Студопедия

КАТЕГОРИИ:

АвтомобилиАстрономияБиологияГеографияДом и садДругие языкиДругоеИнформатикаИсторияКультураЛитератураЛогикаМатематикаМедицинаМеталлургияМеханикаОбразованиеОхрана трудаПедагогикаПолитикаПравоПсихологияРелигияРиторикаСоциологияСпортСтроительствоТехнологияТуризмФизикаФилософияФинансыХимияЧерчениеЭкологияЭкономикаЭлектроника



К надежности нефтепроводов




Читайте также:
  1. БЕЛЕТ 21. Комплексные показатели надежности
  2. БИЛЕТ 22. Последовательный контроль надежности.
  3. БИЛЕТ 24. Понятие и свойства надежности
  4. БИЛЕТ 26. Классический метод расчета надежности систем
  5. БИЛЕТ 28 Методы контроля надежности массовой продукции.
  6. ГЛАВА 1. Расчет показателей надежности системы зажигания
  7. Глава 16. Оценка точности и надежности прогнозов
  8. Глава 5. ОБЕСПЕЧЕНИЕ НАДЕЖНОСТИ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ
  9. Идея топологического метода расчета надежности систем
  10. Идея топологического метода расчета надежности систем.

Анализ аварийности магистральных нефтепроводов страны за 1992-2000годы, выполненный Госгортехнадзором России, показывает, что ос­новными причинами аварий за эти годы явились:

- внешние физические воздействия на нефтепроводы (34,7%);

- нарушения норм и правил производства работ при строительстве и
ремонте, отступления от проектных решений (24,7%);

- коррозионные повреждения (23,5%);

- нарушения технических условий при изготовлении труб, деталей и
оборудования (12,4%);

- ошибочные действия эксплуатационного и ремонтного персонала
(4,7%).

Частями нефтепроводов, которые наиболее подвержены механическим повреждениям, являются клапаны, фитинги трубопровода, насосные стан­ции, а в особенности прокладки, сальники и флянцы. Размеры отвер­стий в этих элементах малы, и средний объем разлива сквозь механичес­кие повреждения составляет порядка 200 м .

Некоторые данные об аварийности и ее динамики на нефтепроводах приведены в таблицах 5 и 6 [68].


Предупреждение и ликвидация аварийных разливов нефти и нефтепродуктов

Таблица 5 Аварийность на магистральных нефтепроводах России

   

Динамика аварийности на магистральных нефтепроводах отражена в таблице 6 (включены аварии с выходом нефти более 1 тонны). Что происходит при нарушении целостности трубопровода: - первая стадия «напорного» истечения, происходящая от момента аварии до момента отключения перекачивающей станции. Эта стадия ха­рактеризует истечение нефти (или нефтепродукта) через образовавшее­ся отверстие при работающей перекачивающей станции. Как правило, в

Таблица 6 Динамика аварийности на магистральных нефтепроводах России

 

Годы Протяженность нефтепроводов, тысяч км Число аварий Число аварий на 1000 км
62,2 (СССР)
64,2 (СССР) 0,43
64,1 (СССР) 0,25
65,9 (СССР) 0,38
66,3 (СССР) 0,26
66,7 (СССР) 0,25 (по России 0,27)
49,7 (Россия) 0,20
49,7 (Россия) 0,20
49,7 (Россия) 0,24
49,7 (Россия) 0,12
49,6 (Россия) 0,14
49,6 (Россия) 0,20
49,0 (Россия) 0,06
48,9 (Россия) 0,06
48,6 (Россия) 0,06

Глава 1. Источники разливов нефти на суше и во внутренних водоемах России



этот период давление в месте аварии не меняется во времени, и количе­ство вытекшей жидкости определяется разностью давлений вне и внут­ри трубопровода в месте аварии, площадью отверстия и продолжитель­ностью этого периода;

- вторая стадия «безнапорного» истечения, происходящая после от­
ключения перекачивающей станции и до момента перекрытия линейных
задвижек, изолирующих поврежденный участок от остальной части тру­
бопровода;

- третья стадия безнапорного истечения, происходящая от момента
перекрытия линейных задвижек и до момента ликвидации аварии (или
полного вытекания жидкости). В течение второй и третьей стадий жид­
кость вытекает через отверстие под действием собственного веса. При
этом в наивысших точках трубопровода последовательно, один за дру­
гим, происходят разрывы сплошности потока и образования в этих мес­
тах полостей, заполненных насыщенными парами нефти (или нефтепро­
дукта), в которых давление равно упругости паров нефти.



