Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Разработка инновационных технологий обеспечения надежности магистрального нефтепроводного транспорта
ВАК РФ 25.00.19, Строительство и эксплуатация нефтегазоводов, баз и хранилищ
Автореферат диссертации по теме "Разработка инновационных технологий обеспечения надежности магистрального нефтепроводного транспорта"
На правах рукописи
ЛИСИН ЮРИЙ ВИКТОРОВИЧ
РАЗРАБОТКА ИННОВАЦИОННЫХ ТЕХНОЛОГИЙ ОБЕСПЕЧЕНИЯ НАДЕЖНОСТИ МАГИСТРАЛЬНОГО НЁФТЕПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА
Специальность: 25.00.19 - «Строительство и эксплуатация
нефтегазопроводов, баз и хранилищ»
АВТОРЕФЕРАТ
диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук
13 ПАР 2014
Уфа-2014
005545887
005545887
Работа выполнена в ОАО «АК «Транснефть» и ФГБОУ ВПО «Уфимский государственный нефтяной технический университет», кафедра «Транспорт и хранение нефти и газа»
Научный консультант
доктор технических наук, профессор Шаммазов Айрат Мингазович
Официальные оппоненты:
Бигус Георгий Аркадьевич
доктор технических наук, профессор, ФГБОУ ВПО МГТУ имени Н.Э. Баумана, профессор кафедры «Сварка и диагностика»
Челинцев Сергей Николаевич
доктор технических наук, профессор, ФГБОУ ВПО РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, профессор кафедры «Нефтепродуктообеспечение и газоснабжение» Иванов Игорь Алексеевич доктор технических наук, генеральный директор ООО «Газпром трансгаз Сургут»
Ведущая организация
ФГБОУ ВПО Тюменский государственный нефтегазовый университет, институт транспорта
Защита состоится «28» марта 2014 года в 10.30 часов на заседании диссертационного совета Д 212.289.04 при ФГБОУ ВПО «Уфимский государственный нефтяной технический университет» по адресу: 450062, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Космонавтов, 1.
С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ФГБОУ ВПО «Уфимский государственный нефтяной технический университет»
Автореферат разослан « » (ргЯ,рО-ЛЯ 20/У г.
Ученый секретарь диссертационного совета
Ямалиев Виль Узбекович
ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ
Актуальность темы. В XXI веке магистральный нефтепроводный транспорт продолжает оставаться главным связующим звеном топливно-энергетического комплекса в России. Основными задачами, стоящими перед отраслью, являются обеспечение стабильной доставки нефти потребителям внутри страны и за рубеж, развитие и обеспечение надежной работы нефтепроводной системы. Решение этих задач во многом определяется технологическим уровнем операций по обеспечению транспортировки нефти.
С самого начала эксплуатации нефтепроводов обеспечение их надежности являлось важной задачей, и к настоящему времени в ОАО «АК «Транснефть» накоплен значительный опыт строительства и эксплуатации магистральных нефтепроводов (МН). Однако современный период характеризуется новыми объективными условиями работы нефтепроводного транспорта. Истощаются старые месторождения, а новые находятся в районах с аномальными климатическими и геологическими условиями, что требует разработки новых технических решений для развития и функционирования нефтепроводной сети. Важными задачами являются обеспечение необходимой пропускной способности без нового капитального строительства, а также повышение надежности на базе комплексного мониторинга состояния нефтепроводов, в т.ч. имеющих значительный срок эксплуатации, с минимальными экономическими затратами. Требуется качественно новый уровень применяемых технологий, оборудования и материалов. Решение этих задач возможно только при создании инновационного технологического уровня магистрального нефтепроводного транспорта.
Достижение высокого технологического уровня эксплуатации должно послужить повышению надежности системы магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов, экологической безопасности производственных объектов нефтепроводной системы и технических характеристик оборудования и технологий уровня мирового класса.
Уровень разрабатываемых и применяемых технологий, материалов и оборудования будет определять возможность работы нефтепроводов в новых условиях, а также техническую оснащенность и надежность магистрального нефтепроводного транспорта на период до 2020 года.
Цель работы - разработка базовых направлений инновационного развития технологий магистрального нефтепроводного транспорта и повышения надежности работы системы российских нефтепроводов.
Задачи исследований
1 Анализ состояния технической оснащенности российских нефтепроводов и сравнение уровня основных отечественных и зарубежных технологий и технических средств и определение направлений дальнейшего развития российской системы нефтепроводного транспорта.
2 Разработка концепции создания автоматизированной системы мониторинга пространственного положения (ПП) и алгоритма для прогнозирования состояния нефтепроводов трубопроводной системы «Восточная Сибирь - Тихий океан» (ТС «ВСТО - 1») по отклонениям от проектного пространственного положения на участках трассы со сложными геокриологическими условиями (СГКУ).
3 Исследование особенностей внутритрубного диагностирования нефтепроводов дефектоскопами различного физического принципа действия. Экспериментальное исследование влияния различных факторов на достоверность данных внутритрубной диагностики для совершенствования технологии очистки нефтепроводов.
4 Разработка технических требований и схемных решений по созданию инновационного комбинированного дефектоскопа. Проведение испытаний комбинированного дефектоскопа на магистральных нефтепроводах, анализ полученных результатов.
5 Исследование особенностей промышленного применения противотурбулентных присадок (ПТП) отечественного производства на нефтепроводах ОАО «АК «Транснефть» для увеличения пропускной способности нефтепроводов. Разработка методологий лабораторной оценки
качества присадок, их экономической эффективности, проведения опытно-промышленных испытаний ПТП.
6 Разработка моделей и методических положений определения структуры объемов финансирования и экономической эффективности «Комплексной программы диагностики, технического перевооружения, капитального ремонта и развития объектов магистральных трубопроводов ОАО «АК «Транснефть» до 2020 года».
