, Soc — вероятность возникновения дефектов в ходе сварки основных слоев, Tot — вероятность возникновения дефектов в ходе термической обработки, Тр — вероятность возникновения дефектов в ходе гидроиспытаний шва.

В результате, поскольку изначально известно из статистики какое значение в ходе дефектоскопии примет параметр Р„ то, исходя из представленных ранее формул, возможно установить В1гран для конкретного шва при установленных значениях Р,. Тогда, определяя В;факт и сравнивая с BjrpaH, можно установить, необходимо ли регулирование вероятности возникновения несоответствий. Так, в случае если B$aKm>Bupm, то необходимо путем перебора установить, в каком из подэтапов значения вероятности возникновения несоответствий завышены. Общая последовательность подобного последовательного анализа отражена в следующем алгоритме (Рис.7.).

Расчет формулы (4) из приведенного далее алгоритма осуществляется следующим образом. Для каждого из дефектов выделяется свой набор факторов {/}; f2--.f„} и в соответствующей дефекту строке заполняются те ячейки факторов, которые соответствуют данному набору (прочие остаются пустыми).

Заполнив по факторам нормативные и фактические значения, для каждого из факторов необходимо определить величину отклонения, и далее провести нормировку — в ходе которой величина отклонения будет иметь безразмерный, процентный характер. В итоге по каждому из дефектов будет получен набор безразмерных отклонений по факторам {Afi; Af2...Afn).

да

Да

да

У Да

/ 'да

'да

да е

нет

> , да

\ , Да

нет

Рис.7. Алгоритм управления вероятностью возникновения дефектов в процессе

сварки.

Где:

1. Установить значение Р! для анализируемого сварного соединения в зависимости от вида контроля;

2. Исходя из неравенства < 0,0027 (определенного по теории шести сигм), установить значение Вкран;

3. Исходя из дерева РТА, для процесса установить количество параметров, и в зависимости от общего числа параметров и от числа параметров в подпроцессах распределить граничную величину;

4. Заполнить по всем параметрам таблицу и группируя их по дефектно рассчитать нормированные вектора;

5. Группировать выбранные дефекты и их нормированные вектора по подпроцессам;

6. Установить в подпроцессе К„пфакт< Кпл,ран\

7. Установить в подпроцессе Бкгра„;

8. Установить в подпроцессе Баф^^

9. Установить в подпроцессе То1факт< Т0,граи\

10.Установить в подпроцессе Трфакт<

11. По окончании применения метода нормированных векторов и сравнения граничных и фактических значений применить метод главных компонент для установления вероятности проявления

последующих дефектов. Заполнить таблицы, характеризующие взаимовлияние дефектов на каждом этапе, экспертными оценками;

12. Применить метод главных компонент и установить наибольшее собственное значение. В случае если выявлена высокая корреляция, разработать план действий по снижению вероятности возникновения первичного дефекта;

13.В случае, если на всех стадиях отсутствуют нарушения, то сварной шов выполнен с требуемым уровнем вероятности возникновения дефектов.

Поскольку данные значения безразмерны и обезличены, то мы можем утверждать, что с геометрической точки зрения они лежат в едином ортонормированном пространстве. Тогда считая каждое из А/п за вектор, возможно, получить единый базис по всем векторам определяющим дефект.

| /< |= (8)

Заполнение же пунктов (11,12) в алгоритме происходит, руководствуясь следующим положениям метода главных компонент:

1. Заполнить экспертную матрицу X по каждому подпроцессу по взаимовлиянию дефектов;

2. Из матрицы X путем центрирования и нормирования получить матрицу У;

3. Из матрицы У транспонировав ее получить транспонированную;

4. Умножить матрицу У на транспонированную и получить матрицу Я;

5. Диагонализировать матрицу Я;

6. Рассчитать собственные дополнения к матрице И;

7. Вычислить собственные значения X и главные компоненты.

В результате применения представленного алгоритма становится возможно в данном подпроцессе выделить как виды наиболее вероятных дефектов, так и указать те из возможных дефектов, которые могут возникнуть вследствие первичных.