Процесс истечения заканчивается либо тогда, когда авария ликвидиру­ется (восстанавливается герметичность трубопровода), либо тогда, когда нефть прекращает вытекать из отверстия сама. Последнее происходит, когда давление внутри трубы в месте аварии снижается до атмосферного.

Вообще аварией на магистральном нефтепроводе считается внезап­ный вылив или истечение нефти (утечки) в результате полного разру­шения или повреждения нефтепровода, его элементов, резервуаров, обо­рудования и устройств, сопровождаемые одним или несколькими из сле­дующих событий:

- смертельным травматизмом людей;

- травмированием людей с потерей трудоспособности;

- воспламенением нефти или взрывом ее паров;

 

- загрязнением рек, водоемов и водотоков сверх пределов, установ­
ленных стандартом на качество воды;

- утечками нефти объемом 10 м и более.

Инцидентом считается отказ или повреждение оборудования или тех­нических устройств на объектах магистрального нефтепровода, отклоне­ния от режима технологического процесса, нарушения законодательных и правовых актов Российской Федерации и нормативных документов, устанавливающих правила ведения работ на объектах магистрального нефтепровода, которые могут сопровождаться утечками нефти объемом менее 10 м без воспламенения нефти или взрыва [35, 37, 39, 72].

Работоспособность труб нефтепроводов определяется совокупностью следующих основных характеристик: геометрическими и механическими характеристиками труб; защищенностью нефтепровода от коррозии; на­грузками, действующими на трубы (внутренними и внешними); дефек­тами металла труб, сварных швов, изоляционного покрытия.


Предупреждение и ликвидация аварийных разливов нефти и нефтепродуктов



Для поддержания технического состояния нефтепровода на достаточ­но высоком уровне и обеспечения постоянной работоспособности необ­ходимо в процессе эксплуатации контролировать все указанные выше характеристики и параметры.

В зависимости от назначения нефтепровода наиболее важными (конт­ролирующими работоспособность труб) являются либо одни, либо другие характеристики. Для магистральных нефтепроводов, по которым перека­чивают подготовленные нефти, не агрессивные по отношению к металлу труб, наиболее важными характеристиками являются дефекты металла трубы и сварных швов. Они представляют собой концентраторы напряже­ний и в процессе эксплуатации трубопровода способны привести к разви­тию усталостных трещин и внезапному разрыву труб нефтепровода.

Существуют отдельные участки магистральных и внутрипромысловых нефтепроводов, по которым перекачивается продукт умеренной агрес­сивности (например, увлажненная нефть). На этих участках факторы химической агрессивности и механических напряжений приводят к ме-ханохимическому разрушению.

Ускоренное развитие разрушения (рост дефектов) происходит в местах концентрации напряжений (механические дефекты, сварные швы, конструктивные концентраторы напряжений типа тройников, штуцеров).

Разрушения в длину (трещина распространяется по длине трубы) всегда происходят от дефектов и под действием внутреннего давления.

Дефекты бывают коррозионные, сварочные и механические (непро­вар, трещина, царапина, вмятина, гофр и т.д.). Такие разрушения возни­кают внезапно при эксплуатации под действием рабочих давлений, а также при гидроударах и гидроиспытаниях трубопроводов. В ряде случаев раз­рушения происходят по кольцевому (монтажному) шву. Причиной та­ких разрушений являются непровары и другие дефекты сварки в сочета­нии с перенапряжением в осевом направлении трубы.