Методы решения задач
При решении поставленных задач использовались теория расчета напряженно-деформированного состояния трубопровода, метод конечных элементов, вероятностно-статистические методы для обработки результатов лабораторных экспериментов, а также другие математические методы.
Научная новизна
1 Впервые разработана концепция инновационного развития техники и технологий отечественного магистрального нефтепроводного транспорта на период до 2020 года с определением конкретных научно-технических проектов.
2 Сформулирована и аналитически решена задача оценки и прогнозирования состояния нефтепроводов трубопроводной системы ТС «ВСТО - 1» по отклонениям от проектного пространственного положения на участках со сложными геокриологическими условиями с учетом изменения температуры стенки нефтепровода при различных режимах эксплуатации; для решения обоснована необходимость создания автоматизированной корпоративной геодезической сети ТС «ВСТО-1».
3 Экспериментально установлено существенное влияние на достоверность результатов ультразвукового диагностирования наличие асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) различного состава. Разработана промышленная технология комплексной механо-химической преддиагностической очистки участков нефтепроводов с АСПО.
4 Впервые разработаны технические требования и схемные решения по созданию инновационного комбинированного дефектоскопа, доведенные до
практической реализации. Проведенные промышленные испытания показали, что дефектоскоп дополнительно выявляет до 30% потенциально опасных дефектов сверх ранее обнаруженных штатными дефектоскопами СБЬ и \УМ.
5 Впервые разработаны методика лабораторной оценки качества, позволяющая проводить сравнительную градацию присадок разных производителей, и методика опытно-промышленных испытаний присадок на нефтепроводах для оценки их эффективности.
6 Предложен научно-экономический алгоритм определения структуры объемов финансирования и экономической эффективности «Комплексной программы диагностики, технического перевооружения, капитального ремонта и развития объектов магистральных трубопроводов ОАО «АК «Транснефть», позволяющий провести альтернативные расчеты объемов реконструкции и капитального ремонта линейной части (ЛЧ) и резервуарного парка (РП) нефтепроводной системы на период до 2020 года.
На защиту выносятся теоретические обобщения, экспериментальные исследования и практические рекомендации в области повышения надежности эксплуатации магистральных нефтепроводов применением новых инновационных технологий.
Практическая ценность работы
Разработана концепция программы технологического инновационного развития ОАО «АК «Транснефть», рассмотренная и одобренная на Совете директоров ОАО «АК «Транснефть» 09.12.2010 (протокол №20).
Разработанные на основе Концепции «Программа инновационного развития ОАО «АК «Транснефть» на период до 2017 года» и «Программа стратегического развития ОАО «АК «Транснефть» на период до 2020 года» утверждены Советом директоров Компании и реализуются всеми организациями системы «Транснефть» (ОСТ).
На основе полученных результатов разработаны отраслевые нормативно-технические документы (НТД) и регламенты, действующие в системе магистральных нефтепроводов ОАО «АК«Транснефть»:
- руководящий документ РД-91.200.00-КТН-001-13 «Методика расчета ореола оттаивания на участках трассы ТС «ВСТО-1» с многолетнемерзлыми грунтами», на основании которого рассчитываются ореолы оттаивания на участках с СГКУ;
- отраслевой регламент ОР-91.200.00-КТН-028-13 «Определение планово-высотного положения трубопроводов линейной части ТС «ВСТО -1», на основе которого реализуется технология проведения определения ПП на трассе ТС «ВСТО - 1»;
- «Методика расчета температуры стенки нефтепроводов ТС «ВСТО -1», на основании которой осуществляется подготовка данных для расчетов ПП нефтепровода и состояния грунтов по трассе «ВСТО-1» ;
отраслевой регламент ОР-75-180.00-КТН-018-10 «Очистка магистральных нефтепроводов от асфальтосмолопарафинистых веществ (АСПВ)»;
- программно-расчетный модуль «Динамическая модель взаимодействия грунта и трубопровода при развитии опасных геологических процессов».
Внедрение рекомендаций автора по созданию автоматизированной корпоративной геодезической сети для определения ПП нефтепроводов «ВСТО - 1» на предприятии ООО «Востокнефтепровод» позволило получить экономический эффект 185,47 млн. рублей, в т.ч. фактический эффект 114 млн. рублей. Центром технической диагностики ОАО «ЦТД «ДИАСКАН» с использованием исследований автора созданы новые конструкции комбинированных внутритрубных дефектоскопов, экономический эффект от внедрения которых составляет 20326,15 млн.рублей, из которых долевое участие автора составляет 4065,23 млн.рублей, в. т.ч. фактический эффект 911,05 млн.рублей.
Апробация работы
Основные положения работы изложены: в докладах на IV, V, VI, VII Международных трубопроводных форумах (Москва, апрель 2005, 2006, 2007, 2008 г.г.); Российской нефтегазовой технической конференции (Москва, октябрь 2006 г); 7 и 8 Российских Нефтегазовых Конгрессах (Москва, июнь
2009 и 2010 г.г.); Global Pipeline Constraction Integrity & Maintenance Conference (Дубай, ноябрь 2011 г.); XI научно-технической конференции молодежи ОАО «АК Транснефть» (Санкт-Петербург, апрель 2012 г.); Научно-практической конференции «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа» (Уфа, май 2012 г); Международной конференции «Актуальные вопросы инновационного развития нефтегазовой отрасли» (Москва, июнь 2012 г.), 39 ежегодном симпозиуме Международного Комитета по истории технологий ICOHTEK-2012 (Барселона, Испания, июль 2012 г.); VIII Международной учебно-практической конференции «Трубопроводный транспорт-2012» (Уфа, ноябрь 2012 г.); научно-техническом семинаре кафедры «Транспорт и хранение нефти и газа» УГНТУ (г. Уфа, апрель 2013 г.).
По теме диссертации опубликовано 38 научных работ, в том числе 12 статей в журналах, рекомендованных ВАК Минобрнауки России, 3 монографии, получено 10 патентов на изобретения.
