библиотека нефтяника / Безопасность нефтепроводов / 1

Рис. 1.1. Схема магистральных трубопроводов ОАО «АК «Транснефть» и ближнего зарубежья:

1 $ действующие нефтепроводы; II $ намеченные к строительству нефтепроводы; III $ действующие водоводы; IV $ НПС действующие; V $ НПС, намеченные к строительству; VI $ НПЗ действующие; VII $ пункты налива в цистерны; VIII $ пункты налива в танкеры

17

Примечание. РВС – резервуар вертикальный стальной, Ж БР – железобетонный резервуар.

в табл. 1.3, из которой видно, что значительная часть трубопроводов достигла амортизационного срока 33–35 лет. Есть такие трубопроводы, которые находятся в эксплуатации 40 и 50 лет. Поэтому остро стоит проблема определения технической политики в отношении старых трубопроводов.

Состояние защиты от коррозии нефтепроводов становится ясным исходя из следующих данных:

приблизительно 20 тыс. км магистральных нефтепроводов были изолированы битумом, срок защиты которого составляет 12−15 лет;

изоляционной лентой защищены 26 тыс. км трубопроводов, срок защиты которой составляет 20 лет;

начиная с 1990 г. при строительстве и капитальном ремон-

18

Таблица 1.4

Динамика капитального ремонта магистральных нефтепроводов (замена изоляции + замена труб)

те трубопроводов применяют изолирующее покрытие типа «Пластобит», обеспечивающее защиту 30 лет;

начиная с 1998 г. стали широко применять более прогрессивные покрытия на основе нефтеполимера «Асмол» со сроком защиты 35 лет.

Сопоставляя эти данные с приведенными данными (см. табл. 1.3) можно сделать вывод, что все трубопроводы, построенные раньше 1980 г., подлежат замене изоляции. Такие трубопроводы составляют 85,3 % или 40 тыс. км.

В табл. 1.4 приведена динамика капитального ремонта магистральных нефтепроводов, включающая суммарную протяженность всех участков, восстановленных различными методами ремонта: сплошная замена изоляции, сплошная замена участков (замена труб), восстановление участков путем локальных ремонтов. Если сопоставить приведенные данные (см. табл. 1.4) с количеством трубопроводов, на которых необходимо срочно заменить изоляцию, то видно, что темпы замены изоляции совершенно недостаточны. Проблема старения трубопроводов стоит наиболее остро с точки зрения защиты от коррозии.

В табл. 1.5 приведены сведения об объемах замены труб в системе магистральных нефтепроводов России, из которых следует, что полная замена труб может быть осуществлена приблизительно за 100 лет. В течение этого времени металл труб и сварные швы должны сохранять свои прочностные свойства.

На магистральных нефтепроводах происходят отказы поразличным причинам, разрывы труб с выбросом нефти, иног-

19

Таблица 1.5

Объемы капитального ремонта линейной части магистральных нефтепроводов России

да катастрофы. Полностью исключить аварии невозможно, так как есть причины, зависящие не только от технического состояния трубопроводов. В табл. 1.6 приведены данные об авариях и анализ причин аварий за последние годы.

В табл. 1.7 приводится динамика аварийности магистральных нефтепроводов за последние 15 лет. Несмотря на неблагоприятную возрастную структуру системы, благодаря целенаправленной технической политике в последние годы произошли снижение показателя аварийности до уровня не более 0,2 аварий на 1000 км линейной части и стабилизация этого показателя.

Объем ремонтных работ характеризуют следующие показатели: только в 1995 г. переиспытано 85 км линейной части магистральных нефтепроводов, отремонтированы и заменены более 40 задвижек диаметром 500 мм и более, переуложено и подключено 27 вновь смонтированных участков нефтепрово-

Таблица 1.6

Аварии на нефтепроводах ОАО «АК «Транснефть»

Таблица 1.7

Динамика аварийности на магистральных нефтепроводах России (включены категорированные аварии с выходом нефти более 1 т)

Примечание. Далее стабилизация показателей на уровне 1997 г.

