вид  
28 Апреля 2026г, Вторник€ — 87.8826,  $ — 74.8081загрузить приложение Armtorg.News для Андроидзагрузить приложение Armtorg.News для iphone
ПОИСК
Закрыть
  3. Эксперты: Правда о российских нефтепроводах

Эксперты: Правда о российских нефтепроводах

11 Июля 2011
Ведущие специалисты Университета нефти и газа им. Губкина анализируют состояние трубопроводов «Транснефти»

Основная часть российских магистральных нефтепроводов (73%) была построена более 20 лет назад. Именно поэтому технологическая политика «Транснефти» направлена на сохранение долговременного потенциала действующей системы. Наиболее очевидным результатом такой политики стало увеличение объема транспортировки нефти в 1,56 раза с 299 млн. тонн (1999) до 466 млн. тонн (2009). При этом аварийность магистральных нефтепроводов снизилась за этот же период в 1,9 раза: с 0,19 аварий на тысячу километров нефтепроводов до 0,099 аварий.

Сравнение данных за 1999-2010 гг. показывает, что значительно снизилось количество аварий вследствие коррозии металла труб, заводского дефекта, по причине допущения ошибок со стороны эксплуатационного персонала. Подавляющее количество аварий и инцидентов произошли в результате воздействия хозяйственной деятельности сторонних предприятий, организаций и отдельных лиц. Обострилась проблема криминальных действий преступных групп с целью хищения нефти.

Чудес не бывает: мгновенно заменить 50 тысяч километров стальных подземных труб диаметром до 1220 мм невозможно. Но есть рабочие программы, есть решение вопросов финансирования этих программ, есть вполне конкретная работа с легко проверяемыми результатами.

Крупнейшими по протяженности эксплуатируемых нефтепроводов странами являются США (85 тыс. км), страны Западной Европы (35,3 тыс. км), страны ОПЕК (около 20 тыс. км).

Среднее число инцидентов и аварий, приходящихся на 1000 км, составило в среднем за 1999-2009 гг. 0,06 отказов в год, что значительно меньше, чем на трубопроводах европейских и американских компаний: на западноевропейских МН среднее число отказов за 1991-2006 г.г. составило 0,32 отказа в год, североамериканских - до 0,48.

Соотношение причин отказов на отечественных и американских нефтепроводах в целом идентично (без учета несанкционированных врезок в России, которые резко возросли с 2000 г.), однако на отечественных нефтепроводах существенно выше (почти в два раза) отказы из-за заводских дефектов и брака строительно-монтажных работ, в США больше в 1,5 раза отказов из-за внешних воздействий. В Европе три наиболее важных причины возникновения аварийных ситуаций и утечек - внешние воздействия на трубопроводы (36%), коррозия (29%) и механические повреждения (24%).

Возрастной состав магистральных нефтепроводов России меньше, чем США. В США 50% от общей протяженности трубопроводов характеризуются возрастом более 50 лет. В Западной Европе 37% оборудования работает более 40 лет.

Старение не ведет к катастрофическим последствиям. Как в России, так и за рубежом постоянно проводится их планомерная замена. При этом применение прогрессивных методов технической диагностики и своевременный ремонт выявленных дефектов позволяют обеспечить нормативную надежность.

Внутритрубная диагностика

Суть этой технологии заключается в том, что по участку трубопровода протяженностью до 350 км в потоке перекачиваемого продукта пропускается внутритрубный прибор, который определяет состояние стенки трубы и сохраняет информацию бортовом накопителе информации. Эта информация является основой для определения технического состояния трубопровода. Имея информацию по типам и размерам дефектов, производятся расчеты прочности и долговечности трубопровода, планируются и выполняются ремонтные работы. Это позволяет управлять техническим состоянием трубопровода.

В 90-х годах в ОАО АК «Транснефть» было создано дочернее предприятие, ОАО Центр технической диагностики «Диаскан», для выполнения диагностических работ на трубопроводах компании.