Структура и объем работы
Диссертация состоит из введения и пяти глав, изложенных на 369 страницах машинописного текста, включает 55 таблиц, 109 рисунков, и включает список литературы из 430 наименований, трех приложений.
ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ
Во введении обоснована актуальность работы, сформулированы цели и основные задачи, научная новизна и практическая значимость результатов проведенных испытаний.
В первой главе диссертации проведен анализ состояния основных фондов, технологий, техники и оборудования системы магистральных нефтепроводов ОАО «АК «Транснефть», проведено сравнение с техническим уровнем зарубежных нефтепроводов Европы и США. По результатам анализа разработана концепция технологического инновационного развития
отечественного магистрального нефтепроводного транспорта, основу которой составили три наиболее крупные научно-технических проекта.
Получен вывод, что в настоящее время значительная часть производственных фондов Компании превышает срок полной амортизации (более 45 % труб; 64 % резервуаров и т.д.) и имеет предельный срок эксплуатации, в связи с этим необходима оптимизация финансирования технического перевооружения и реконструкции объектов магистральных нефтепроводов с целью замены устаревшего и изношенного оборудования.
Проведен анализ состояния основных объектов, технологий и оборудования отечественного нефтепроводного транспорта, сгруппированных по направлениям деятельности, а также их базовых различий в сравнении с зарубежными аналогами, с учетом которых определены направления инновационного развития техники и технологий в трубопроводном транспорте. Они включают стратегическую установку на проведение ремонтов нефтепроводов по результатам внутритрубных диагностических исследований, совершенствование механо-технологического оборудования, расширение масштабов автоматизации управления эксплуатацией нефтепроводов.
Сформулированы перспективные требования к техническому уровню основных элементов магистральных нефтепроводов. Базовыми проектами концепции технологического инновационного развития ОАО «АК «Транснефть» по результатам вышеприведенного анализа определены семь направлений инноваций, обеспечивающих разработку новых технологий, создание и модернизацию наиболее важных для системы нефтепроводного транспорта технологий и оборудования.
В работе представлены основные результаты проведенных исследований по трем базовым проектам концепции.
Перспективным проектом является «Разработка и внедрение системы мониторинга технического состояния трубопроводов трубопроводной системы «Восточная Сибирь - Тихий Океан», протяженностью 4740 км, который является основным трубопроводным проектом Компании, не
имеющим ранее аналогов по эксплуатации в столь сложных геологических и климатических условиях.
Впервые разработана и внедрена система мониторинга технического состояния магистрального нефтепровода. Разработанная структура системы мониторинга участков ТС «ВСТО-1» включает:
1. Непрерывный мониторинг с получением данных о параметрах грунта и положении трубопровода от автоматизированных постов наблюдения (датчиков).
2. Периодический мониторинг с получением информации по результатам аэровизуального обследования, геологического обследования, дистанционного зондирования с применением космосъемки, аэрофотосъемки и лазерного сканирования.
3. Подсистему обработки данных (ПОД), представляющую собой программно-аппаратное решение, интегрирующее системы сбора и обработки данных на уровне обмена информационными потоками и предназначенную для выполнения аналитических расчетов, оценки технического состояния трубопровода, принятия управленческих решений.
Созданная система мониторинга успешно зарекомендовала себя на опытных участках эксплуатации.
Базовым проектом концепции определенпроект создания комплекса высокоточных внутритрубных диагностических приборов, включая новое поколение комбинированных дефектоскопов.
Снижение гидравлического сопротивления втрубопроводах остается основной научной проблемой в трубопроводном транспорте. Это позволит получить значительный экономический эффект за счет снижения затрат электрической энергии на привод насосов, а также обеспечит увеличение пропускной способности трубопроводов для жидких углеводородов.
В последующих главах рассматриваются и разрабатываются различные этапы реализации указанных предлагаемых проектов.
Во второй главе автором разработаны концепции создания автоматизированной корпоративной геодезической сети (АКГС) и алгоритм
для прогнозирования состояния нефтепроводов ТС «ВСТО - 1» по отклонениям от проектного пространственного положения на участках трассы со сложными геокриологическими условиями (СГКУ).
При моделировании состояния нефтепровода на участках с СГКУ в качестве базовых применены математические модели, разработанные в МГТУ им. Н.Э. Баумана для расчетов трубопроводов на участках с вечномерзлыми грунтами.
Необходимость разработки методики оценки и прогнозирования ПП нефтепровода «ВСТО-1» обусловлена отсутствием единых методических основ формирования прогноза изменения ПП трубопровода вследствие развития ореола оттаивания на участках со СГКУ.
В области математического моделирования процессов геокриологии и определения параметров температурных ореолов и полей протаивания многолетнемерзлых пород ведущее место занимают разработки МГУ им. И.М. Ломоносова (кафедра геокриологии), института криосферы Земли СО РАН, института геоэкологии РАН, института мерзлотоведения им. П.И. Мельникова СО РАН, МВТУ им. Н.Э. Баумана, УГНТУ, Нижегородского инженерно-архитектурного института, ОАО «Гипротюменьнефтегаз», СибНИИНП, ИПРЭК СО РАН, института «Фундаментпроект», ПНИИС, Петербургского государственного гидрогеологического института и др. Значительный вклад в развитие теории и практики расчета процессов теплопереноса и определения пространственного положения трубопроводов внесли специалисты и ученые Анисимов O.A., Баулин В.В., Брушков A.B., Гарагуля Л.С., Гаррис H.A., Горохов E.H., Гумеров А.Г., Дроздов Д.С., Ершов Э.Д., Зарипов P.M., Израэль Ю.А., КлементьевА.Ф., Конищев В.Н., Коробков Г.Е., Кудрявцев В.А., Куртенер Л.С., Лавров С.А., Ларионов В.И., Лейбензон Л.С., Лыков A.B., Малевский-Малевич С.П., Малюшин H.A., Мариупольский Г.М., Мельников В.П., Павлов A.B., Перлыптейн Г.З., Порхаев Г.В., Селезнев В.Е., Сущев С.П., Тугунов П.И., Чарный И.А.,Чудновский А.Ф., Шаммазов A.M., Юрченко A.A., Ястребов А.Л. и другие. В их работах предложены методы оценки ореолов оттаивания
вечномерзлых грунтов при функционировании промышленных объектов. Однако эти методы не адаптированы к составу информации, которая может быть получена современными внутритрубными приборами и датчиками, которыми оборудована трасса ТС «ВСТО - 1», для применения в расчетах. В связи с этим возникла необходимость адаптации методов расчета пространственного положения нефтепроводов с учетом реально получаемых исходных данных для получения достаточной для практических целей точности оценки ПП нефтепроводов.