дов, отремонтировано 84 резервуара, диагностическое обследование проведено на 26 резервуарах суммарным объемом

260 тыс. м3.

Начиная с 1992 г. развернуты интенсивные обследования нефтепроводов с помощью внутритрубных инспекционных снарядов (ВИС) различной конструкции. Для этого проведен большой объем подготовительных работ: сооружены камеры запуска-приема снарядов, выявлены и ликвидированы недопустимые препятствия для прохождения снарядов, выполнена очистка трубопроводов от посторонних предметов и отложений. К 2000 г. практически выполнено первичное обследование трубопроводов внутритрубными дефектоскопами двух типов: «Калипер» и «Ультраскан WM». Начато обследование внутритрубными магнитными дефектоскопами типа «MFL».

На территории России в системе магистральных нефтепроводов насчитывается более 200 мобильных аварийновосстановительных служб, задачи которых − предупреждение аварий и ликвидация последствий аварий.

В системе магистральных нефтепроводов России эксплуатируется свыше 2000 подводных трубопроводов, расположенных на 785 переходах через крупные реки и другие водные преграды. Суммарная ширина пересекаемых преград по зеркалу воды составляет 170 км. 410 подводных переходов выполнены двумя и тремя нитками. Суммарная протяженность подводных переходов между береговыми задвижками составляет 1330 км. Для решения проблем эксплуатации подводных

21

участков созданы специализированные предприятия, службы и участки подводно-технических работ.

На предприятиях ОАО «АК «Транснефть» эксплуатируются 210 железобетонных и 695 стальных резервуаров. Наиболее распространенным типом из находящихся в эксплуатации резервуаров является стальной вертикальный цилиндрический резервуар объемом от 5 до 50 тыс. м3. Начиная с 2001 г. планируется ввести в строй резервуары объемом 100 тыс. м3. Находятся в эксплуатации и железобетонные резервуары объемом 10 и 30 тыс. м3. Все резервуары построены по типовым проектам. Нормативный срок службы стальных резервуаров 30 лет, железобетонных − до 50 лет.

Разработаны программы реконструкции и капитального ремонта резервуарных парков для повышения их надежности, экологической безопасности и сокращения потерь нефти. Для этого ежегодно порядка 9−10 % общего количества резервуаров выводится в ремонт или осуществляется их замена на более современные конструкции.

В последние годы значительное внимание уделяется природоохранной деятельности на основе государственных и ведомственных нормативных требований. Проводится экологическая экспертиза проектов нового строительства, реконструкции и капитального ремонта объектов. В акционерных обществах магистральных нефтепроводов работают экологические службы, которые своевременно уточняют размеры предельно-допустимых выбросов вредных веществ в атмосферу, водоемы и на рельеф, определяют состав и количество токсичных отходов. Под контролем этих служб проводятся обследования технического состояния природоохранных сооружений и установок (очистных сооружений, систем оборотного и повторного водоснабжения, оборудования резервуаров, шламохранилищ, прудов-накопителей и т.д.), разрабатываются планы их реконструкции и модернизации.

Преобладающее большинство действующих магистральных нефтепроводов оснащено средствами автоматики, телемеханики и вычислительной техники, обеспечивающими их нормальное функционирование в составе автоматизированной системы управления технологическими процессами (АСУ ТП). Существующий уровень телемеханизации позволяет осуществлять централизованный контроль за работой участков нефтепроводов из районных диспетчерских пунктов, а также обеспечивает выполнение функций АСУ ТП по учету, оптимизации и прогнозированию работы оборудования.

Для эффективной эксплуатации системы магистральных

22

нефтепроводов требуется разработать и совершенствовать большое количество нормативных документов по эксплуатации и ремонту трубопроводов, разрабатывать, испытывать и внедрять новую технику, приспособления, приборы. Поэтому в стране по проблемам трубопроводного транспорта активно работает ряд научных центров, институтов и высших учебных заведений (ИПТЭР, ГИПРОТРУБОПРОВОД, ВНИИСТ, РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, УГНТУ и др).