Разрушения в длину трубы и по кольцевому шву нефтепровода с рас­крытием трещины обычно имеют тяжелые последствия.

На нефтепроводах нередко возникают сквозные дефекты (свищи), ко­торые подлежат немедленной ликвидации по мере обнаружения. Свищи могут иметь различное происхождение: коррозионное, сварочное, уста­лостно-механическое.

Большая проблема связана с развитием коррозионных процессов на трубопроводах. Около 35% нефтепроводов практически не имеют анти­коррозионной защиты из-за значительной потери защитных свойств по­крытий. И как следствие этого - более 10 тыс. участков труб, прокорро-дированных до 50% от толщины их стенки. Такое положение через не­сколько лет может послужить причиной крупных аварий и техногенных катастроф. Коррозионные повреждения отечественных трубопроводов


Глава 1. Источники разливов нефти на суше и во внутренних водоемах России

начинают проявляться уже спустя пять-десять лет с начала их эксплуа­тации, приводя к резкому нарастанию частоты отказов.

Коррозионные свищи на магистральных нефтепроводах возникают при нарушении наружной изоляции. Отсутствие катодной защиты или нали­чие сильных блуждающих токов приводят к быстрому образованию и развитию коррозионных язв (питтингов). Скорость коррозии на нефте­проводах может находиться от нуля до 1 мм в год по толщине. Свароч­ные свищи обычно возникают на кольцевых швах, если швы выполня­лись газопрессовой сваркой (такой способ сварки применялся в СССР на первых магистральных нефтепроводах). При современных способах сварки с применением электрической дуги (ручная, контактная) появле­ние таких дефектов считается маловероятным.

Усталостно-механические свищи - результат развития усталостных трещин от механических и других дефектов на стенке трубы. Это - наи­более опасные свищи - результат первого этапа усталостного разруше­ния трубы. Дальнейший рост трещины приводит ко второму этапу раз­рушения - ускоренному раскрытию трубы и аварии.

Дефекты появляются при транспортировке труб, строительстве и экс­плуатации нефтепровода. Дефекты наносятся сторонними организация­ми, а также ремонтно-строительными управлениями во время ремонт­ных и профилактических работ на трассе.

При длительной эксплуатации сказывается химическая и тектоничес­кая активность почвы. Большое количество дефектов имеет коррозион­ное происхождение, особенно в южных регионах страны и на участках, где блуждающие токи в грунте значительны.

Используемые в настоящее время средства диагностики, включая сред­ства внутритрубной диагностики, не позволяют обнаружить все опасные дефекты (дефекты сварных швов, трещиноподобные дефекты). Степень обнаруживаемости опасных дефектов можно оценить примерно в 40~50% (на сварных швах ожидается больше дефектов, чем на основном металле труб) [37, 39, 41, 51, 99].

Поскольку всегда существует опасность утечки, то предусматривают­ся проектные меры, которые должны обеспечить как обнаружение утеч­ки, так и остановку процесса перекачки, чтобы ограничить объем вы­текающей нефти.

На объем утечки влияние оказывают следующие факторы:

- размер повреждения трубопровода (размер отверстия);

- давление в месте утечки во время работы и остановки системы;

- диаметр трубопровода и скорость перекачки;

- расстояние между клапанами;

- время, требуемое для обнаружения утечки, остановки насосов и за­
крытия клапанов;

- топографические условия вблизи места утечки.


Предупреждение и ликвидация аварийных разливов нефти и нефтепродуктов

Система обнаружения утечек должна быть достаточно чувствитель­ной для обнаружения очень малых утечек. Но попытка достичь такой чувствительности делает работу систему нестабильной, когда происхо­дит большое количество ложных срабатываний.

Для обнаружения утечек на трубопроводе применяется целый ряд ана­литических методов [92]:

- анализ массового баланса;

- анализ поддержания/падения давления;

- акустический анализ волны давления;

- модель перехода в реальном времени (компьютерный анализ);

- статистический анализ (компьютерный анализ).