Применяемая в работе математическая модель по оценке ПП позволяет проводить комплексно расчеты теплопереноса, определение тепловой осадки грунта и напряженно-деформированного состояния (НДС) трубопровода.
Модель формирования прогнозов ореолов оттаивания грунта вокруг нефтепровода на участках с СГКУ позволяет рассматривать процесс передачи тепла путем «эффективной теплопроводности». Модель дополнена авторской методикой расчета температуры стенки линейной части магистрального нефтепровода трубопроводной системы «Восточная Сибирь - Тихий океан» с учетом изменения пропускной способности нефтепровода.
Решения системы дифференциальных уравнений в частных производных получены численными методами.
Расчет осадки грунта на любой выбранный момент времени производится от момента пуска трубопровода в эксплуатацию. Осадка оттаивающего в процессе эксплуатации основания трубопровода для одномерной задачи определяется по формуле:
8 = 8„+8р, (1)
где 5й — составляющая осадки основания, обусловленная действием собственного веса оттаивающего грунта; 5Р - составляющая осадки основания, обусловленная дополнительным давлением на грунт от действия веса трубопровода.
Для построения математической модели задачи прогнозирования изменения ПП трубопровода на участках с СГКУ трубопровод
рассматривается как упругая балка бесконечной длины, находящаяся под действием комплексных нагрузок (рисунок 1).
Рисунок 1 - Схема участка трубопровода
Решение строится с помощью системы дифференциальных уравнений:
Г 4 2
' . ¡1 и с1 и
аг аг
йг <1г
<
g,(z) к DES,
d w
dz2 '
(2)
V
dz< d<p{z) dz
4GJ p G7 p
Здесь приняты следующие обозначения: u(z) - поперечное смещение оси трубы по горизонтали; v(z) - вертикальное смещение трубы, м; w(z) -продольное смещение трубы, м; qx(z) - поперечная горизонтальная нагрузка на трубу, м; qy(z) - вертикальная нагрузка на трубу, Н/м; qz(z)~ продольная нагрузка на трубу, Н/м; Е - модуль упругости металла трубы, Па; N(z) -продольная (осевая) сила, Н; Jy - момент инерции поперечного сечения
4 "
трубы относительно вертикальной оси у, совпадает с Jx, м ; Jp - полярный момент инерции поперечного сечения трубы, м4; MKp(z) - крутящий момент, Н-м; G - модуль сдвига материала трубы, Па; ку - обобщенный коэффициент сопротивления грунта закручиванию, Па/м; cp(z) - угол закручивания.
Расчет напряженно-деформированного состояния участка трубопровода выполняется численно методом конечных элементов. Для корректного расчета учитывается нелинейное взаимодействие трубопровода с грунтом, которое будет моделировать различный характер отпора грунта в зависимости от направлений локальных осей трубопровода.
Моделирование взаимодействия грунта с трубопроводной системой осуществляется на основании теории Айнбиндера А.Б. Так как реакция (отпор) грунта в разных направлениях различна, для создания механизма сопротивления грунта перемещениям в конечном элементе трубопровода в его узлы 1 и j помещены пружины, жесткость которых зависит от свойств грунта, параметров траншеи, от перемещений трубопровода и определяет реакцию (отпор) грунта. Таким образом, по перемещениям в ¿-том узле на каждой итерации вычисляются жесткости пружин узла. Поскольку отпор грунта при этом заменяется точечными реакциями, а не распределенными, то подземные участки разбиваются на достаточное число элементов.
Проверку на прочность трубопроводов на рассматриваемом участке необходимо производить из условий: по наибольшему напряжению изгиба
|егКЦ(Р)| < ш И."; по суммарному максимальному продольному напряжению
Ш К"; по суммарному минимальному продольному 0,9 кн
напряжению < ¥г———; по наибольшему эквивалентному
0,9 кн
напряжению СТтахэкв^Я "; гДе !с3 - коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб, то — коэффициент условий работы трубопровода; кн - коэффициент надежности по ответственности трубопровода; Я " - нормативное сопротивление, равное пределу текучести материала трубы.
На основании сопоставления значений напряжений с предельными значениями делается вывод о прочности трубопровода.
По результатам проведенных исследований была усовершенствована методика определения ПП трубопровода на участках прокладки трубопровода ТС «ВСТО-1» с СГКУ. Для автоматизации расчетов были
разработаны расчетные модули. Основными усовершенствованиями методики являются:
- для участков линейной части (ЛЧ) нефтепровода, начальное распределение температуры во вмещающем нефтепровод грунтовом массиве уточняется на основе данных замеров температуры грунта в термометрических скважинах;
- прогнозные расчеты изменения ПП нефтепровода в грунте осуществляются с учетом изменения температуры нефти и температуры стенки трубы при различных режимах эксплуатации нефтепровода.
В качестве апробации проведены расчеты ПП двух участков нефтепровода ТС «ВСТО-1» 2300,6-2301,15 км и 1678,29-1679,29 км, точность которых подтверждена результатами измерений, проведенных с применением внутритрубных диагностических приборов, определяющих пространственное положение нефтепровода.