С 2001 г. в ОАО ЦТД «Диаскан» начаты работы по разработке собственного диагностического оборудования. Предприятие выполняет работы по проектированию оборудования, его испытаниям, проведению диагностики трубопроводов, определению технического состояния трубопроводов и его постоянному мониторингу.
Теперь в области технологии диагностики трубопроводов «Диаскан» является одним из мировых лидеров. В компании разработаны и изготовлены 36 внутритрубных дефектоскопов, которые по техническим характеристикам соответствуют лучшим зарубежным образцам. Это оборудование в настоящее время эксплуатируется и обеспечивает независимость компании от западных подрядчиков по диагностике. Разработаны комбинированные дефектоскопы, использующие несколько физических принципов выявления дефектов, и дефектоскопы-толщиномеры с повышенной разрешающей способностью, которые не имеют аналогов за рубежом и по техническим характеристикам имеют преимущества перед существующими зарубежными приборами.

Ежегодные объемы диагностических работ линейной части магистральных нефтепроводов составляют 25-27 тыс. км.

Результаты проведенных диагностических обследований технического состояния объектов магистральных нефтепроводов являются основой для планирования и организации выполнения ремонтных работ. Для этих целей в ОАО «АК «Транснефть» формируется и реализуется ежегодная «Комплексная Программа реконструкции и капитального ремонта объектов нефтепроводов».

Давно построенная труба – не значит труба аварийная

Для изучения непосредственной связи между возрастом трубопроводов и частотой отказов ОАО «АК «Транснефть» совместно с институтами металлургии и материаловедения им. А. А. Байкова (ИМЕТ), машиноведения (ИМАШ) Российской академии наук проведен значительный, даже по меркам академической науки, объем экспериментальных работ по изучению трубных сталей, находящихся в эксплуатации 25 и более лет.

За период 6 лет были испытаны свыше 370 трубных образцов и около 3000 стандартных образцов металла труб, включая металлографические, структурные и фрактографические исследования образцов материалов трубных сталей на уникальном оборудовании ИМЕТ РАН и ОАО «ЦТД «Диаскан».

Результаты стендовых циклических испытаний показали, что испытательное давление, которое выдерживали образцы, выше уровня заводского испытательного давления.

Деформационное старение металла труб и деградация механических свойств металла труб, отработавших 25 и более лет, проявляются только в отдельных участках трубы, содержащих концентраторы напряжений, которыми являются дефекты стенки труб или сварочных швов. После выявления и ликвидации дефектов трубопроводы можно длительно эксплуатировать. Так, трубы из сталей марок 17Г и 17ГСУ могут эксплуатироваться еще 30 лет. Выявлен также ряд так называемых «низконадежных» марок сталей: 19Г, 14ХГС, 17ГС, «Ц». Они взяты на учет и заменяются в первую очередь.

Современные методы ремонта

В России, как и в зарубежной практике, в технологиях ремонта трубопроводов проделан путь от вырезки «катушек», требующей остановки транспортировки продукта, до ремонтных муфт современных конструкций, не требующих остановки перекачки.

Вырезка «катушки» (т.е. участка трубы) и вварка нового участка - этот метод хорошо проверен практикой, известен давно. Но не всем известно, что с прошлого века принципиально изменилась технология сварки. С 2000 года значительно усилены требования ОАО «АК «Транснефть» к механическим свойствам металла сварных швов. К примеру, значение ударной вязкости увеличено в 1,8 раза (с 37 до 62 дж/кв.см ), введен тройной контроль шва (визуальный, рентгенография и ультразвук), используется новое поколение сварочных источников с автоматическим регулированием параметров сварной дуги.

Еще в конце 80-х годов ремонт единичных коррозионных и механических дефектов стали выполнять с помощью ремонтных муфт, внутренняя полость которых заполняется композитными быстро застывающими материалами (композитно-муфтовая технология, КМТ). При наложении постоянных муфт с использованием композитов отпадает необходимость в сварочных работах или в вырезке дефектных участков. Технология КМТ имеет широкое применение в ОАО «АК «Транснефть».

В 2000 году в ЦТД «Диаскан» были проведены испытания ремонтных конструкций на 55 трубах с дефектами, диаметры испытываемых труб - от 530 до 1220 мм различных марок сталей. На основании результатов испытаний были внедрены ремонтные конструкции, восстанавливающие прочность дефектного участка до уровня бездефектной трубы на срок не менее 30 лет.