Помимо аналитических методов используются и методы внешнего мониторинга, такие как:

- ручные ультразвуковые системы;

- спутниковые системы;

- волоконно-оптические системы;

- собаки;

- мониторинг полосы отчуждения и др.

Методы обнаружения утечек и мониторинга состояния нефтепровода приведены в таблице 7.

Оценки времен обнаружения утечки и остановки системы перекачки нефти для различных вариантов размера отверстия (таблица 8).

Проверка внутреннего состояния трубопровода с использованием из­мерительного скребка, оборудованного датчиками, в первую очередь, ис­пользуется для мониторинга дефектов, который позволяет обнаружить и устранить потенциальные проблемы задолго до того, когда произойдет утечка. Эта проверка используется как инструмент для предотвращения утечек посредством оценки целостности трубопровода.

Транспортировка больших объемов нефти при высоких давлениях тре­бует постоянной работы по обеспечению надежности магистральных неф­тепроводов и предупреждению отказов, аварий.

В компании ОАО «АК «Транснефть» к этим направлениям относят следующие [116]:

- оснащение специализированных аварийно-восстановительных пун­
ктов современным оборудованием и техническими средствами для
ликвидации аварий и устранения дефектов нефтепроводов, в том
числе на подводных переходах и нефтепроводах, проложенных в
условиях болотистой и обводненной местности;

- внедрение систем мониторинга технического состояния магистраль­
ных нефтепроводов и их объектов, в том числе с применением ди­
агностических внутритрубных инспекционных снарядов высокого
разрешения;

- развитие систем и технологий планирования ремонта и предотвра­
щения отказов магистральных нефтепроводов, в основе которых ле-


Глава 1. Источники разливов нефти на суше и во внутренних водоемах России

Таблица 7 Методы обнаружения утечек и мониторинга состояния нефтепровода

 

Методы обнаружения утечек и мониторинга Размер утечки Время Располо­жение Ложные сра­батывания
Системы обнаружения утечек, состоящие из всех систем, включенных в API 1155
Баланс массы 1% 1 час   5 в неделю
Анализ поддержания падения давления 1% 1 мин   10 в неделю
Акустические волны давления 1 мин +/- 800 м 5 в неделю
Модель перехода в реальном времени 2-3% 30 мин +/- 2 км 10 в неделю
Статистический анализ менее 1% 1 час +/- 300 м < 1 в месяц
Методы внешнего мониторинга трубопровода (включая обнаружение разлива нефти)
Ручная ультразвуковая система кг/сек при исполь­зовании +/- 1 м нет
Мониторинг полосы отчуждения от малого до среднего на месте +/- 1 м нет
Спутниковое наблюдение средний при исполь­зовании +/- 50 м нет
Собаки малый на месте +/- 1 м возможны
Мониторинг поврежде­ний в реальном времени   в реальном времени +/- 50 м возможны
Трубки-воздушники и диффузионные шланги       нет
Труба-спутник   при исполь­зовании +/- 1 м возможны
Электрохимический чувствительный кабель   в реальном времени 5 м возможны
LIDAR       нет
Металло-оксидный полупроводник       нет
Волоконно-оптическая система отраженного света   в реальном времени   возможны
Волоконно-оптическая акустическая система   в реальном времени прибл. 5 м нет

Предупреждение и ликвидация аварийных разливов нефти и нефтепродуктов

Таблица 8 Время обнаружения утечек и остановки системы перекачки нефти

 

Вид работы Отверстие 5 мм Отверстие 50 мм Разрыв трубы по окружности
Время на обнаружение и подтверждение утечки 48 часов 1 час 1 минута
Время на остановку насосов 2 минуты 2 минуты 2 минуты
Время на закрытие блокировочных клапанов на поврежденном участке 7 минут 7 минут 7 минут
Полное время (округленное) с обнаружения до остановки системы 48 часов 69 минут 10 минут

жат анализ информации о фактическом техническом состоянии нефтепровода, оценка степени опасности выявляемых дефектов, их ранжирование и устранение в первую очередь наиболее опасных;