Результаты расчетов температуры стенки участка нефтепровода ТС «ВСТО - 1» по месяцам представлены на рисунке 2. Прогноз изменения температуры стенки выполнен с учетом изменения пропускной способности ТС «ВСТО - 1» на период до 2027 года.
В комплексе исследований по определению ПП разработаны требования к местной опорной геодезической сети ЛЧ МН ТС «ВСТО-1». Обоснована необходимость создания автоматизированной корпоративной геодезической сети (АКГС) для реализации определения ПП нефтепроводов ТС «ВСТО-1». По оперативности предоставления данных о ПП нефтепровода АКГС должна являться автоматизированной информационной системой,
функционирующей в режиме реального времени. Проведенная оценка показала, что состояние существующей опорной геодезической сети не обеспечивает достаточную точность измерений ПП. Разработаны технические требования к АКГС, его функции, структура, технический и организационный состав создаваемой сети. Выполнено обоснование экономической эффективности вариантов построения автоматизированной системы мониторинга пространственного положения нефтепровода.
- ТС*Г.«р*Ту{Ч ОСИП* » М*>00 1'0<¥>»0»1
_ ас«»« в о»р«м (гад/ж« минимум)
Рисунок 2 - Результаты прогнозного расчета температуры стенки трубопроводного ТС «ВСТО-1»
Третья глава диссертации посвящена исследованиям повышения эффективности внугритрубной диагностики нефтепроводов.
Проведен анализ применения диагностических устройств для проведения внутритрубной дефектоскопии (ВТД) магистральных нефтепроводов и их возможностей.
На нефтепроводах России успешно применяются как ультразвуковые дефектоскопы типа \УМ и СО, так и магнитные типа МРЬ. С 2004 года проявляется тенденция создания комбинированных приборов, таких как ультразвуковой комбинированный дефектоскоп (МУМ+СБ),
предназначенный для внутритрубного ультразвукового обследования магистральных трубопроводов с целью измерения остаточной толщины стенки и обнаружения продольных или поперечных трещин, в том числе в поперечных и продольных сварных швах.
Проанализированы преимущества и недостатки обоих типов приборов и точность определения размеров дефектов по данным ультразвукового и магнитного дефектоскопов. Сделан общий вывод о том, что современные магнитные и ультразвуковые снаряды имеют достаточно высокую точность измерений. Каждый из них обладает своими преимуществами и недостатками, что не позволяет однозначно ответить на вопрос, какой из этих двух типов снарядов предпочтительнее использовать для внутритрубной инспекции магистральных нефтепроводов
Исследовано влияние различных факторов на достоверность результатов диагностирования магистральных нефтепроводов. Одним из факторов, затрудняющих получение достоверных результатов диагностики, является превышение скорости движения дефектоскопа по трубопроводу. Однако при анализе результатов обследования действующего нефтепровода выявлено, что большее влияние на результаты диагностирования имеют асфальтосмолопарафиновые отложения (АСПО). Так, по результатам инспекции с применением ультразвукового дефектоскопа \УМ четырех нефтепроводов средние потери эхо-сигнала составили до 51,06 %, в то время
как на всем диагностируемом участке скорость движения дефектоскопа не выходила за границы максимально допустимой для данного типа снарядов. Площадь поверхности с потерей диагностической информации по причине наличия на внутренней поверхности трудноудаляемых отложений и загрязнения ультразвуковых датчиков парафином составила до 24,06 % площади обследуемой поверхности.
С целью изучения вопроса проведены экспериментальные исследования распространения ультразвуковых волн в АСПО в лабораторных условиях с помощью сертифицированного дефектоскопа УД2-70, прошедшего государственную поверку. В эксперименте был использован ультразвуковой эхоимпульсный метод неразрушающего контроля с пьезоэлектрическим преобразователем на номинальной частоте 2,5 МГц. В ходе эксперимента было исследовано распространение ультразвуковых волн на стальном образце при наличии АСПО из шести различных промышленных нефтепроводов, для сравнения состава использовался бытовой парафин.
В случае наличия на стальном образце парафинового слоя (5 - 17 мм) ультразвуковой дефектоскоп показывает прохождение сигнала в среде (парафин - сталь) со смещением, а в некоторых случаях (более 20 мм) и вовсе отсутствие сигнала. Для каждого из образцов устанавливалась различная толщина слоя от 2 до 20 мм. Полученные при исследовании образца №1 результаты представлены в таблице 1.
Таблица 1 - Распространение ультразвука в АСПО
Толщина слоя парафина, мм Наличие УЗ сигнала
5,1 Отличный
8,2 (рисунок.З, а) Хороший
11,5 (рисунок.З, б) Удовл.
15,3 Отсутствует
19,2 Отсутствует
Из таблицы 1 видно, что при увеличении толщины слоя АСПО, ультразвуковой сигнал постепенно затухает (рисунок 3). Образцы под № 2 -6 показали худшие результаты, так как имели более неоднородную массу.
Результаты анализа химического состава АСПО показывают, что в образце №1 асфальтосмолопарафиновые отложения составляют 52,8 %, механические примеси и продукты коррозии - 47,2 %, что свидетельствует об относительной однородности и удовлетворительном прохождении ультразвукового сигнала. В остальных образцах (№ 2-6) механические примеси составляли от 60 до 82 %.
а - при толщине слоя парафина 8,2 мм; б - 11,5 мм
Рисунок 3 - Изображение ультразвукового сигнала на экране дефектоскопа УД2-70
Результаты лабораторных исследований доказывают, что использование ультразвуковых внутритрубных дефектоскопов для диагностирования нефтепроводов с застаревшими АСПО, имеющими в своем составе значительное количество песка, глины, продуктов коррозии и т.д., не обеспечивает достаточный уровень достоверности контроля вследствие затухания ультразвукового сигнала.
Традиционно регламентная очистка нефтепроводов осуществлялась механическими очистными устройствами. С учетом проведенных лабораторных испытаний разработана промышленная технология преддиагностической очистки и внутритрубного диагностического обследования участков нефтепроводов, осложненных парафиноотложением, с применением технологии ввода ингибитора.