В настоящее время магистральные нефтепроводы находятся под контролем Федерального горного и промышленного надзора России (Госгортехнадзор). Надзор осуществляется путем проведения экспертизы безопасности объектов, сооружений, зданий, технических устройств, проектов, нормативных документов. Для этого с 1999 г. внедрена «Система промышленной безопасности» и регламентированы все вопросы организации и проведения экспертизы.

Система магистральных нефтепроводов России находится постоянно в состоянии развития. Причем развитие происходит не только в направлении арифметического увеличения показателей (протяженности, диаметров, количества резервуаров и насосных станций), но и в направлении демонтажа некоторых участков трубопроводов, консервации, переоснащения, перевода на другие продукты и др. Кроме того, условия эксплуатации магистральных нефтепроводов непостоянны. С течением времени изменяются объемы перекачки, требования безопасности, экономические рычаги, политическая ситуация. Требуется своевременно и правильно реагировать на эти изменения.

Например, распад СССР и сложные взаимоотношения России со странами Балтии привели к необходимости прокладки трубопроводов Балтийской трубопроводной системы. Позитивные взаимоотношения Казахстана с Россией сделали взаимовыгодной прокладку трубопроводов Каспийского трубопроводного консорциума.

В процессе эксплуатации магистральных нефтепроводов не обходится без проблем и решения непростых технических задач. Многие проблемы напрямую связаны с условиями и особенностями эксплуатации современных магистральных нефтепроводов. В настоящее время условия работы трубопроводного транспорта нефти характеризуются следующими особенностями:

1. Происходит естественное старение магистральных нефтепроводов. Старение − многофакторный процесс, который выражается в том, что все материалы, из которых сделаны

23

трубопроводы, постепенно теряют свои необходимые эксплуатационные характеристики. Ухудшаются защитные свойства изоляции. Металлы труб и сварные швы охрупчиваются, а в ряде случаев растрескиваются. Растет количество дефектов изоляции и металла труб. Некоторые дефекты становятся опасными.

Возрастной состав магистральных нефтепроводов таков, что старение трубопроводов стало значительным. Изнашивается и устаревает оборудование, в том числе запорная арматура, насосы, станции катодной защиты. Нарушение герметичности запорной арматуры не позволяет надежно перекрывать участки, где обнаружены повреждения или произошла авария. Износ насосного оборудования ведет к увеличению шумов и вибрации, повышению энергетических затрат на перекачку продукта.

Снижение защитных свойств изоляции вызывает увеличение тока защиты, а это в свою очередь отрицательно сказывается на работе самой станции катодной защиты. При этом снижается эффективность защиты от почвенной коррозии.

2. Нормативная база находится в состоянии постоянных изменений. Появляются новые требования по надежности и безопасности. Многие из ранее принятых технических решений становятся недопустимыми по современным требованиям. Это особенно ярко видно на следующих примерах.

Наиболее часто применявшиеся методы ремонта дефектных участков трубопроводов − приварка заплат и сварных муфт, разрешенные ранее действующими руководящими документами, выдержавшие испытания, прослужившие много лет, не вписываются в современные нормативы и по требованию надзорных органов подлежат ликвидации (вырезанию).

Сварные секционные отводы и лепестковые переходы, которые применялись в технологических трубопроводах практически всех резервуарных парков страны, в настоящее время подлежат замене по требованию надзорных органов, так как не соответствуют современных нормам.

Ситуация такова, что по каким бы нормам не были построены сооружения трубопроводов, через какое-то время (не более 10−15 лет) они опять придут в противоречие с новыми нормативными требованиями. Для длительно эксплуатируемых трубопроводов решение должно быть дифференцированным, с учетом рабочих давлений и других факторов опасности. Нормативные документы должны помогать решению задач, а не мешать.

