МОНИТОРИНГ И ОЦЕНКА УТЕЧЕК НА НЕФТЕПРОВОДАХ

Россия обладает огромным потенциалом топливно-энергетических ресурсов, которые определяют будущее энергетики и экономики, а также масштабы их экспорта на международные рынки. Наша страна обладает уникальной трубопроводной системой, которая сохраняет высокие позиции среди всех видов транспорта по производительности, обороту сырья, протяженности трассы и себестоимости.

В 1988 г. добыто более 600 млн. тонн нефти и газового конденсата  или около 20% мирового уровня.  По информации общественных природоохранных организаций, из-за износа оборудования ежегодно в мире происходит более 15 тыс. аварийных разливов, из которых не более 5 тыс. оказываются в поле зрения надзорных органов. При этом в окружающую среду, по информации нефтедобывающих компаний, ежегодно попадает не более 10 тыс. тонн нефти и нефтепродуктов, а по различным экспертным оценкам общественных природоохранных организаций – более 1,5 млн. т.

В России эксплуатируется более 300 месторождений нефти и газа, 72,8 тыс. км магистральных трубопроводов, 168,3 тыс. км магистральных газопроводов и только одних промысловых трубопроводов в реестре опасных производственных объектов зарегистрировано свыше 1700, их общая длина почти 285 тыс. км [10]. Причем большинство объектов эксплуатируется более 30 лет,  возрастной состав магистральных трубопроводов составляет 37% до 20 лет,13% до 30 лет и 50% более 30 лет [4]. Проведенный анализ позволяет утверждать, что надежность магистральных трубопроводов высока, однако полностью устранить аварии на них в настоящее время не удается.

Динамика общего числа аварий показывает, что наблюдается их снижение за счет совершенствования технологии перекачки нефти, своевременного проведения ремонтных работ, автоматизации процесса перекачки нефти, усовершенствования средств активной защиты трубопроводов от коррозии.

Однако одной из основных причин возникновения аварийных ситуаций и нанесению непоправимого ущерба экологической обстановке утечками транспортируемых углеводородов, являются несанкционированные врезки. А именно доля всех происшествий по этой причине составляет 69 % от всех аварий. Поэтому на современном этапе развития трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов, имеет особое значение вопрос обеспечения надежности и безаварийности магистральных трубопроводов. Это обусловлено тем, что нарушение герметичности промысловых, магистральных нефте- и продуктопроводов сопровождается выходом перекачиваемого продукта через свищи, трещины и порывы, которые определяют утечки различной интенсивности.

Согласно статистики, с 2008 по 2009 год на магистральных нефтепроводах России только, например, в зоне ответственности Пермского РНУ было выявлено 11 несанкционированных врезок, в 2010 годy yже было зафиксировано 16 врезок [7], а по данным на 2013 по 2015 год на магистральных нефтепроводах России только, например, в Ленинградской области компании «Транснефть – Балтика» было выявлено 34 несанкционированные врезки в трубопровод за один год.

Для масштабов нашей страны, вопрос создания безопасных условий работы трубопроводного транспорта нефти играет важную роль. Зависит это в основном от большой протяженности трубопроводов. В следствии этого особо остро встает вопрос об экологической и промышленной безопасности при транспортировке углеводородного сырья. Основами экологической политики любой компании является  осуществление предупреждающих действий по недопущению негативного воздействия на окружающую среду, что означает приоритет превентивных мер по предотвращению негативного воздействия перед мерами по ликвидации последствий такого воздействия.

Уменьшить уровень ущерба представляется возможным путем мониторинга параметров трубопроводной системы, а именно, внедрением современных технологий оперативного обнаружения утечек.

В настоящее время разработан целый ряд методов ликвидации аварий и способов сокращения потерь углеводородного сырья, связанных с появлением утечек на магистральном трубопроводе.

Стоит отметить, что утечки нефти обычно подразделяют на значительные и незначительные, поскольку средних утечек в трубопроводном транспорте нефтепродуктов практически не наблюдается. Незначительные утечки характеризуются объемным расходом жидкости через разрыв, находящемся в диапазоне от 2 до 600 л/ч. Значительными утечками считаются такие утечки, при которых расход жидкости через разрыв превышает 10 м³/ч. В данном случае появление утечек сопровождается и существенным изменением гидродинамического процесса во всем магистральном трубопроводе.

