ОЦЕНКА ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ МАГИСТРАЛЬНОГО НЕФТЕПРОВОД НА ОСНОВЕ ДАННЫХ ВНУТРИТРУБНОЙ ДИАГНОСТИКИ

В настоящее время известно, что Россия является одной из самых крупных нефтедобывающих страх, обладает огромным потенциалом топливно-энергетических ресурсов, которые определяют будущее энергетики и экономики, а также масштабы их экспорта на международные рынки. В связи с этим наиболее эффективным и экономичным средством транспортировки нефти является трубопроводный транспорт. В России эксплуатируется 72,8 тыс. км магистральных нефтепроводов, это 94 % добываемой нефти [3]. В данное время в современных условиях усилилась конкуренция в области экспорта нефти, и большое влияние на повышение конкурентоспособности оказывают такие факторы, как оперативность, бесперебойность, и качество поставок. Эксплуатация нефтепроводов с большой наработкой связана с риском аварий и отказов и значительными затратами на поддержание оборудования в рабочем состоянии, включая дорогостоящие работы по диагностике и ремонту трубопроводов. К этим затратам необходимо добавить расходы, связанные с ликвидациями последствий аварий, с локализацией, сбором и удалением нефти при потере герметичности трубопроводов. Так как появление даже самой маленькой утечки может стать косвенной причиной другой, более серьезной аварии, например, взрыва и разрыва трубопровода, что влечет не только увеличение затрат на ремонт и восстановление оборудования, но и приводит к несчастным случаям.  Все это вынуждает решать задачу по продлению сроков эксплуатации трубопроводов при минимальных затратах на ремонт.

В этой ситуации чрезвычайно важно иметь информацию о реальном техническом состоянии эксплуатируемых конструкций нефтепроводов. В следствие этого наличие этих факторов во многом предопределяет спрос на российскую нефть и сказывается на экономическом состоянии России. Поэтому современное состояние трубопроводной системы должно соответствовать самым высоким требованиям надежности, промышленной и экологической безопасности и обеспечивать бесперебойную доставку нефти на внутренний и внешний рынок. Поэтому уделяется большое внимание диагностированию технического состояния магистральных трубопроводов и входит в число первоочередных задач при их эксплуатации [1].

Система диагностики, технического обслуживания и ремонта магистральных трубопроводов представляет собой совокупность методов и средств технического обслуживания и ремонта, инженерно-технического состава и программ технического обслуживания, взаимодействующих с целью поддержания высокого уровня надежности и эффективности работы магистрального трубопровода [2].

С технологической точки зрения техническая диагностика трубопроводов включает в себя:

- обнаружение дефектов на трубопроводе;

- проверку изменения проектного положения трубопровода, его деформаций и напряженного состояния;

- оценку коррозионного состояния и защищенности трубопроводов от коррозии;

- контроль за технологическими параметрами транспорта нефти;

- оценку теплового воздействия трубопроводов на вечную мерзлоту, учет результатов экологического и технологического мониторинга;

- оценку работоспособности нефтепроводов, прогнозирование сроков службы и остаточного ресурса.

Одним из самых точных видов диагностики является использование внутритрубной диагностики. Внутритрубная диагностика предоставляет: обнаружение утечек; измерение профиля трубопровода; обнаружение трещин, очистку внутренней поверхности нефтепроводов от отложений, что снижает затраты на транспортировку нефти.

Внутритрубная диагностика проводится после завершения подготовки участка магистрального нефтепровода к диагностированию предприятием, эксплуатирующим участок нефтепровода и направления предприятию, выполняющему диагностические работы, документации, подтверждающей эту готовность.

Необходимая полнота контроля участка магистрального нефтепровода достигается на основе реализации 4-х уровневой интегрированной системы диагностирования, предусматривающая определение параметров следующих дефектов и особенностей трубопровода, выходящих за пределы допустимых значений, оговоренных в утвержденных методиках определения опасности дефектов.

Разработку внутритрубных снарядов для диагностики начали производить с 70-х годов, и по сей день используют эти диагностические снаряды четвертого поколения. Внутритрубные диагностические снаряды пропускаются по всей длине нефтепровода, к тому же они осуществляют движение за счет потока перекачиваемого продукта. Использование внутритрубных инспекционных снарядов способствует повышению надежности нефтепроводов, сокращению общего числа аварий и охраны окружающей среды.

Современные устройства внутреннего контроля нефтепроводов делятся на средства, приводящиеся в движение транспортируемой жидкостью. Использование данных устройств не требует остановки перекачки и дополнительных источников энергии, а скорость выявления дефектов и утечек этими устройствами соответствует скорости потока перекачиваемой по трубопроводу жидкости.

При обследовании магистральных нефтепроводов использyются следyющие снаряды дефектоскопы:

Профилимер «Калипер» производит измерения внутреннего проходного сечения, радиусов поворота трубопровода, позволяющий обнарyжить и измерить такие дефекты как вмятины, гофры и дрyгие местные сyжения сечения.

Ультразвyковой дефектоскоп «yльтраскан - WM» позволяет обнаруживать и измерять дефекты стенок трубы – потерю металла от внутренней или внешней коррозии, царапины, задиры и внутренние несплошности типа расслоений металла. Сбор информации о параметрах дефектов осуществляется путем измерения времени прихода отраженных от внутренней и внешней стенок трубы сигналов ультразвуковых датчиков.

Ультразвyковой дефектоскоп «yльтраскан – CD», позволяющий обнарyжить и измерить продольные трещины в стенке трyбы, трещины и трещиноподобные дефекты в продольных сварных швах;

Магнитный дефектоскоп – MFL, позволяющий обнарyжить трещины определить размеры потери металла в кольцевых стыках, по всей окружности трубопровода;

В результате проведенного в 2011 году внутритрубного обследования участка магистрального нефтепровода НКК выявлены следующие типы дефектов (рис. 1).

Рисунок 1. Распределение количества дефектов по годам

Общее количество дефектов, дефектных сварных стыков и секций с коррозионным повреждением подлежащих ремонту в течение пяти лет - 115шт.

Таким образом, можно сказать, что оценка технического состояния магистрального нефтепровода на основе данных внутритрубной диагностики позволяет достаточно эффективно определять не только местоположение, но и размеры дефектов стенок и сварных швов труб, которые образуются в результате заводского брака при изготовлении труб, строительного брака, коррозии, несанкционированных врезок и т.д. Все это позволяет свести к минимуму расходы на ремонт, ликвидацию последствий аварий, остановки перекачки нефти и благотворно сказывается на экологии нашей страны.

Список литературы:

1. Алексенко К.С., Горошинская Н.С., Федотова Е.С. Комбинированная система обнаружения несанкционированных врезок в нефтепровод. «Научное сообщество студентов XXI столетия. Технические науки»: Электронный сборник статей по материалам LX студенческой международной научно-практической конференции. – Новосибирск: Изд. АНС «СибАК». – 2017. – № 12 (59)
2. Земенкова Ю.Д. Диагностика в системе технического обслуживания объектов трубопроводного транспорта: Учебное пособие. / – СПб.: Недра, 2007. – 380 с.
3. Радионова С.Г. Безопасная и надёжная эксплуатация объектов нефтегазового комплекса РФ-залог экономического роста страны / Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродущктов. / № 4. 2015 с.6-10.