Комплексная техническая диагностика магистральных газонефтепроводов

Общая протяженность магист­ральных газонефтепроводов со­ставляет порядка 230 тыс. км, в том числе газопроводов – более 150 тыс., нефтепроводов – 49 тыс., нефтепродуктопроводов – около 30 тыс. км.

Магистральные газонефтепрово­ды эксплуатируются при высоких рабочих давлениях. На нефтепро­водах и нефтепродуктопроводах рабочие давления    составляют 4,0-6,4 МПа, на газопроводах – до 7,5 МПа. В последние годы проектируются и строятся трубопрово­ды с расчетным давлением 10 МПа и более. Например, на береговом участке газопровода «Голубой по­ток» диаметром 1220 мм рабочее давление составляет 10 МПа, на морском участке, состоящем их двух ниток диаметром 610 мм – достигает 25 МПа. Средние значе­ния механических напряжений при проектных рабочих давлениях составляет до 0,7 предела текучести металла труб.

По характеру нагружения трубопроводы могут быть разделены на три группы: подземные газопроводы; нефтепродуктопроводы и трубопроводы перекачивающих станций.

Газопроводы работают при относительно статическом режиме нагружения. За период эксплуатации количество циклов нагружения газопроводов составляет около 10²…10³ при относительно небольших амплитудах преимущественно до 0,1 от σ_т стали.

Нефтепродуктопроводы испытывают воздействие малоциклового нагружения. Число циклов нагружения за период эксплуатации таких трубопроводов достигает 10⁴…10⁵ циклов при более высоких значениях амплитуды (около 0,3 от σ_т стали).

Элементы трубопроводов перекачивающих станций наряду с указанным нагружением испытывают воздействие высокочастотной составляющей переменных напряжений относительно малой амплитуды. Величины амплитуды составляют 3-6 МПа при частотах 37-39 Гц на газоперекачивающих станциях и до 4-7 МПа при частотах 280-350 Гц на нефтеперекачивающих станциях.

Наряду с этим трубопроводы могут подвергаться дополнительным нагрузкам изгиба и кручения, связанным с изменением физических условий эксплуатации (оползни, пучения, размывы т.д.).

В связи с отмеченным, в настоящее время чрезвычайно остро стоит проблема мониторинга и оценки прогнозируемого ресурса сооружений с целью определения плановых сроков эксплуатации, реконструкции, вывода из эксплуатации, прогнозирования и оценки экономического риска аварий, проверки соответствия состояния объектов законодательным требованиям и административным решениям.

Основой мониторинга является техническое диагностирование «по состоянию»

Концепция технической экспертизы объекта состоит в определении общего технического состояния объекта, выявлении потенциально опасных участков, которые анализируются детально с использованием комплекса приборных средств для определения: - конструктивной макро-повреждаемости элементов конструкции (утонение стенок, расслоение, язвы, трещиноподобные дефекты, аномальные деформации);

- структурно-физической деградации (старение материала);

- реального напряженно-деформированного состояния потенциально опасного участка объекта;

- химической активности среды (природно-климатических и технологических факторов, грунтов и т.д.) и качества защиты (покрытий, электрохимической защиты, ингибирования).

На основании полученных результатов с использованием компьютерных экспертных систем, в зависимости от состояния объекта, принимаются решения: по продлению сроков эксплуатации и ремонту, по корректировке режимов эксплуатации, определению живучести и остаточному ресурсу объекта.

Для газонефтепроводных систем перспективной является комплексная трехуровневая система мониторинга, включающая:

- геотехническую диагностику по материалам аэрокосмического мониторинга (ГТД);

- внутритрубную диагностику (ВТД);

- инструментальную (приборную) диагностику потенциально опасных участков газопровода выявленных по данным ГТД и ВТД.

Такой комплексный подход при оценке технического состояния газонефтепроводов позволит повысить как эффективность планирования диаг­ностических и ремонтных работ, так и надежность всей газотранспорт­ной системы, обеспечит возможность для оптимального распределения ресурсов и сокращения затрат на эксплуатацию.

Кратко остановимся на элементах этой системы.

Основные фонды трубопроводного транспорта, как и вся тех­носфера, стареют, магистрали деградируют с всевозрастающей скоростью, что неизбежно приближает кризисные явления.

Средний возраст газопроводов составляет 23 года, более 20 % – исчерпали нормативный срок службы. Еще больший срок имеют магистральные нефтепроводы ¾ протяженности – более 20 лет, более 40 % – свыше нормативного срока в 33 года. Износ основных фондов более 60 %.   

Изменение интенсивности отказов на эксплуатационной стадии имеет три характерных периода:

1) приработка, как период ранних отказов при уменьшающейся интенсивности отказов, когда выявляются недостатки строительства;

2) нормальной работы при практически постоянной интенсивности отказов по причинам преимущественно случайного характера;

3) возрастание интенсивности отказов.

К настоящему времени большинство несущих конструкций  вступило или  вступает в третий период и основными причинами отказов становятся коррозия и старение.

В структуре аварий магистральных газопроводов за последние 15 лет по причинам возникновения можно выделить следующие группы:

- коррозия ~ 31,5 %;

- строительно-монтажные дефекты ­~ 23 %;

- повреждения при эксплуатации, включая стихийные бедствия и нарушения условий работы ~ 24 %;

- дефекты труб и оборудования ~ 16 %.

Поскольку магистральные трубопроводы перекачивают продукты, очищен­ные от влаги и вредных примесей, основным видом отказов является наружная коррозия – 29 % (внутренняя коррозия и эрозия – 2,5 %).

Тревожным является то обстоятельство, что в последнее пятилетие около 80 % отказов от всех аварий по причине коррозии связано с коррозионным растрескиванием под напряжением (КРН).