В целом, устанавливая значения вероятности возникновения дефектов в ходе каждого подпроцесса и находя первопричины отклонений вызвавших нарушения граничных значений, возможно регулировать качество процесса сварки, снижая различными способами величины отклонений по каждому из параметров (в первую очередь, по тем из них, которые вносят наибольший вклад в завышенный нормированный вектор), снижая вероятность возникновения дефектов.

В рассматриваемом случае использование данной модели управления и повышения качества процесса обосновано, если исследуемое соединение по параметрам риска разрыва и вероятности отсутствия дефектов выпадает за зону «оптимального и безопасного уровня качества». Представим данную зону на следующем графике.

Рис.8. График зависимости вероятности отсутствия дефектов в стыке и

вероятности разрыва стыка нефтепровода. Где: Q¡ - Вероятность отсутствия дефектов в /-ом сварном соединении Я,- — вероятность разрыва стыка нефтепровода.

Далее в третьей главе рассматривается пример использования описанного алгоритма. В частности исходя из предшествующего анализа ПУША, берется наиболее рискованный процесс сварки нефтепровода в море. По итогам применения алгоритма устанавливается нарушение вероятности возникновения дефектов в ходе работ по формированию корня сварного шва.

Одновременно с этим в главе раскрывается проблема управления вероятностью обнаружения дефектов. Так величина вероятности обнаружения дефектов, состоит из произведения двух вероятностей:

Р^9Р'<РЛ (9)

Р1 — вероятность обнаружения дефектов; срр — вероятность наличия реальных дефектов в соединении; (рб - достоверность применяемого способа контроля.

За допущение принимаем, что обнаружение дефектов в сварном соединении и наличие дефектов в соединении взаимозависимы, и, следовательно, изменение вероятности обнаружения (Р,) возможно только при абсолютных максимальных значениях (рд. Таким образом, так как ера при абсолютных максимальных значениях равно 1,0, можно утверждать, что в целом вероятность обнаружения дефектов тождественна достоверности применяемого способа контроля.

Соответственно, задача, состоящая в повышении вероятности обнаружения дефектов, заключается в повышении достоверности применяемого способа контроля (достоверности выявления данным способом дефектов каждого вида).

К решению подобной задачи возможно подойти с двух сторон с графическо-математической ее интерпретации и с внутреннего физического наполнения.

В математической интерпретации вероятности обнаружения дефекта, автор предлагает описывать эффективность метода руководствуясь следующей формулой:

Где: Р,- Вероятность обнаружения дефекта; г;— коэффициент весомости; п—

По результатам применения данного математически-графического подхода к радиографическому пооперационному контролю швов нефтепровода выстраивается следующая графическая интерпретация распределения вероятности обнаружения дефектов (Рис.9.). На обозначенном полигоне по каждой из шкал отткладывается тот отрезок от центра окружности, который выражает процентное отношение вероятности выявления конкретной группы дефектов радиографическим методом. После этого последовательно объединяются отложенные отрезки, и получается единое пространство Р,.

Здесь следует отметить, что с математической точки зрения вероятность обнаружения дефектов данным методом представляется как площадь многоугольника..

(10)

значение г-го показателя

Металлург кие включения

Рис.9 Развертка вероятности обнаружения дефектов радиографическим

методом

Рис.10. Развертка вероятности обнаружения дефектов ультразвуковым

методом

Характерно и то, что говоря об увеличении «выявляемое™» дефектов представленным методом, математически ставится задача по расширению его границ, а, следовательно, по увеличению площади многоугольника и приближению ее к кругу.

Поскольку в ходе сооружения подводного нефтепровода наименее контролируемым является этап работ в море, то необходимо решить задачу по увеличению выявляемое™ дефектов на данном этапе. Учитывая то, что во время осуществления данного технологического процесса возможно применение только ультразвукового метода контроля автор предлагает аппаратное решение данной задачи, которое заключается в применении метода фазированных решеток. В отличие от стандартного ультразвукового контроля фазированная решетка посылает направленный пучок волн с высокой амплитудой колебаний, и в результате увеличивается точность фиксации и обнаружения дефекта.