Диагностика и ремонт: зарубежный опыт

Нефтяные компании США тратят огромные средства на диагностику и ремонт трубопроводов, к этому их побуждают возросшие штрафные санкции в случаях утечки нефти и нефтепродуктов в связи с принятием в 2002 г. нового закона в области безопасности трубопроводного транспорта.

В 2001 г. в США была разработана «Концепция обеспечения целостности трубопроводов», в которой был предложен комплекс решений, направленных на сохранение пропускной способности «стареющих» трубопроводов, с одной стороны, с одновременным повышением степени эксплуатационной и экологической защиты и, с другой стороны, приемлемых экономических показателей их безопасной эксплуатации.

Новые принципы «продления периода малой вероятности проявления дефектов» или «новые схемы приоритетной эксплуатационной пригодности» позволяют увеличить срок эксплуатации трубопроводов до 80 или даже 100 лет.

Европейские трубопроводные компании эксплуатируют 159 трубопроводных систем, общая длина которых составила 35 390 километров. По данным CONCAWE, в 2006 году было обследовано 7020 км трубопроводов.

Комплексная программа «Транснефти»

В 2010 году в ОАО «АК «Транснефть» сформирована и утверждена «Программа технического перевооружения, капитального ремонта и развития объектов магистральных нефтепроводов ОАО «АК «Транснефть» на период 2011-2017 г.г.». Программой предусматривается на период до 2017 года замена трубопроводов общей протяженностью 6503,61 км, реконструкция и ремонт 481 резервуара общей емкостью 8349 тыс.куб.м, включая строительство 56 резервуаров общей емкостью 1079 тыс.куб.м.

По всем участкам магистральных нефтепроводов сроком эксплуатации от 30 лет, которые будут заменяться в последующие годы, проведено диагностическое обследование их технического состояния, выполнены расчеты по срокам их безопасной эксплуатации.

Финансирование «Программы технического перевооружения, капитального ремонта и развития объектов магистральных нефтепроводов ОАО «АК «Транснефть» на период 2011-2017 г.г.» имеет следующую структуру: 61% финансовых средств направляется на объекты линейной части, 12,3% - на проведение работ в резервуарных парках системы.

В первую очередь в рамках «Программы технического перевооружения, капитального ремонта и развития объектов магистральных нефтепроводов ОАО «АК «Транснефть» замене подлежат следующие участки:

- участки магистральных нефтепроводов, переходы через водные преграды и малые водотоки, построенные в период 60-70-х годов, с применением труб из низконадежных марок сталей;
- участки на выходе насосных перекачивающих станций (НПС) с рабочим давлением более 4,0 МПа, имеющие наиболее напряженный режим работы;
- участки, имеющие повышенную концентрацию дефектов;
- участки, построенные с применением подкладных колец;
- участки, расположение которых требует приведения в соответствие с действующими нормативным документам (по границам застроек промышленными и гражданскими зданиями и сооружениями).
- все переходы через водные преграды со сроками эксплуатации более 30 лет, а также имеющие отклонения от нормативного состояния (провисы, оголения, дефекты в русловой части, требующие вырезки и т.д.)

При проведении работ по замене участков магистральных трубопроводов используется исключительно трубы, имеющие заводское полиэтиленовое антикоррозионное покрытие с изоляцией стыков сварных соединений термоусаживающимися манжетами, имеющих прочностные параметры, аналогичные заводскому покрытию труб.
В системе магистральных нефтепроводов имеются участки, на которых технически невозможно поводить внутритрубную диагностику (прежде всего перемычки). На этих участках в ОАО «АК «Транснефть» применяется специальная технология: визуально-диагностический контроль (ВИК) и гидравлические испытания. По «Программе...» на 2011-2012 годы запланировано проведение диагностического обследования 53 985 м перемычек. В 2010-2015 годах будут проведены гидроиспытания всех недиагностируемых участков линейной части (878 км). А гидроиспытания технологических трубопроводов составят 433,2 км.