Геотехническая диагностика по результатам аэрокосмического мониторинга (АКМ).

Магистральные трубопроводы (МТ) представляют собой протяженные геотехнические системы (ГТС) [5, 6].

Учитывая то, что процессы взаимодействия МТ с окружающей средой идут на больших территориях, оперативно оценить, их масштабы и состояние трубопроводных ГТС можно лишь на основе применения дистанционных, в первую очередь аэрокосмических, методов (АКМ), позволяющих получать принципиально новую по качеству и полноте информацию не только в контрольных точках, но, что особенно важно, по всей трассе в целом.

Важной предпосылкой для применения АКМ к решению задач, диагностики трубопроводных систем является «приповерхност­ный» характер проявления их состояния. АКМ дают возможность зафиксировать на различные носители внешний облик элементов ГТС в момент съемок. Обработка, интерпретация и анализ зафик­сированных физиономических картин позволяют оценить состоя­ние трубопроводной ГТС и окружающей среды.

Вместе с тем АКМ открывают новые возможности изучения геодинамической активности территорий прохождения трасс МТ (блочное строение земной коры, наличие активных тектонических разломов и т.д.).

од аэрокосмическими методами понимается комплекс иссле­дований поверхности Земли и объектов трубопроводных систем, осуществляемый с помощью искусственных спутников, орбиталь­ных космических станций и пилотируемых кораблей, самолетов и вертолетов, путем регистрации    собственного и отраженного электромагнитного излучения природных и искусственных объек­тов приемными устройствами с последующей обработкой, интерп­ретацией и анализом полученных данных.

АКМ применяются для решения следующих основных задач:

- оценки состояния МТ (определения пространственного поло­жения и динамики его изменения, выявления деформированных участков и оценки их напряженно-деформированного состояния, поиска утечек перекачиваемого  продукта, определения степени разрушения обвалования и обнажения трубопровода, оценки сос­тояния балластировочных и крепежных устройств и т.д.);

- оценки состояния окружающей среды (степени загрязнения, антропогенной нарушенности и возможности поддержания среды в экологическом равновесии);

- уточнения особенностей геологического строения исследуе­мого региона с выделением аномальных физических полей, контролирующих развитие современного ландшафта, его переформирование и перераспределение;

- выявления взаимодействия внутренних и внешних факторов,

влияющих на ландшафт, и оценки степени устойчивости ландшаф­тов к техногенным воздействиям при строительстве и эксплуата­ции трубопроводов;

- комплексного изучения процессов взаимодействия трубопро­водов с окружающей средой;

- проведения тематического районирования и картирования тер­ритории (по природно-техническим условиям эксплуатации тру­бопроводов, по степени экологической нарушенности окружаю­щей среды и т.п.);

- разработки рекомендаций по рациональной эксплуатации, ре­монту и реконструкции МТ;

- разработки рекомендаций по рациональному природопользо­ванию и охране окружающей среды;

- контроля практической реализации на трассах МТ разработан­ных рекомендаций (оценка объемов отсыпанного или намытого грунта, правильность обустройства систем инженерной защиты и т.д.);

- определения целесообразного местоположения, методов стро­ительства и. эксплуатации объектов крупномасштабного вмеша­тельства в природу (например,  при решении задач сооружения и реконструкции трубопроводов, площадных объектов различного назначения).

Список литературы

1. Безопасность России. Правовые, социально-экономические и научно-технические аспекты. Безопасность трубопроводного транспорта. М.: МГФ «Знание», 2002. – 752 с.

2. Мазур И.И., Иванцов О.М. Безопасность трубопроводных систем. М.: ИЦ «Елима», 2004. – 1104 с.

3. Системная надежность трубопроводного транспорта углеводородов. Черняев В.Д., Черняев К.В., Березин В.Л., Стеклов О.И., Васильев Г.Г. М.: ОАО Издательство «Недра», 1997. – 517 с.

4. Харионовский В.В. Диагностика и ресурс газопроводов: Состояние и перспективы. Газовая промышленность. 1995. № 11. с. 28-30.

5. Методические рекомендации по применению аэрокосмических методов для диагностики трубопроводных геотехнических систем и мониторинга окружающей среды. М.: ИРЦ Газпром. 995. - 60 с. 

7. Метод геотехнической диагностики техногенных объектов по материала аэрокосмического мониторинга (на примере инфраструктуры трубопроводного транспорта). Мащуров С.С., Яшин А.Ю., Велиуллин И.И., Тимофеев А.Л. Доклады XV Международной Деловой Встречи. Диагностика – 2005. Россия, Сочи, 26-30.04.2005 г.

8. Стеклов О.И. Неразрушающие методы определения напряженно-деформированного состояния конструкций. Доклады Международной научно-технической конференции по теме: Диагностика оборудования и конструкций с использованием магнитной памяти металла». Москва, 26-28 февраля 2001., с.4-6

9. Контроль напряженно-деформированного состояния промышленного оборудования и металлоконструкций при оценке остаточного ресурса. Сб. материалов Международного семинара, под ред. д.т.н., проф. Дубова А.А. М.: 1-2 декабря 2005г, 181с.

10. Гумеров К.М., Гладких И.Ф., Черкасов Н.М. и др. Челябинск: Издательство ЦНТИ, 2003., - 327 с.

11. Стеклов О.И. Аладинский В.В., Есиев Т.С. Прогнозирование ресурса газопроводов с коррозионными повреждениями. Сб. научных трудов. Надежность газопроводных конструкций. М: ООО «ВНИИГВЗ», 2003., с. 15-28.

Источник: Журнал "Территория Нефтегаз" № 4, 2006 г.