Рис.11 Применение метода фазированных решеток 22

Рассмотрев различные методы управления вероятностью возникновения и вероятностью обнаружения дефектов, были разработаны несколько подходов к увеличению величины Q¡ (вероятность отсутствия несоответствий).

В свою очередь, представленная ранее зависимость (Рис. 8) между вероятностью отсутствия дефектов в конкретном соединении £>, и вероятностью разрыва данного соединения Л, связывает непосредственные индивидуальные параметры сварного шва (В, и Р,) с риском его разрыва, как в результате некачественной сварки, так и в результате недостаточного контроля.

Сам по себе риск разрыва соединения труб в нефтепроводе - это многокомпонентная величина. Поскольку в его контексте мы говорим о сценариях протекания возможной аварии, то наиболее корректно представить сам риск виде суммы его двух основных компонент:

(11)

Где: - Риск точечного разрыва шва подводного нефтепровода; -Риск гильотинного разрыва шва подводного нефтепровода.

Точечный разрыв шва подводного нефтепровода представляет собой формирование пробоины между внутренней полостью трубы и окружающей средой в зоне сварного соединения. Данный «точечный разрыв» может приобретать различные формы: в виде трещины (продольной и поперечной), сквозного свища и др, но основной его отличительной особенностью от гильотинного разрыва является то, что при таком разрыве нефтепровода не происходит глобального сдвига в распределении давлений и соединение разрушается только на определенном участке.

Переходя к вопросу о расчетах объемов утечки нефти в природную среду вследствие гильотинного разрыва, отметим, что статистически на долю точечных разрывов швов магистральных нефтепроводов как на суше, так и на море в среднем приходится до 90% аварийных ситуаций. В свою очередь, оставшиеся 10% относятся к риску гильотинного разрыва. Однако данные величины более характерны для магистральных нефтепроводов, в технологических нефтепроводах количество аварий с гильотинным разрывом существенно меньше и составляет порядка 1-5%.

Далее автор рассматривает оба сценария протекания аварии применительно к исследуемой акватории. Учитывая характер и вид нефтепроводов сооружаемых в данной зоне, возможно просчитать максимальную площадь распространения нефтяного пятна и направление его движения. Поскольку в данной акватории превалируют западные ветры, то, вероятнее всего, от зоны разрыва стыка подводного нефтепровода протянется шлейф нефтяного пятна на восток. Учитывая расположение объектов нефтедобычи и транспортировки, а также средние скорости течений и нагонных ветров, можно утверждать, что при разливе нефти в

рассматриваемой акватории нефтяное пятно достигнет побережья в течение 1-2 суток.

Вследствие этого практически невозможно будет осуществить предупредительные мероприятия и остановить разлившуюся нефть вдали от берега. Кроме этого следует учесть следующие факторы:

• Во-первых, на территории побережья, куда возможен выброс нефти, находится объект всемирного наследия ЮНЕСКО Национальный парк России «Куршская коса»;

• Во-вторых, значительная часть побережья, лежащая в зоне возможных выбросов принадлежит Литовской республике и также является объектом всемирного наследия ЮНЕСКО.

В результате общий предполагаемый ущерб, возможно, выразить как следующую сумму ущербов:

Уоби/ ~ УК. в. У р. 3. Ун.п. Улр ( ^

Где: Укв - ущерб водной среде рассматриваемой акватории; Урз — ущерб рекреационной зоне; У„„ - ущерб национальному парку; У,р - ущерб Литовской республике.