Нефтепровод «Дружба»: традиционный маршрут

Экспортный трубопровод «Дружба» занимает значительное место в программах реконструкции и ремонта «Транснефти», ведется планомерная работа по подержанию надежности нефтепровода. За последние 7 лет заменено 137 км нефтепроводов и ликвидированы все выявленные дефекты, заложенные при строительных работах в 60-70-х годах прошлого столетия.

В настоящее время в соответствие с утвержденной программой темпы ремонта и реконструкции наращиваются кратно. Так, только в 2011 году предусмотрена замена 303,7 км трубопровода, а за период 2012-2017 годы -1161,75 км.

Новая нитка «Дружбы»

Особое внимание уделено замене подводных переходов нефтепровода. В 2003-2006 годах произведена замена трубы общей протяженностью 21,3 км на подводном переходе на «Дружбе-2» через р.Волга, в 2009-2010 годах - общей протяженностью 1,81 км на подводных переходах через малые водотоки «Дружбы-1».
За три последних года на «Дружбе» возникли лишь 4 нештатные ситуации, связанные с проблемами металла труб.

ВСТО: надежность нового поколения

Проект ВСТО не имеет аналогов в России и за рубежом по рабочему давлению в 100 атмосфер (10,0 МПа), в то время как все существующие отечественные магистральные нефтепроводы имеют проектный предел давления 64 атмосферы (6,4 МПа). Для обеспечения надежности толщина стенки трубопровода достигает 30 мм.
Для строительства нефтепровода ВСТО-1 были разработаны специальные технические решения по прокладке нефтепровода в траншее в зонах активных тектонических разломов, по строительству переходов через железные дороги на участках с многолетнемерзлыми грунтами методом микротоннелирования, надземной прокладке нефтепровода в просадочных и сильнопросадочных многолетнемерзлых грунтах, по прокладке нефтепровода на участках с курумами и погребенными льдами, контролю оползневых процессов на склонах с применением интеллектуальных реперов и многие другие. Это обеспечило надежность и экологическую безопасность нового нефтепровода.

В процессе строительстве проводилась внутритрубная диагностика при вводе в эксплуатацию построенных участков для проверки состояния нового трубопровода, что также является новым шагом в технологии строительства.

Внедрение инновационных решений продолжается. В процессе реализации проекта ВСТО-II реализуются новые решения, направленные на повышение эффективности и безопасности транспортировки нефти, такие как создание многоуровневой системы защиты нефтепровода. В систему включены как локальные системы противоаварийных защит уровня НПС (системы автоматизации технологических объектов, системы пожаротушения, пожарной сигнализации, контроля и управления оборудованием узлов запорной арматуры), так и распределенные системы, работающие на основе гидродинамической модели нефтепровода (комбинированная система обнаружения утечек, система защиты линейной части нефтепровода от превышения давления, система диагностики и идентификации параметров работы оборудования МН).

Разрабатываются внутритрубные диагностические приборы с высокоточной навигационной системой для определения координат трубопровода для оценки его напряженно-деформированного состояния. Этот пилотный проект будет в дальнейшем распространен на всю систему нефтепроводов компании.

После пуска в эксплуатацию BCTO-I по нему бесперебойно транспортировано более 27,8 млн.тонн нефти без учета реверсивной перекачки, что подтверждает высокую эксплуатационную надежность системы.

Игра на трубе

Ни у кого из нас не возникает мысль о необходимости срочного сноса и нового строительства всех жилых зданий в городе, возраст которых перевалил за нормативный срок. Мы знаем: ведется реализация программ по их ремонту и реконструкции. Но почему тема надежности нефтепроводов, аварий на них, разыгрывается с завидным постоянством? Может быть, это обусловлено той значительной ролью, которую играют нефтепроводы в экономике страны?

Воспроизводятся один за одним медийные стереотипы: «трубопроводы стареют и ржавеет», «нефтепроводы изношены», «запасы истощены», «ремонт мелкотравчатый», «масштабная катастрофа». Искусственно внедряется в массовое сознание миф: нефть заливает леса и реки, а нефтепроводы бесхозны. А раз бесхозны - нужен новый хозяин.