3. Повышаются требования к экологической безопасности

24

всех промышленных объектов, в том числе магистральных нефтепроводов. Практически любые аварии, связанные с разгерметизацией трубопровода и выходом нефти, влекут за собой немалые затраты. Значительная часть затрат идет на штрафы и на восстановление окружающей среды (очистку грунта, воды, утилизацию загрязненного грунта). В случае крупных аварий размеры штрафов намного превышают затраты на ликвидацию самих повреждений. Это особенно характерно для аварий, при которых большое количество нефти попадает в море или реки.

4. Наблюдается тенденция к снижению объемов добычи нефти. При этом снижается средняя загруженность системы магистральных нефтепроводов. Значительное количество трубопроводов эксплуатируется при меньших рабочих давлениях. С целью экономии расходов на транспортировку нефти ряд насосных станций выключается и консервируется. Таким образом, изменяется технологический регламент эксплуатации нефтепроводов. Снижаются скорости потоков нефти в трубе, что в ряде мест создает благоприятные условия для усиления внутренней коррозии труб.

5. Общая экономическая ситуация в стране все еще находится в состоянии, соответствующем переходному периоду (повышаются стоимость ремонта, цены на материалы, оборудование, услуги, налоговая и таможенная политики не способствуют научно-техническому прогрессу). Объемы ремонт- но-восстановительных работ ограничиваются финансовыми ресурсами эксплуатирующих организаций.

6. Действует жесткая ценовая политика по тарифам на транспорт нефти (источник прибыли жестко ограничен). Весь необходимый объем работ по диагностике и ремонту трубопроводов, замене оборудования и техническому переоснащению возможно выполнить только в пределах полученной прибыли от оказанных услуг по транспортной доставке нефти по договорам с поставщиками. Тарифы на транспорт нефти устанавливаются фиксированными и согласовываются с правительством страны.

С учетом указанных особенностей возникают следующие очевидные задачи в стратегическом аспекте:

сохранение трубопроводной сети в исправном и работоспособном состоянии в течение длительного времени (не менее 100 лет);

снижение вероятности аварий до реального минимума (полностью исключить их невозможно);

оптимизация затрат на техническое обслуживание и ре-

25

монт за счет использования передовых технологий, технических средств, методов;

существование в пределах правового поля (при ведении хозяйственной деятельности выполнять только юридически разрешенные операции), что особенно важно в условиях быстрого изменения экономических, политических, юридических взаимоотношений между странами, ассоциациями, компаниями, предприятиями, включая поставщиков и потребителей нефти;

получение максимума прибыли (техническое и технологическое совершенствование системы невозможно выполнить без прибыли).

Перечисленные задачи были и будут актуальными во все времена, но значение их меняется с развитием общества в целом.

В настоящее время решение этих задач требует выполнения работ в следующих направлениях:

ведение глубокого изучения причин аварийности магистральных нефтепроводов путем постоянного и систематического анализа причин разрушений, установления источников опасности, значения тех или иных факторов в прочности, надежности и безопасности трубопроводов;

проведение полной ревизии магистральных нефтепроводов, исходя из современных знаний теории прочности и надежности;

регулярный пересмотр нормативных документов, регламентирующих работы по проектированию, изготовлению, строительству, эксплуатации, ремонту объектов: труб, деталей, трубопроводов, оборудования (нормы не могут быть одинаковыми для различных этапов жизни трубопровода);

периодическая диагностика фактического технического состояния нефтепроводов, которая включает следующие работы:

получение полной картины о фактической дефектности трубопроводов на всем протяжении;

обследование состояния фактической напряженности трубопроводов, особенно на опасных участках, включая водные переходы;

обследование состояния металлов труб и сварных швов с учетом длительности эксплуатации трубопроводов;

обследование эффективности защиты от коррозии (характеристик изоляции, параметров системы электрохимической защиты).

выявление опасных участков трубопровода, где могут произойти аварии по тем или иным причинам (дефекты трубы,

26