Рис.12. Вероятность распространения в течении первых двух суток нефтяного загрязнения

Размеры ущерба для водной среды, исходя из двух представленных видов развития аварийной ситуации - утечки нефти при точечном и гильотинном разрыве шва подводного нефтепровода разливах устанавливаются по формуле:

т п

4 '-1 М (13)

кэ. = ь,ит ■ к[п ■ с,

Где: Л(К,)-риск экологического ущерба; потенциальный риск

для /-ой компоненты экосистемы при реализации у-го сценария аварии; К^ -удельный экологический ущерб для /-ой компоненты экосистемы при реализации у'-го сценария аварии; Му - масса аварийного выброса в /-ом сценарии; К!"- коэффициент инфляции при оценке ущерба для ¿-ой компоненты экосистемы; С, - комплекс, определяющий ставку платы за загрязнение /-ой компоненты экосистемы (ставка платы за загрязнение поверхностного слоя водного объекта одной тонной, растворенной и эмульгированной нефти в пределах установленного лимита, руб/т); п - число рассматриваемых сценариев; т- число составляющих экологического ущерба.

Ущерб, подлежащий компенсации, -рассчитывается как плата за сверхлимитный сброс загрязняющих веществ с применением повышающего коэффициента 5.

Ставка платы за загрязнение поверхностного слоя водного объекта одной тонной растворенной и эмульгированной нефти в пределах установленного лимита С, - вычисляется по формуле:

С,=нбвкэ.е (14)

Н6в - базовый норматив платы. Который составляет в пределах временно согласованных выбросов Нб.в=221750 руб;

К.эе — коэффициент экологической ситуации и экологической значимости состояний водных объектов по бассейнам морей и основных рек. Исходя из данных по рассматриваемому региону, принимаем Кэв= 1,04.

Подводя итог исследованным рискам и величине экологического ущерба, следует отметить, что подобные аварийные события являются недопустимыми как для нефтедобывающих компаний, так и для государства в целом. Здесь следует учитывать и то, что при разработке шельфовых месторождений нефти до 40% выбросов углеводородов связывают с отказами трубопроводов, значительная часть из которых связана с нарушением изначального качества сварочных работ.

млн.р.

РостУк.в в зависимости от объема утечки нефти из подводного нефтепровода

Рис.13. Зависимость роста ущерба окружающей среде (водных объектов) от объемов утечки нефти из морского нефтепровода В результате этого для минимизации вышеозначенных рисков и снижения вероятности возникновения аварийных ситуаций при процессе сооружения подводного нефтепровода важно не только обеспечивать надлежащий уровень качества используемых материалов, осуществлять приемочный и пооперационный контроль, но и учитывать все многообразие факторов на каждом из этапов процесса, точно регистрировать и минимизировать отклонения по каждому из них и на основании этого фиксировать вероятность возникновения дефектов на каждом шаге.

Соединяя данный подход с целенаправленной максимизацией вероятности обнаружения дефектов в сварном соединении, возможно удержать общий показатель вероятности отсутствия дефектов на надлежащем уровне (до 0,9973), тем самым минимизировав вероятность разрушения шва нефтепровода и, как следствие, минимизировать риск возникновения аварий и нанесения последующего ущерба окружающей среде.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ ПО РАБОТЕ:

В ходе выполнения диссертационной работы автором разработаны следующие методики и алгоритмы:

1. По результатам выполненного анализа выявлены основные показатели качества и элементы по их управлению при проведении процесса сооружения подводного нефтепровода.

2. Разработана методика проведения комплексного анализа процесса сооружения подводного нефтепровода на основе использования трех методов менеджмента риска (РТА, НА20Р, БМЕА - анализы) с целью выявления основных базовых элементов управления, влияющих на качество стыкового соединения, последующего установления взаимосвязей между ними, их группировки по подпроцессам и выявления наиболее дефектоносного из них на различных этапах работ по сооружению морского нефтепровода.

3. Разработан алгоритм управления уровнем дефектности соединения на основе контроля и управления вероятностью возникновения и вероятностью обнаружения дефектов на различных этапах процесса сварки.

4. Разработан метод установления вероятности возникновения дефектов с использованием нормированных векторов и метода главных компонент.

5. Предложена методика управления вероятностью обнаружения дефектов стыкового соединения различными методами неразрущающего контроля посредством увеличения их точности.

6. Разработан метод установления взаимосвязи между уровнем дефектности соединения и степенью риска его разрушения с дальнейшей оценкой экологических последствий.

