ПОИСК Статьи Чертежи Таблицы Черняев К.В. (АО Центр технической диагностики) РОЛЬ И ЗАДАЧИ ДИАГНОСТИКИ В ОБЕСПЕЧЕНИИ БЕЗОПАСНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕФТЕПРОВОДОВ РОССИИ из "Пятая Юбилейная Международная деловая встреча Диагностика-95 Том 1 " Создание существующей сети нефтепроводов происходило главным образом в 1960-1970 гг. Соответственно срок службы основной части этой сети в настоящее время достигает 25-35 лет. [c.35] С течением времени нефтепроводы, постоянно находящиеся под воздействием перекачиваемого продукта и окружающей среды, стареют, их состояние непрерывно ухудшается. Темпы этого ухудшения для различных участков могут существенно отличаться. При продолжительности эксплуатации нефтепровода порядка 15-20 лет и выше ухудшение состояния отдельных участков, находящихся в наиболее неблагоприятных условиях, может быть, столь значительным, что будет приводить к нарушению их целостности. В то же время состояние других участков будет вполне удовлетворительным и способным обеспечивать нормальные условия эксплуатации нефтепровода. Значительная роль здесь принадлежит исходному качеству выполнения трубопровода, стабн/хьности и сбалансированности работы электро-химзащиты. [c.35] В настоящее время наметилась тенденция к перераспределению сложившихся ранее потоков нефти, в связи с чем загрузка одних нефтепроводов снижается, а других, наоборот, существенно возрастает. При дальнейшем углублении этой тенденции, связанной с формированием экономической стратегии России, необходимо срок службы отдельных нефтепроводов, достигший 25-30 лет, продлить примерно на столько же лет. [c.35] На техническое состояние длительно эксплуатирующихся нефтепроводов можно воздействовать двумя способами - проведением технического обслуживания и ремонта. Ввиду большой протяженности сети нефтепроводов АК Транснефть обеспечение безопасной эксплуатации путем наращивания объемов капитального ремонта со сплошной заменой труб невозможно по чисто экономическим причинам. В связи с этим компанией было принято решение о переходе на выборочный ремонт по техническому состоянию, оцениваемому по результатам внутритрубной инспекции трубопроводов. Выборочный ремонт был положен в основу программы обеспечения надежности длительно эксплуатирующихся нефтепроводов и стал как бы внутренним стандартом компании Транснефть . [c.35] Достигнутый уровень выполняемых работ по профилеметрии порядка 15000 км в год достаточен для своевременного завершения первичного обследования нефтепроводов. По нефтепроводам России это обследование будет закончено в 1997 г., по нефтепроводам стран СНГ - в 1998 г. (рис. 1 ). После этого будет осуществляться периодическое обследование нефтепроводов, а также ежегодное обследование (про-филеметрия) подводных переходов. [c.36] По дефектоскопии достигнутый уровень обследования порядка 4500 км в год позволит завершить первичное обследование нефтепроводов России только в 2006 г., что недопустимо по условиям обеспечения безопасной эксплуатации нефтепроводов. Ввод в эксплуатацию дополнительных приборов в первой половине 1996 г. еще трех снарядов-дефектоскопов позволит сократить срок первичного обследования на 3 года и решить эту задачу не раньше 2003 г. Необходимо учитывать, что за это время нефтепроводы успеют еще постареть, что отрицательно скажется на их надежности. Поэтому срок первичного обследования нефтепроводов снарядами-дефектоскопами необходимо сократить и завершить его (включая ремонт для удаления выявленных дефектов) к 2000г. Для этого необходимо приобретение в 1996 г. еще четырех снарядов-дефектоскопов 3- или 4-го поколения. [c.36] С внедрением внутритрубного контроля в практику работы АК Транснефть он занял одно из центральных мест в системе технического обслуживания нефтепроводов. На основе информации, получаемой внутритрубными инспекционными снарядами, стало возможно оценивать техническое состояние трубопровода, определять безопасные технологические режимы перекачки нефти, устанавливать необходимость вывода трубопровода в ремонт. [c.37] Знание геометрических параметров дефектов необходимо для последующей количественной оценки их влияния на прочность при определении технического состояния нефтепровода. [c.39] При выборе снаряда-дефектоскопа прорабатывался также вариант приобретения снарядов 1-2-го поколений как более дешевых. Предпочтение было отдано снарядам 3-го поколения из-за их высокой разрешающей способности и по соображениям экономической целесообразности, поскольку использование снарядов 1-2-го поколений, не дающих точных размеров дефектов, привело бы к очень большому объему экскавации трубопровода для определения размеров дефектов и сделало бы эксплуатацию этих снарядов невыгодной. [c.39] В целях ускорепия выдачи Заказчику результатов диагностических работ нами проведена значительная работа по автоматизации обработки данных, полученных внутритрубными инспекционными снарядами. Разработаны методика и программное обеспечение для автоматизации выпуска отчетов по результатам обследования нефтепроводов внутритрубными ультразвуковыми снарядами, которые позволяют в сжатые сроки выдавать заказчику наиболее полную и достоверную информацию о состоянии нефтепровода в удобном для пользования виде. [c.39] Эта информация может быть представлена как в виде таблицы, так и в виде круговой диаграммы, показывающей процентное содержание каждого вида особенностей-дефектов (рис.З). [c.40] Кроме того, заказчику может быть полезна информация о распределении того или иного вида дефектов по длине нефтепровода. Эта информация дает возможность определить участки, где имеются скопления дефектов, обоснованно подходить к очередности их устранения (рис.4). [c.40] При выполнении расчетов на прочность и остаточный ресурс (долговечность) требуется значительный объем информации по нефтепроводу в дополнение к той, которая получена внутритрубными инспекционными снарядами. Для накопления, хранения и систематизации такой ин(] рмации необходимо создание банка данных. В этом банке должна также храниться и систематизироваться информация о дефектах, о напряженно-деформированном состоянии металла в зоне дефектов, о проведении ремонтов, направленных на устранение дефектов. [c.41] Создание такого банка данных, являющегося центральным звеном экспертно-технической системы, позволит проводить мониторинг, комплексную оценку и прогнозирование технического состояния нефтепровода на протяжении всего жизненного цикла,разрабатывать мероприятия по борьбе с ухудшением технического состояния в процессе длительной эксплуатации. Прогнозирование технического состояния даст возможность обоснованно подходить к определению рациональной периодичности диагностирования нефтепровода как одного из условий обеспечения его безопасной эксплуатации. [c.41] Представленные материалы позволяют заключить, что проведение диагностики является неотъемлемой частью технического обслуживания нефтепроводов и должно рассматриваться как необходимое условие обеспечения их безопасной эксплуатации. Необходимость проведения диагностического контроля магистральных трубопроводов, по нашему мнению, должна быть закреплена законодательным путем. [c.44] Вернуться к основной статье