Разработан порядок расчета количества нефти, подлежащей обработке ингибитором парафиноотложения, и количества необходимого ингибитора парафиноотложения при проведении преддиагностической очистки.
Для повышения качества диагностики и уменьшения времени работы нефтепроводов с сокращением пропускной способности, что обеспечивало скорость потока, необходимую для эффективного пропуска внутритрубных дефектоскопов, была сформулирована и реализована идея создания внутритрубного комбинированного магнитно-ультразвукового
дефектоскопа. Такой прибор с участием автора был создан в ОАО «ЦТД «ДИАСКАН». Помимо высокой точности измерений данный прибор показал неоспоримые преимущества по сокращению времени работы нефтепровода на пониженных режимах перекачки, необходимых для проведения внутритрубных диагностических работ.
В конце декабря 2007 г. первый такой дефектоскоп был принят комиссией ОАО «АК «Транснефть» и сдан в эксплуатацию. Данный дефектоскоп предназначен для неразрушающего контроля магистральных трубопроводов наружным диаметром: 40 дюймов (1020 мм), 42 дюйма (1067 мм) и 48 дюймов (1220 мм) (рисунок 4).
Рисунок 4 - Комбинированный магнитно-ультразвуковой дефектоскоп
Созданные комбинированные дефектоскопы представляют собой комбинацию трех различных методов неразрушающего контроля для обнаружения дефектов линейной части магистральных нефтепроводов при внутритрубной диагностике:
- ультразвуковой метод \УМ для измерения толщины стенки трубы и обнаружения коррозионных потерь металла, вмятин, гофр, расслоений, механических повреждений (риски, забоины);
- ультразвуковой метод СБЬ для обнаружения дефектов в продольных сварных швах, трещин, рисок, расслоений с выходом на поверхность, расположенных вдоль оси трубы;
- магнитный метод МРЬ для обнаружения дефектов поперечных сварных швов, точечной коррозии (питтинги), поперечно расположенных рисок и трещин.
Применение магнитного модуля в комбинированном дефектоскопе позволяет дополнительно обнаруживать коррозионные дефекты малых поперечных размеров (равных толщине стенки трубы и менее), дефекты в поперечных сварных швах, трещиноподобные дефекты, ориентированные под углами ±45° относительно поперечной оси трубы. Отсутствует влияние погрешности по угловому расположению и по расположению вдоль трубы дефектов при определении наличия комбинации дефектов.
Для проведения испытаний комбинированных внутритрубных диагностических приборов был модернизирован трубопроводный испытательный стенд-полигон на базе ОАО ЦТД «Диаскан». На трубопроводах 1220 и 1067 мм жидкостно-испытательного стенда (ЖИС) полигона смонтированы и зарегистрированы дефекты, их комбинации и конструктивные особенности. Все дефекты представлены широким спектром размеров, включающих длину, ширину, глубину, различную толщину стенки трубы, отношение глубины к наружному диаметру, углы смещения секций.
После разработки конструкции диагностического комплекса были проведены его испытания. Разработана программа и методика приемочных и эксплуатационных испытаний диагностического комплекса. Испытания проводились в 2 этапа (на полигоне и действующих нефтепроводах):
- дефектоскопа диаметром 1067 мм на трубопроводе ЖИС полигона;
- дефектоскопа диаметром 1220 мм и комплекта вспомогательного оборудования по участку «Совхозная-Бородаевка» (протяженностью 192 км) нефтепровода «Куйбышев-Лисичанск» в ОАО «Приволжскнефтепровод» (2 пропуска);
- дефектоскопа диаметром 1020 мм и комплекта вспомогательного оборудования по участку лупинг № 6 (550-555 км) нефтепровода «Альметьевск — Горький 3» в ОАО «Верхневолжскнефтепровод».
По результатам приемочных и эксплуатационных испытаний опытного образца диагностического комплекса «Дефектоскоп комбинированный» (ДКК) был допущен к производству и применению на нефте-, продуктопроводах. Таким образом, был разработан весь комплекс документации, необходимой для разработки, испытаний и приемки нового внутритрубного прибора.
Первые пропуски на нефтепроводах Западной Сибири подтвердили работоспособность дефектоскопа в тяжелых зимних климатических условиях. В качестве критерия эффективности дефектоскопа применяется количество имеющих потенциальную опасность новых дефектов и новых комбинаций дефектов, обнаруженных дефектоскопом, которые ранее не были обнаружены дефектоскопами СБЬ и
В таблице 2 приведены удельные количественные значения выявленных дефектов (в шт. на 1 км нефтепровода) в зависимости от порядка обследования и типа дефекта.
Дефектоскопом ДКК были выявлены дефекты с плотностью 0,097 шт/км на МН, где \¥М и СО не пропускались, и 0,3715 шт/км на МН, где
WM и CD ранее были пропущены и выявили дефекты с плотностью 1,2768 шт/км.
Таблица 2 - Обнаружение дефектов на трубопроводах
Порядок обследования Обследовано ДКК, ранее WM и CDL не обследовано Обследовано ранее WM и CDL, позднее обследовано ДКК Обследовано ранее WM и CDL, не обследовано ДКК
Протяженность, км 3565,4 14028,5 25209,3
Тин дефекта Плотность дефектов, выявл. ДКК, шт/км Плотность дефектов, выявленных WM и CDL, шт/км Плотность дефектов, дополнительно выявленных ДКК, шт/км Плотность дефектов, выявл. WM и CDL, шт/км
Вмятина с риской 0,0314 0,0493 0,2364 0,0485
Дефекты продольных швов 0,0129 0,0346 0,0330 0,0208
Риски и трещины вне дефектов геометрии 0,0527 1,1929 0,1021 0,8027
Итого 0,0970 1,2768 0,3715 0,8720
Таким образом, дефектоскоп ДКК дополнительно выявляет до 30% потенциально опасных дефектов сверх ранее обнаруженных дефектоскопами WM и CDL.