Так как появление даже самой маленькой утечки может стать косвенной причиной другой, более серьезной аварии, например, взрыва высвободившегося газа, а также разрыва трубопровода, что влечет не только увеличение затрат на ремонт и восстановление оборудования, но и приводит к несчастным случаям на рабочем месте.

Проявление утечки сопровождается целым рядом изменений физико-технического состояния трубопровода и пространства вблизи места их расположения. Возникает характерный акустический шум, изменяются давление и скорость потока перекачиваемого продукта, потребляемая мощность перекачивающих агрегатов. Ощущается загазованность над поверхностью линий. Изменяются температура, магнитное поле и электропроводность грунта в зоне выхода продукта из трубопровода и др [6].

Отсюда следует, что экономически выгодно обнаруживать утечки на ранней стадии их появления. Но аварийные ситуации многообразны и зависят от профиля трассы и категории нефтепровода, физико-химических свойств перекачиваемого продукта, климатических условий и т.д. Из-за многообразия аварийных ситуаций ни один из методов не является универсальным. С учетом всех недостатков существующих на данный момент методов обнаружения утечек и несанкционированных врезок на линейной части систем трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов, одной из приоритетных задач в обеспечении надежности и безопасности нефтепроводов было признано обеспечение эффективного контроля за состоянием линейной части нефтепровода.

Стремясь к достижению поставленных целей было разработано одно из программных обеспечений непрерывного контроля нефтепроводов с целью обнаружения и локализации утечек. Оно построено по методу линейного баланса, скорректированного путем сравнения с моделью гидравлических и термических режимов трубопроводов, и обеспечивает непрерывный контроль, позволяющий обнаружить и быстро локализовать утечки как на остановленном трубопроводе, так и на работающем переходном или стабильном режиме.

Детекция утечек, осуществляющаяся методом скорректированного линейного баланса, который состоит из двух частей:

• статистического линейного баланса, определяемого путем сравнения измеренных на концах трубопровода и скорректированных объемов;
• динамического термобаланса, задача которого – скорректировать линейный баланс по изменениям объема продукта в трубопроводе при переходном режиме перекачки.

В США компания Shell Pipeline Corp. разработала и с 1991 года использует методику определения утечек, из эксплуатируемых ею подводных нефтепроводов в Мексиканском заливе. Система работает по принципу определения баланса расходов на входе и выходе трубопроводов. Система обеспечивает выявление утечек, достигающих 20% от текущего расхода в каждой линии в течение двух часов. Для измерения расхода уже используются ультразвуковые расходомеры, характеризующиеся повышенной точностью и монтирующиеся вне трубопровода. Даже на трубопроводах небольшой протяженности и небольшого диаметра, с применением высокоточных измерительных приборов, при стационарных условиях перекачки система не отличается большой чувствительностью и быстродействием [10].

Разработка и применение различных способов регистрации утечки, определение места ее появления и величины обусловлены разной степенью сложности трассы трубопровода, различными условиями его залегания в грунте. По мере выявления несовершенства применяемого метода возникает необходимость поиска новых, более точных способов обнаружения мест аварий, особенно тех, которые носят скрытый характер [8].

Так, например, в работе [8] предлагается методика определения величины утечки по изменяющимся характеристикам насосных станций и трубопровода в двух его сечениях. Хотя условия эксплуатации трубопровода могут быть  различными, взаимосвязь изменяющихся параметров при аварии наблюдается достаточно четкая. Фирма Shell UK в 1990 году успешно испытала и предлагает аналогичную методику [9], названную ими статистическим методом.

В системе производится непрерывный расчет статистических вероятностей возникновения утечек на основе данных о расходе и давлении на выходе и входе трубопровода. Оптимальное время обнаружения утечек определяется с использованием методов последовательных вероятностных приближений.