С учетом проведенных в диссертационной работе исследований, при непосредственном участии автора компанией ООО «Лукойл-Калининградморнефть» разработан внутренний документ - «Практические рекомендации по управлению качеством сварочных- процессов при сооружении подводного нефтепровода диаметром 273 мм».

Публикации. В ходе выполнения диссертационной работы опубликовано 6 научных статей, в том числе 3 из них в изданиях, входящих в перечень ВАК. Основные положения диссертационной работы отражены в следующих публикациях:

Статьи, опубликованные в изданиях, рекомендованных ВАК

1. Щербань П.С. Управление качеством сварки подводных нефтепроводов в акватории Балтийского моря / П.С. Щербань, В.Я. Кершенбаум // Управление качеством в нефтегазовом комплексе. 2013. - № 2 - с.-З-б .

2. Щербань П.С. Комплексный подход использования методов менеджмента риска к проблеме управления качеством процесса сооружения подводного нефтепровода / П.С. Щербань, В.Я.

Кершенбаум // Управление качеством в нефтегазовом комплексе. 2013.-№4-с. 15-19.

3. Щербань П.С. К вопросу об управлении риском при процессе сооружения подводных нефтепроводов в акватории Балтийского моря / П.С. Щербань, В.Я. Кершенбаум // Проблемы экономики и управления нефтегазовым комплексом 2013. - № 12 — в редакции

Статьи в сборниках научных трудов и сборниках материалов

конференций

4. Щербань П.С. Система менеджмента качества процесса сооружения подводных нефтепроводов на шельфе Балтики / П.С. Щербань // -Сборник тезисов 9-ой Всероссийской конференции «Актуальные проблемы развития Нефтегазового комплекса России, 2012, - с. 102

5. Щербань П.С. Управление качеством процесса сооружения подводного нефтепровода от НСП «Романове» до МЛСП «Д-6» / П.С. Щербань // Сборник тезисов. 66-ой международной конференции «Нефть и Газ». РГУНГ.:М, 2012 г. - с. 76 .

6. Щербань П.С. Исследование уровня качества сварных швов подводного нефтепровода от НСП «Романово» до МЛСП «Д-6» / П.С. Щербань // Сборник тезисов 67-ой международной конференции «Нефть и Газ». РГУНГ.:М, 2013 г. - с. 101.

Подписано в печать 20.11.2013. Формат 60x90/16.

Бумага офсетная Усл. п. л.

Тираж 100 экз. Заказ № 528

Издательский центр РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина 119991, Москва, Ленинский проспект, 65 Тел.: 8 (499) 233-95-44

Текст работы Щербань, Павел Сергеевич, диссертация по теме Стандартизация и управление качеством продукции

Российский государственный университет нефти и газа им. И.М. Губкина

На правах рукописи

04201451712

Щербань Павел Сергеевич

УПРАВЛЕНИЕ КАЧЕСТВОМ ВАЖНЕЙШИХ ПРОЦЕССОВ ПРИ СООРУЖЕНИИ ПОДВОДНОГО НЕФТЕПРОВОДА В АКВАТОРИИ

БАЛТИЙСКОГО МОРЯ

Специальность 05.02.23 - Стандартизация и управление качеством

продукции

Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук

Научный руководитель - заслуженный деятель

науки Российской Федерации, доктор технических наук, профессор В.Я. Кершенбаум

Москва 2013

Оглавление

Введение................................................................................ 5

Актуальность темы диссертации.............................................. 5

Степень разработанности проблемы......................................... 5

Цель и задачи исследования................................................... 7

Методы исследования........................................................... 8

Научная новизна.................................................................. 8

Практическая значимость...................................................... 8

Положения выносимые на защиту............................................ 8

Реализация результатов работы............................................... 9

Глава 1 .Анализ этапов и основных параметров процессов сооружения

подводного нефтепровода в акватории Балтийского моря..................

1.1.Общее описание процессов сооружения подводного нефтепровода и анализа основных внешних и внутренних ^ факторов, влияющих на качество.............................................