В главе четвертой представлены результаты исследований противотурбулентных присадок (ПТП) для целей эффективного применения на магистральных нефтепроводах Российской Федерации.
Вопросы применения химических продуктов рассматривались в трудах известных ученых и специалистов Абрамзона A.A., Абрамзона JI.C., Белоусова Ю.П., Гареева М.М., Дегтярева В.Н., Гольянова А.И., Несына Г.В., Губина В.В., Дизенко Е.И., Исхакова Р.Г., Мастобаева Б.Н., Мирзаджанзаде А.Х., Новоселова В.Ф., Порайко И.Н., Сазонова О.В., Тугунова П.И., Челинцева С.Н. и др. Проведен анализ результатов лабораторных испытаний и промышленного применения противотурбулентных присадок на нефтепроводах. Первые испытания
проводились в СССР на нефтепроводе «Лисичанск - Тихорецк» (присадка «CDR-102») — в 1985 г. «Александровское — Анжеро-Судженск» (присадка «ВИОЛ») - в 1991 г. и «Тихорецк - Новороссийск» («ВИОЛ») - в 1993 г., при этом гидравлическое сопротивление снижалось до 31 %. Проведенные испытания импортных противотурбулентных присадок«СБК-102» «Conoco»), «FLO-1020» («Baker») и «Necadd-547» («Neste») показали, что изучаемые присадки имеют практически одинаковую максимальную эффективность, различаясь лишь сроком «жизни» в трубопроводе.
В начале XXI века первые промышленные испытания ПТП проведены в 2002 году в ОАО «СЗМН» на участке «Арбатская - Лысьва» (длина 134 км) МН «Платина - Пермь» с целью сохранения производительности 77,7 млн.т/год, затем в период 2009 - 2012 гг. в ОАО «АК «Транснефть» проведены 13 испытаний ПТП на магистральных нефтепроводах диаметром 377 - 1067 мм.
В то же время можно отметить, что систематических исследований применения ПТП в системе магистральных нефтепроводов не проводилось, отсутствует научное обобщение имеющегося экспериментального материала, не выработаны единые программы и методики как лабораторных, так и промышленных испытаний, а также критерии оценки энергоэффективности применения ПТП при транспортировке жидких углеводородов.
В результате обобщения и систематизации результатов исследования предложена методика оценки качества и проведения лабораторного входного контроля ПТП. Теоретическое прогнозирование положительного результата от применения противотурбулентной присадки на действующих трубопроводах возможно путем дополнительной оценки величины напряжения сдвига на стенке трубы. Получена зависимость для расчета «порогового» напряжения сдвига, т.е. минимального значения напряжения, при превышении которого будет наблюдаться эффект Томса. Если известны величины молярной массы М и характеристической вязкости г| полимерного
образца, а также температура жидкости и напряжение сдвига на стенке конкретного трубопровода, то при выполнении неравенства
где j - скорость сдвига, с"1, О = г|/С - время релаксации и б - модуль упругости (высокоэластичности) макромолекулярного клубка, Па, можно теоретически прогнозировать положительный результат от применения полимерной добавки.
Если теоретическое прогнозирование невозможно, то необходимо проведение экспериментального тестирования полимерных растворов ПТП в лабораторных условиях. Наиболее точную оценку качества ПТП дают гидродинамические испытания на реометре капиллярного типа, так как он позволяет проведение экспериментов в области турбулентного потока полимерного раствора (Яе > 2300). Результаты опытов представляются в виде графиков зависимости эффективности (относительного снижения турбулентного сопротивления) \|/ от концентрации присадки 0 по ее товарной форме. Эта зависимость является базовой для сравнительного анализа присадок, а также для составления прогноза применения ПТП на МН и магистральных нефтепродуктопроводах (МНПП).
До настоящего времени на нефтепроводах России применяются химические реагенты, разработанные и выпускаемые иностранными компаниями. Значительным ограничением их применения для повышения энергоэффективности нефтепроводов является высокая цена присадок. На территории РФ ПТП выпускаются четырьмя предприятиями, однако ввиду незначительных объемов потребления ПТП в России российские предприятия не могут обеспечить объем закупок, достаточный для рентабельной работы заводов. Таким образом, перевод нефтепроводов на работу с применением отечественных присадок является также важной экономической задачей.
Проведена оценка экономической эффективности по результатам лабораторных испытаний пятиобразцов присадок российского производства:
«ТПУ-1» ; «М-Иош^еаЬ; «ТурбулентМастер-8010»; «РогеРТА» и «КОЛТЕК ПТН 3170», проведенных ФГБУ «Институт химии» нефти Сибирского отделения Российской Академии Наук. Условия лабораторных исследований по определению гидравлической эффективности были одинаковыми, проводились на капиллярном реометре, в качестве базовой жидкости (растворителя) использован один нефтепродукт. Исследования проводились при одинаковом диапазоне перепадов давлений на капилляре.
Из-за невозможности учета всего многообразия условий и факторов применения ПТП на конкретном нефтепроводе был разработан порядок приведения результатов лабораторных испытаний к типовым прогнозным кривым эффективности ПТП в зависимости от диаметра МН. На основе полученных типовых кривых была проведена экономическая оценка и сравнительный анализ рассматриваемых ПТП.
Конечной целью при применении ПТП может быть снижение энергозатрат на перекачку при сохранении грузооборота или повышение пропускной способности трубопровода (повышение грузооборота). Эффективность энергосбережения при применении ПТП оценивалась на основе экономии потребления электроэнергии и величины оплачиваемой мощности на насосной перекачивающей станции МН при отключении одного насосного агрегата. При этом величина дифференциального напора НПС компенсируется за счет снижения гидравлического сопротивления линейной части МН после рассматриваемой НПС путем применения ПТП.