После обнаружения утечки оценивается ее количественная характеристика по данным измерения расхода и давления с применением статистического усреднения. Определение местоположения утечки производится по методу наименьших квадратов. Наибольшее преимущество статистического метода от других заключается в полном отказе от сложных моделей трубопровода, что значительно сокращает объем подготовительных работ и расходов. Для обработки статистических данных эффективно использованы персональные компьютеры. В опубликованных фирмой работах не содержится подробных пояснений к методике и в настоящее время наверняка представляет «Know-how».

Для определения и диагностирования утечек из трубопроводов, работающих в динамическом режиме, разработаны модели в реальном времени. С их помощью представляется возможным определение объема утечек нефти с достаточной точностью [1, 2, 3].

Рисунок 1. Изменение характеристик насосной станции при аварии

Н_ТР и Н´_ТР - характеристики трубопровода до и после аварии

Изложенные методики предполагают использование компьютерной техники и сложного программного обеспечения. Применение чувствительных приборов и автоматизация обработки полученных данных позволяют добиться  более высокой точности.

Нарушение герметичности трубопровода незамедлительно сказывается на режимных параметрах работы предыдущих и последующих насосных станций (рис. 1). Следовательно, по степени изменения режимных характеристик можно судить о величине утечки.

Таким образом, разработка и применение различных методов регистрации выбросов, определяет расположение и величина утечки, обусловленная разной степенью сложности из-за маршрута трубопровода, а также различных условий его залегания в почве [11]. Что же касается обнаружение дефектов используемого метода, то есть необходимость найти новые, более точные методы контроля утечек, особенно тех, которые скрыты. Таким образом, полученная методика позволяет определить количество утечек в период, когда насосные станции работают на поврежденный участок трубопровода на основе диспетчеризация данные об изменении давления насосной станции разряда.

Список литературы:

1. Антипьев В.Н., Архипова В.П., Земенков Ю.Д. Определение количества нефти, вытекшей из трубопровода при работающих насосных станциях //Нефтепромысловое дело и транспорт нефти. - 1985. - № 9. - С. 43-45.
2. Антипьев В.Н., Забазнов А.И., Земенков Ю.Д., Чепурский В.Н. Особенности  эксплуатации конденсатопроводов в условиях Западной Сибири. - М.: ВНИИЭгазпром, 1991. - 54 c
3. Земенков Ю.Д., Долговых В.Л., Коваленко Н.П. Опpеделение утечки на магистpальных нефтепpоводах // Известия Вузов. Нефть и газ. - 1997 . -  № 2. - С. 72-75.
4. Лисин Ю.В. Исследование физико-химических свойств стали длительно эксплуатируемых трубопроводов, оценка ресурса безопасной работы / Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. / № 4. 2015 с.18-28.
5. Радионова С.Г. Безопасная и надёжная эксплуатация объектов нефтегазового комплекса РФ-залог экономического роста страны / Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. / № 4. 2015 с.6-10.
6. «Российская газета» - Экономика Поволжья №5383 от 18 января 2011 г. «Труба в нарезку».
7. Справочник инженера по эксплуатации нефтепроводов и продуктопроводов // Бахмат Г.В., Васильев Г.Г., Богатенков Ю.В., Гладенко А.А. и др. / М.: «Инфра-Инженерия», 2006. – 928 с.
8. Estimation of Emissions During Monitoring of Pipelines in the Dynamic Mode of Operation / Zemenkova Maria, Zemenkov Yuri, Gladenko Aleksei and Podorozhnikov Sergey // 5th International Scientific Conference “Integration, Partnership and Innovation in Construction Science and Education” MATEC Web of Conferences 86,   2016
9. Hovey D.J., Farmer E.J. Pipeline accident, failure probability determined from historical data. // Oil and Gas J. - 1993. - 12/Vl.  91, № 28. - p.104-107.
10. Maier P. Untersuchung isothermen drallbehafter  Freistrahlen Forsch. Ing. 1968., № 5., s. 133 – 164; 1969., № 4., s. 101 – 106.
11. Mamadaliev R, Kuskov V, Zemenkov Yu, Popova A, Applied Mechanics and Materials 770, 19-22 (2015)