1.2.Анализ нормативных документов, обеспечивающих проведение технологических процессов и контроль качества над ними по ряду ^ ^ основных параметров............................................................

1.3.Актуализация процесса сварки подводного нефтепровода и

анализ возникающих дефектов и несоответствий......................... ^

Глава 2. Разработка метода комплексного анализа качества сварочных

работ на подводном нефтепроводе...............................................

2.1.Анализ основных элементов и параметров сварки подводного нефтепровода и их места в структуре рассматриваемого сварочного 50 процесса............................................................................

2.2.Использование методов анализа дерева неисправностей и исследования опасности и работоспособности к процессу сварки 57 подводного нефтепровода......................................................

2.3.Анализ видов и последствий потенциальных отказов в ходе процесса сварки подводного нефтепровода с определением 71

предельных чисел риска на разных этапах.................................

Глава 3. Исследование проблемы управления вероятностью возникновения и вероятностью обнаружения дефектов сварных

соединений подводного нефтепровода с целью снижения риска аварийных ситуаций.................................................................

3.1. Разработка алгоритма управления вероятностью возникновения

дефектов сварных соединений подводного нефтепровода..............

3.2.Применение алгоритма управления вероятностью возникновения дефектов в сварном соединении подводного 97 нефтепровода.....................................................................

3.3.Исследование проблемы управления вероятностью обнаружения дефектов на различных этапах процесса сооружения 111 подводного нефтепровода......................................................

3.4.Исследование последствий аварий подводного нефтепровода по

122

причинам низкого качества сварных соединений.........................

Заключение............................................................................ 135

Список литературы.................................................................. 137

Приложение А - Группы факторов, оказывающих влияние на завозимые материалы на различных под-этапах процесса 147

транспортировки.....................................................................

Приложение Б - Сводные данные по хранению материалов............... 148

Приложение В - Этапы проведения сварочно-монтажных работ на

149

нефтепроводе в акватории Балтийского моря.................................

Приложение Г - Укладка подводного нефтепровода в акватории

152

Балтийского моря....................................................................

Приложение Д - Допустимые отклонения положения стыкового

соединения и формы сварного шва подводного нефтепровода

диаметром 273/18 мм................................................................

Приложение Е - Допустимые размеры дефектов сварного шва

154

промыслового трубопровода......................................................

Приложение Ж - Дефекты сварных швов нефтепровода выявленные

158

при контроле рентгеном............................................................

Приложение И - Причины возникновения различных дефектов при

161

сварке...................................................................................

Приложение К - Сводная таблица данных для FMEA - анализа........... 163

Приложение JI - Применение метода HAZOP к процессу сварки

170

подводного нефтепровода..........................................................

Введение

Актуальность темы диссертации. В настоящее время наметился переход от освоения запасов нефти и газа суши к разработке морских залежей углеводородов. Добыча нефти на шельфе широко распространена за рубежом в Норвегии, Великобритании, Соединенных Штатах Америки, Франции, в результате чего данными странами накоплен большой опыт по разработке и освоению морских месторождений.

Это связанно в первую очередь с тем, в каких природных условиях происходит весь цикл работ, а также с контролем и управлением организационными, техническими, человеческим и другими группами факторов. Кроме того необходимо учитывать высокую уязвимость акваторий, в которых производится нефтедобыча. В свою очередь это накладывает серьезные экологические требования по обеспечению надежности работы как добывающих, так и транспортных систем морского нефтепромысла. В результате этого, с одной стороны многофакторность решаемой задачи и сложность контроля и управления параметрами процесса сооружения объектов морской нефтедобычи, а с другой стороны высокая степень ответственности за их надежность и исполнение создают ряд рисков для управления которыми необходимо создать специализированную систему управления качеством процессов при сооружении объектов нефтегазового комплекса в море.

Степень разработанности проблемы. Поскольку в Российской Федерации относительно интенсивное освоение морских месторождений началось сравнительно недавно, и имеет широкие перспективы в будущем, то представляемый вопрос является крайне важным.