- развитие информационных технологий комплексного анализа тех­
нического состояния магистральных нефтепроводов и их объектов
на основе сопоставления данных внутритрубной инспекции, дан­
ных о состоянии электрохимической защиты от коррозии, данных о
русловых процессах на подводных переходах, данных об отказах,
авариях и ситуационных изменениях в зоне трассы трубопроводов;

- создание надежных машин и механизмов для выборочного и капи­
тального ремонтов магистральных нефтепроводов, позволяющих про­
изводить ремонт с заменой изоляции и устранением дефектов. В
состав этих комплексов входят землеройная техника, подкапываю­
щие, очистные, праймирующие и изоляционные машины нового
поколения;

- создание стационарных и мобильных рубежей задержания и улав­
ливания нефти на основе применения современных боновых за­
граждений и высокоэффективных систем сбора нефти с поверхнос­
ти воды в целях защиты водных объектов.

По данным АК «Транснефть» показатель аварийности на 2004 год удалось снизить в 7 раз по сравнению с 1999 годом - до 0,04 случая на 1 тыс. км, что соответствует мировому уровню.

В 1991 году приступил к работе созданный Компанией Центр техни­ческой диагностики «Диаскан». Внутритрубными инспекционными сна­рядами ЦТД «Диаскан» на сегодня обследовано более 40 тыс. км трубо­проводов. Причем данные внутритрубной инспекции используются не только для планирования, но и для анализа качества выполненных ре­монтных работ.

Основными мероприятиями по снижению аварийности являются:

- прокладка трубопроводов в антикоррозионном исполнении;

- применение ингибиторов коррозии;


Глава 1. Источники разливов нефти на суше и во внутренних водоемах России

- диагностика трубопроводов с последующей заменой аварийных
участков;

- протекторная и электромеханическая защита трубопроводов.
Следует отметить, что работы по замене аварийно-опасных участков

нефтепроводов в нефтедобывающих компаниях организованы и наращи­ваются в основном в последние годы, однако опережения старения труб до сих пор не достигнуто.

В настоящее время «Транснефть» не испытывает серьезной конкурен­ции. Единственный существующий в России негосударственный нефте­провод принадлежит КТК. Трубопровод протяженностью около 1700 км имеет максимальную расчетную мощность 67 млн тонн.

Специалистами ГУП «НТЦ «Промышленная безопасность», ОАО НИИК, МГУ, МИФИ, ВНИИГАЗ и др. был проведен анализ риска ава­рий ряда нефтепроводных систем (КТК, БТС, Ярославль-Кириши) [53].Для количественной оценки риска линейной части магистрального неф­тепровода были использовано Методическое руководство по оценке сте­пени риска аварий на магистральных нефтепроводах (таблица 9).

Таблица 9 Количественная оценка риска аварий на нефтепроводных системах

 

 

Показатели Линейная часть МН
КТК-Р БТС Ярославль-Кириши
Частота аварий на трассе, 1/год 0,145 0,170 0,135
Удельная частота аварий на 1000 км трассы, 1/год 0,138 0,211 0,257
Средняя масса утечек нефти при аварии, тонн 680,7 426,6
Средняя масса потерь нефти при аварии, тонн 149,9 83,0 81,3
Удельные ожидаемые потери нефти на 1000 км трассы, тонн/год 21,2 17,8 20,9
Удельные ожидаемые средние по трассе потери нефти, т/год 22,2 14,3 11,0
Средний размер ущерба от аварии, руб., 1 703 800 2 334 600 1 863 000
в том числе: средний размер взыскания за загрязнение окружающей среды 981 540 2 068 300 1 692 300
стоимость потерянной нефти 722 300 266 300 170 750
Интегральный ожидаемый ущерб по трассе, руб./год 262 100 421 000 279 700
Удельный ожидаемый ущерб на однокило­метровом участке трассы, руб./год
Средний балл однокилометрового участка трассы (обобщенный показатель риска) 1,57 2,39 2,91

Предупреждение и ликвидация аварийных разливов нефти и нефтепродуктов

При разливе и воспламенении нефти во время аварий на линейной части этих нефтепроводов существует возможность причинения ущерба близлежащим населенным пунктам. Не исключены поражения людей на пересечениях трассы с транспортными магистралями вследствие пожа­ра-вспышки смеси паров нефти с воздухом.

