|
118 Особенностями серьезных изменений условий функционирования трубопроводного транспорта за последние несколько лет следует признать ряд негативных технологических явлений, связанных: • со значительным ограничением приема нефти внутренними потребителями, что вызвало уменьшение загрузки нефтепроводов до 45 %, снижение скорости перекачки, выпадение воды и развитие внутренних коррозионных процессов, усугубленных ростом концентрации сероводородосодержащих соединений в нефти; • максимальной загруженностью резервуарных парков в связи с хранением невостребованной нефти, что препятствует плановому проведению ремонтных работ на трубопроводах. Обеспечение надежного функционирования МН может быть успешно решено лишь при условии совершенствования производства и методов неразрушающего контроля качества труб и запорной арматуры. Наращивать объем капитального ремонта на основе существующей стратегии по наработке невозможно в силу дефицита финансовых ресурсов. Наиболее перспективными методами неразрушающего контроля МН являются ультразвуковой и магнитный, которые нашли практическую реализацию в виде высокопроизводительных автоматизированных («интеллектуальных») внутритрубных инспекционных снарядов ультразвукового и магнитного действия. С 1992 г. Центр технической диагностики «Диаскан» АК «Транснефть» выполняет работы по внутритрубному диагностическому обследованию магистральных нефтепроводов внутритрубными инспекционными снарядами-профилемерами типа «Капипер» и снарядами-дефектоскопами типа «Ультраскан», наиболее подходящими к условиям эксплуатации МН. На основе информации, получаемой внутритрубными инспекционными снарядами, появилась возможность проводить оценку технического состояния трубопровода, определять безопасные технологические режимы перекачки нефти, устанавливать периодичность ремонта участков трубопровода, а следовательно планировать работы по обеспечению надежного функционирования магистральных нефтепроводов.1 Анализ темпов работ, проведенных в 1992-2000 гг. показывает, что их объемы недостаточны (рис. 2.9). Так, в настоящее время обследовано внутритрубными ультразвуковыми дефектоскопами всего 10% общей протяженности магистральных нефтепроводов (5100 км). При этом устраняется не более 40 % выявленных опасных дефектов (из 8000 дефектов устранено около 2,5 тыс.). Планируемые темпы проведения внутритрубной дефектоскопии имеющимся парком дефектоскопов позволит завершить первичную диагностику нефтепроводов только через 10 лет. К этому времени срок эксплуатации трех четвертей протяженности МН превысит 25 лет, а половина из них 45 лет и более.2 1 Мастепанов А.М. Топливно-энергетический комплекс России на рубеже веков состояние, проблемы и перспективы развития. М. 2001. с. 23. 2 Там же. |
составляет 20 тыс. км. Практически каждый второй переход нуждается в ремонте. Большая часть железобетонных резервуаров построена в 60-с 70-е годы и в настоящее время устарела. 25 % резервуарных емкостей эксплуатируется более 20 лет, требует замены и капитального ремонта, но увеличение объема невостребованной нефти в системе магистральных нефтепроводов вызывает трудности в их эксплуатации и ремонте. Таблица 1.1 Сроки эксплуатации магистральных нефтепроводов Срок эксплуатации Доля, % до 10 лет 11,8 от 10 до 20 лет 33,9 от 20 до 30 лет 29,0 свыше 30 лет 25,3 За последние пять лет аварийность составляет 12-15 аварий в год. Нефтепроводы, построенные 20-30 лет назад, не оснащены системами автоматики и телемеханики, что значительно осложняет локализацию аварий. Особенностями серьезных изменений условий функционирования трубопроводного транспорта за последние несколько лет следует признать ряд негативных технологических явлений, связанных: • со значительным ограничением приема нефти внутренними потребителями, что вызвало уменьшение загрузки нефтепроводов до 45 %, снижение скорости перекачки, выпадение воды и развитие внутренних коррозионных процессов, усугубленных ростом концентрации сероводородосодержащих соединений в нефти; • максимальной загруженностью резервуарных парков в связи с хранением невостребованной нефти, что препятствует плановому проведению ремонтных работ на трубопроводах. В то же время, задача эксплуатации состоит в том, чтобы сохранять и поддерживать техническое состояние трубопровода, обеспечивающее проектную производительность. Обеспечение надежного функционирования МН и увеличение долговечности линейной части и оборудования магистральных трубопроводов могут быть успешно решены лишь при условии совершенствования производства и методов неразрушающего контроля качества труб и запорной арматуры. Наращивать объем капитального ремонта на основе существующей стратегии по наработке невозможно в силу дефицита финансовых ресурсов. Диагностика технического состояния магистральных нефтепроводов осложняется действием ряда факторов: • недоступность для визуального осмотра большинства участков линейной части магистральных трубопроводов; • неприспособленность некоторых участков для пропуска приборов внутритрубного обследования, поскольку внутреннее сечение трубопровода величина непостоянная, встречаются инородные металлические предметы в трубе, запорная арматура имеет меньшее сечение по сравнению с основной трубой, встречаются участки с очень малым радиусом кривизны; • большая протяженность МН (десятки тысяч километров) и разнообразие климатических условий; с • наличие слоя изоляции, под которым находится металл трубопровода, что затрудняет визуальное обследование трассы трубопровода после ее вскрытия. Неразрушающий контроль с применением приборов-дефектоскопов основан на получении информации в виде электрических, световых, звуков вых и других сигналов о качестве проверяемых объектов при взаимодействии их с физическими полями (электрическими, акустическими ) и/или веществами. Наиболее перспективными методами неразрушающего контроля МН являются ультразвуковой и магнитный, которые нашли практическую реализацию в виде высокопроизводительных автоматизированных ("интеллектуальных”) внутритрубных инспекционных снарядов ультразвукового и магнитного действия. С 1992 г. Центр технической диагностики “Диаскан” АК "Транснефть" выполняет работы по внутритрубному диагностическому обследованию магистральных нефтепроводов внутритрубными инспекционными снарядами-профилемерами типа "Калипер" и снарядами-дефектоскопами типа "Ультраскан", наиболее подходящими к условиям эксплуатации МН. На основе информации, получаемой внутритрубными инспекционными снарядами, появилась возможность проводить оценку технического состояния трубопровода, определять безопасные технологические режимы перекачки нефти, устанавливать периодичность ремонта участков трубопровода, а следовательно планировать работы по обеспечению надежного функционирования магистральных нефтепроводов. Анализ темпов работ, проведенных в 1993-1995 гг. показывает, что их объемы недостаточны (рис.!Л). Так, в настоящее время обследовано внутритрубными ультразвуковыми дефектоскопами всего 10?/о общей протяженности магистральных нефтепроводов (5100 км). При этом устраняется не более 40 % выявленных опасных дефектов (из 8000 дефектов устранено около 2,5 тыс.). Планируемые темпы проведения внутритрубной дефектоскопии имеющимся парком дефектоскопов позволит завершить первичную диагностику нефтепроводов только через 10 лет. К этому времени срок эксплуатации трех четвертей протяженности МН превыси т 25 лет, а половина из них 45 лет и более. На основании данных внутритрубной диагностики выявляются статистические характеристики сквозных дефектов линейной части МН; аначиз полученных результатов позволит провести прогноз ожидаемого ущерба от аварии, составить план проведения ремонта и определить периодичность пропуска ВИС [21]. |