До последнего времени в России отсутствовали серьезные нормативные документы государственного и международного уровня по рассматриваемому вопросу. При реализации любых нефтегазовых проектов на шельфе использовался зарубежный опыт, который не всегда может быть применим в условиях нашей страны. В результате этого создание системы управления качеством процесса сооружения морских объектов нефтегазового комплекса с учетом более суровых условий окружающей среды и повышенной экологической уязвимости зон перспективной нефтедобычи на Российском шельфе актуально.

Здесь следует отметить, что одной из самых уязвимых систем морских нефтепромыслов является транспортная, поскольку на долю нефтепроводов приходиться до сорока процентов выбросов нефти в окружающую среду. Вследствие этого необходимо в первую очередь при разработке вопроса управления качеством процесса сооружения морских объектов нефтегазового комплекса уделять наибольшее внимание проблеме обеспечения качества процесса сооружения морских промысловых нефтепроводов.

Рассматривая представленный вопрос в региональном плане следует отметить то, что подавляющая часть запасов углеводородов находящихся на суше Калининградской области - исчерпана, в связи, с чем разработка морских залежей (в которых сосредоточено до 50% запасов нефти по региону), крайне перспективна. Все это совместно с географическими особенностями региона, развитой инфраструктурой нефтегазового комплекса, а так же с учетом опыта и рядом новых технических проектов по освоению месторождений акватории южной Балтики компанией ООО «Лукойл-Калининградморнефть» открывает перспективы по исследованию и разработке выше обозначенных проблем управления качеством процесса сооружения подводных нефтепроводов.

Цель исследования: целью исследования является разработка системы управления качеством процесса сооружения подводного нефтепровода, на шельфе Балтийского моря, на основе исследования уровней качества поставки и хранения

оборудования, материалов, и качества проведения строительных и сварочных работ. В качестве характерного примера избран нефтепровод от НСП «Романово» к МЛ СП «Д-6», сооруженный компанией ООО «Лукойл-Калининградморнефть».

Задачи исследования:

5. Разработать методику по управлению качеством процессов сооружения морских нефтепроводов в условиях Балтийского моря.

6. Исследовать и оценить степень влияния несоответствий уровня качества на уровень риска сооружения и эксплуатации подводного нефтепровода для природной среды

Объект исследования: система управления процессом сооружения подводного нефтепровода, предмет исследования: изменение уровня качества сооружаемого нефтепровода, в зависимости от видов и последствий несоответствий процессов и материалов.

Методы исследований. В диссертационной работе использовались методы математической статистики, планирования эксперимента, моделирования

процессов, а также методы экспертных оценок, РТА, НАгОР, БЕМА- анализы, нормировка векторов, метод главных компонент и другие инструменты по управлению качеством.

Научная новизна: состоит в том, что впервые был разработан алгоритм управления качеством процесса сооружения подводного нефтепровода на этапе реализации сварочных технологий, заключающийся в применении последовательного анализа причин возникновения несоответствия на различных этапах сварки с помощью использования комплексного подхода (БТА, НА^ОР, БМЕА) и последующей обработкой полученных фактических и экспертных данных с использованием нормированных векторов и метода главных компонент с целью получения объективной информации о качественных характеристиках сварного соединения.

Практическая значимость: полученные результаты нашли практическое приложение с непосредственным участием диссертанта в разработке компанией ООО «Лукойл-Калининградморнефть» внутреннего документа - «Практические рекомендации по управлению качеством сварочных процессов при сооружении подводного нефтепровода диаметром 273 мм»

Положения, выносимые на защиту:

1. Методика проведения комплексного анализа сварочного процесса на основе использования трех методов менеджмента риска (РТА, НА20Р, БЕМА -анализы) с целью выявления основных базовых элементов управления влияющих на качество сварного соединения, последующего установления взаимосвязей между ними, их группировки по подпроцессам, и выявления наиболее дефектоносного из них на различных этапах сварочных работ при сооружении морского нефтепровода.