3 июня 1989 года около деревни Улу-Теляк (Башкортостан) произо­шел разрыв трубы продуктопровода, и свыше 4 тыс. тонн углеводород­ной смеси заполнило долину вдоль полотна железной дороги Аша-Уфа. В момент встречи двух пассажирских поездов (Новосибирск - Адлер и Адлер - Новосибирск), в которых находилось 1284 пассажира и 86 членов поездных и локомотивных бригад, произошел взрыв углеводо-родно-воздушной смеси, эквивалентный взрыву 300 тонн тротила. Взры­вом были разрушены 37 вагонов и 2 электровоза, из которых 7 вагонов сгорели полностью, 26 выгорели изнутри. Ударной волной были ото­рваны и сброшены с путей 11 вагонов. Кратковременный подъем тем­пературы в районе взрыва достигал 900-1000°С. Погибло 575 человек, травмировано 623.

Судебное разбирательство продолжалось почти шесть лет. Продукто-провод «Западная Сибирь - Урал - Поволжье» протяженностью в 1800 км и диаметром 720 мм вошел в эксплуатацию с 1985 года. Еще при проек­тировании и строительстве выявлялись определенные недостатки, кото­рые не были должным образом учтены. За период эксплуатации до момента катастрофы по всей трассе продуктопровода было зафиксирова­но 69 отказов (64%) из-за коррозии, 10 (9,3%) из-за невыявленного заводского брака труб, 6 (5,5%) из-за строительных дефектов, 23 отказа (21,3%)- по другим причинам.

Экспертная комиссия обратила внимание на ряд серьезных упущений при строительстве и реконструкции нефтепровода: недостаточно обосно­ван выбор трассы, использована сталь неподходящих марок, электрохи­мическая защита включена только через 1-2 года. Судебная металловед­ческая экспертиза безоговорочно присоединилась ко всем выводам ко­миссии экспертов.

Данные по надежности промысловых трубопроводов можно просле­дить на основе анализа эксплуатации промысловых трубопроводов Вать-еганского месторождения НГДУ «Повхнефть» (ТПП «Когалымнефтегаз»), расположенного на территории ХМ АО [57].

На Ватьеганском месторождении по состоянию на 01.01.2001 года находилось в эксплуатации около 900 км трубопроводов различного назначения и диаметра. 30% из них составляли нефтесборные трубо­проводы; 9,9% - напорные нефтепроводы от дожимной насосной стан­ции (ДНС) до магистрального нефтепровода; 12,5% - внутриплощадоч-ные нефтепроводы; 43% и 4,6% - высоконапорные и низконапорные


Глава 1. Источники разливов нефти на суше и во внутренних водоемах России

водоводы соответственно. Более 45% трубопроводов находилось в эк­сплуатации свыше 10 лет.

С 1991 по 2001 год на месторождении произошло 249 порывов нефте­проводов. Данные по порывам на водоводах имелись только за период с 1998 по 2001 год, их количество составило 41. В период с 1997 по 2000 год было отмечено резкое увеличение числа порывов как на нефтепроводах, так и на водоводах, а в 2001 году в динамике аварийности наблюдался незначительный спад (рис. 8). Аналогичная закономерность прослежи­вается и для удельной аварийности трубопроводов (таблица 10).

Таблица 10


Дата добавления: 2014-12-30; просмотров: 71; Нарушение авторских прав







lektsii.com - Лекции.Ком - 2014-2021 год. (0.028 сек.) Все материалы представленные на сайте исключительно с целью ознакомления читателями и не преследуют коммерческих целей или нарушение авторских прав
Главная страница Случайная страница Контакты