С момента прекращения существования СССР время от времени на разных уровнях поднимается вопрос о собственности на систему нефтепроводов России и возможности ее приватизации. Надежность российских нефтепроводов подвергается сомнениям со вполне прагматичной целью. Цель -- обесценить основные фонды нефтепроводного транспорта для их дальнейшего приобретения по минимальной цене. Эта игра вряд ли принесет ожидаемые ее инициаторами результаты: ценность нефтепроводов и значимость того, что они находятся под жестким контролем государства, осознает вся правящая элита.

Программа модернизации нефтепроводов, разработанная и осуществляемая «Транснефтью», находится в логике модернизационного курса Президента РФ Д. А. Медведева. Она носит системный и комплексный характер, основана на оптимизации ресурсов и затрат. Именно поэтому лоббисты схем «не будем ремонтировать, поменяем одни трубы на другие» тоже вряд ли могут на что-нибудь рассчитывать.

Система магистральных нефтепроводов – главный фактор влияния власти на ситуацию в нефтяной отрасли. «Транснефть» обеспечивает интересы государства, оставаясь государственной компанией и делая ставку на надежность каждого из маршрутов.

Васильев Геннадий Германович - д.т.н., профессор, заведующий кафедрой сооружения и ремонта газонефтепроводов и хранилищ. Лауреат премии Ленинского комсомола в области науки и техники, лауреат премии Правительства Российской Федерации в области науки и техники, премии имени И.М. Губкина (1996, 2000), отличник Миннефтегазстроя, почетный нефтяник, почетный работник газовой промышленности, почетный работник топливно-энергетического комплекса.

Писаревский Виктор Меерович - д.т.н., профессор кафедры «Проектирование и эксплуатация нефтегазопроводов» (заведующий кафедрой в 2000-2011 г.г.), заслуженный деятель науки РФ, лауреат премии Правительства РФ в области науки и техники, почетный работник газовой промышленности и высшего профессионального образования.

Насиров Рашид Куламович - проф., к.т.н., зав. кафедрой «Проектирование и эксплуатация нефтегазопроводов».
Лурье Михаил Владимирович - д.т.н. проф. кафедры «Проектирование и эксплуатация нефтегазопроводов».

Источник: журнал «Нефть России»

← Обсудить на форуме


Смотрите также:
Медиагруппа ARMTORG. Новая рубрика «Фидбэк» №2 (95) Медиагруппа ARMTORG. Новая рубрика «Фидбэк» №2 (95)
Во втором номере журнала «Вестник арматуростроителя» опубликована обратная связь в адрес ООО «Завод «Сателлит», ООО «УЗТПА», АО «ПТПА», ООО «ФАФ ВАНА САНАЙИ», ООО «Торговый дом «АДЛ» и ООО «Завод кольцевых заготовок».
На строящейся Артемовской ТЭЦ-2 установлена на фундамент вторая газовая турбина ГТЭ-170 производства «Силовых машин» На строящейся Артемовской ТЭЦ-2 установлена на фундамент вторая газовая турбина ГТЭ-170...
Новая газовая станция мощностью 440 МВт и 456 Гкал/ч заменит угольную Артёмовскую ТЭЦ, которой в 2026 году исполняется 90 лет. На стройплощадке работают около 2 тысяч человек
В сборочном цехе № 37 АО «Арзамасский приборостроительный завод им. П. И. Пландина» открыли опытный участок В сборочном цехе № 37 АО «Арзамасский приборостроительный завод им. П. И. Пландина»...
Это кадровый проект по поддержке и обучению новых сотрудников. Они будут изучать теорию и осваивать первые навыки работы монтажника, а также попробуют себя
Последние добавления библиотеки(Предложить книгу)

Сборник статей Кима Миргаязова

Сборник статей Кима Миргаязова

«Моя жизнь и арматура»

Книга Олега Шпакова «Моя жизнь и арматура» жизнь автора от рождения...

Запорные клапаны на высокие параметры эксплуатации. Исследования и проектирование

Приведенные в книге результаты исследований позволили разработать р...