2. Алгоритм управления уровнем дефектности сварного соединения на основе контроля и управления вероятностью возникновения и вероятностью обнаружения дефектов на различных этапах процесса сварки

3. Метод установления вероятности возникновения дефектов сварного соединения с использованием нормированных векторов и метода главных компонент.

4. Методика управления вероятностью обнаружения дефектов сварного соединения различными методами неразрушающего контроля по средством увеличения их точности.

5. Метод установления взаимосвязи между уровнем дефектности сварного соединения и степенью риска его разрушения по причинам низкого качества сварочных работ, с последующей оценкой экологических последствий.

- 66-ая международная конференция «Нефть и Газ», РГУНГ им. И.М. Губкина, Москва, 2012 г.;

9- ая Всероссийская конференция «Актуальные проблемы развития нефтегазового комплекса России», РГУНГ им. И.М. Губкина, Москва, 2012 г.;

- 67-ая международная конференция «Нефть и Газ», РГУНГ им. И.М. Губкина, Москва, 2013 г.

Публикации. В ходе выполнения диссертационной работы опубликовано 6 научных статей, в том числе 3 из них в изданиях входящих в перечень ВАК.

Статьи, опубликованные в изданиях, рекомендованных ВАК

2. Щербань П.С. Комплексный подход использования методов менеджмента риска к проблеме управления качеством процесса

сооружения подводного нефтепровода / П.С. Щербань, В.Я. Кершенбаум // Управление качеством в нефтегазовом комплексе. 2013. - № 4 - с. 1519.

Статьи в сборниках научных трудов и сборниках материалов конференций

4. Щербань П.С. Система менеджмента качества процесса сооружения подводных нефтепроводов на шельфе Балтики / П.С. Щербань // Сборник тезисов 9-ой Всероссийской конференции «Актуальные проблемы развития Нефтегазового комплекса России, 2012, - с. 102

5. Щербань П.С. Управление качеством процесса сооружения подводного нефтепровода от НСП «Романово» до МЛСП «Д-6» / П.С. Щербань // Сборник тезисов 66-ой международной конференции «Нефть и Газ». РГУНГ.:М, 2012 г. - с. 76.

В первой главе рассматриваются ключевые вопросы процесса сооружения подводных нефтепроводов, нормативно технической документации,

обеспечивающей качество процессов с целью выявления уровня их дефектоносности. а также выделяется роль процесса сварки в ходе сооружения подводного нефтепровода - как наиболее опасного и дефектоносного. Целью главы является обзор ситуации сложившейся в настоящий момент в нормативно технической базе по изучаемому вопросу, анализ факторов и процессов, влияющих на строительство нефтепровода на основе представляемого примера и вычленение наиболее дефектоносного процесса.

Во второй главе с использованием комплексного подхода базирующегося на трех методах менеджмента риска (РТА, НАгОР, БМЕА- анализы) последовательно анализируются подэтапы процесса сварки морского нефтепровода, выявляются базовые элементы управления, устанавливаются взаимосвязи между ними и группируются по подпроцессам. Далее, выделенные подпроцессы анализируются при помощи БМЕА-анализа, в ходе которого устанавливаются наиболее дефектоносные из них.

В третьей главе предлагается алгоритм оценки уровня дефектности сварных швов сооружаемого морского нефтепровода на основе управления с одной стороны вероятностью возникновения дефектов в различных подпроцессах сварки, а с другой стороны вероятностью их обнаружения несколькими методами неразрушающего контроля. Одновременно с этим в третьей главе анализируется взаимосвязь между уровнем дефектности сварного шва и риском его разрушения с оценкой возможного последующего экологического ущерба.

Глава 1. Анализ этапов и основных параметров процессов сооружения подводного нефтепровода в акватории Балтийского

моря

1.1. Общее описание процессов сооружения подводного нефтепровода и анализом основных внешних и внутренних факторов, влияющих на

качество

В современном мире освоение углеводородных ресурсов морей и океанов происходит нарастающими темпами. Так с конца сороковых годов двадцатого века осуществлялось конструирование и использование первых прибрежных морских платформ по добыч

Похожие работы

Машиностроение и машиноведение
05.02.00