Для экономической оценки выбрана граничная максимальная цена ПТП, при которой затраты на покупку ПТП равны экономии затрат на электроэнергию при отключении одного магистрального насосного агрегата за счет применения ПТП и сохранения производительности перекачки.
Получение прогнозных кривых противотурбулентных присадок происходило на основе сравнения результатов лабораторных испытаний (лабораторных кривых ул(6)) присадок с результатами опытно-промышленных испытаний (ОПИ) этих же присадок, когда-либо
проведенных ранее. Так как лабораторные испытания проводились при постоянном перепаде давления, а ОПИ при постоянном расходе, то для их сопоставления разработана и реализована процедура приведения результатов испытаний к одним условиям.
По результатам сравнения определялись коэффициенты кь к2 приведения лабораторных кривых эффективности к прогнозным кривым эффективности ПТП на МН. Коэффициенты к2 в общем случае зависят от большого числа факторов. В расчете использовались усредненные (типовые) прогнозные кривые эффективности для МН, для этого коэффициенты к¡, к2 получались путем сравнения лабораторных испытаний и результатов ряда промышленных испытаний ПТП методом последовательного приближения.
На основе полученных коэффициентов были построены типовые прогнозные кривые эффективности сравниваемых российских ПТП для различных диаметров нефтепровода. Кривые эффективности для одной из присадок представлены на рисунке 5.
Рисунок 5 - Прогнозные кривые эффективности ПТП «Колтек ПТН 3170» для различных диаметров нефтепровода
На рисунке 6 представлена характеристика присадок для нефтепровода диаметром Ду 1200 мм.
По полученным прогнозным кривым эффективности можно судить об эксплуатационных свойствах анализируемых присадок. Чем более растянутой по оси абсцисс является кривая эффективности ПТП, тем больше необходим расход данной ПТП для достижения одного и того же требуемого эффекта.
ф, 56
<10
■г
35 40
6, ррт
-Колтек ГПН 3170
-ТурбулентМзсгср 801О -РогсРТА
Рисунок 6 - Прогнозные кривые эффективности ПТП для трубопровода Ду 1200
Полученные прогнозные кривые эффективности использовались в дальнейшем для оценки экономической эффективности присадок.
Для расчета экономической эффективности и оценки влияния диаметра МН на экономическую эффективность применения ПТП в целях сокращения энергозатрат были рассмотрены МН по всей системе нефтепроводов различного диаметра Ду 500 - Ду 1200. Анализ результатов расчетов показал, что использование ПТП в целях экономии электроэнергии целесообразно на трубах диаметров Ду 500, при больших диаметрах использование ПТП для
целей повышения энергоэффективности по мере увеличения диаметра МН становится все менее выгодным.
В целях выявления МН, на которых выгодно применение ПТП с целью повышения энергоэффективности, были проанализированы все МН Ду 500. Было выявлено только два участка нефтепроводов (МН «Рязань - Москва», «Тихорецк - Новороссийск-1»), на которых расчеты по прогнозным кривым эффективности показали возможность использования ПТП для экономии электроэнергии (таблица 3). Результаты исследований показали, что в целях повышения энергоэффективности работы МН могут применяться ПТП «ТурбулентМастер-8010» и «РогеРТА».
Таблица 3 - Расчет эффективности энергосбережения
№ п/ п Участок МН Экономия в год электроэнергии, МВт-ч/тыс. руб Наименование ПТП Концентрация, ррш Требуемое количество ПТП, т/год
1 3 6 8 9 10
"ТПУ-1" 9,4 59,35
Тихорецкая - Крымская 7551,6/ 21 167 "М-РЬОШТШЗАТ" 9,4 59,35
1 "ТурбулентМастер 8010" 6,7 42,30
"РогеРТА" 6,4 40,41
"Колтек ПТН 3170" 16,3 102,92
"ТПУ-1" 10,8 63,00
Рязань -Москва 5 546/ 20 032 "М-РЬО\УТКЕАТ" 10,8 63,00
2 "ТурбулентМастер 8010" 7,6 44,34
"РогеРТА" 7,2 42,00
"Колтек ПТН 3170" 19,2 112,01
Для повышения пропускной способности нефтепровода могут использоваться все рассматриваемые ПТП.
С учетом опыта проведенных испытаний разработаны порядок планирования и проведения опытно-промышленных испытаний противотурбулентных присадок на магистральных нефтепроводах, а также методика обработки данных, полученных в ходе ОПИ.
Опыт проведения испытаний на МН ОАО «АК «Транснефть» показал, что для построения кривой эффективности ПТП для конкретного нефтепровода достаточно проведения испытаний на трех концентрациях ПТП. Для оценки «чистого» влияния ПТП на снижение гидравлического сопротивления целесообразно построение кривой эффективности ПТП осуществлять при условии постоянного расхода. При данном подходе сравнивается не состояние трубопровода до и после введения ПТП, а сравнивается изменение £)-Н характеристики трубопровода (разница потерь на трение с присадкой и без нее при расходе, достигнутом в результате испытаний ПТП) (рисунок 7).
Рабочая точка на режиме без ПТП
Рисунок 7 - Изменение характеристик трубопровода
В пятой главе представлена разработанная методика распределения финансовых ресурсов по приоритетам при формировании программы капитального ремонта и реконструкции объектов системы магистральных
нефтепроводов для сохранения основных фондов нефтетранспортной системы.
Результаты представленного в первой главе анализа состояния основных фондов нефтетранспортной системы явились основой для изыскания направлений более эффективного их использования. Определено, что значительный процент основных производственных фондов Компании по состоянию на 01.01.2011 имел большой срок эксплуатации, что указывает на необходимость проведения планового техпереооружения и ремонта с выводом из эксплуатации наиболее устаревших объектов МН.
Для обеспечения работоспособности эксплуатируемой системы магистральных трубопроводов, на основании результатов проведенных диагностических обследований объектов трубопроводов ежегодно формируется «Комплексная программа диагностики, технического перевооружения, капитального ремонта и развития объектов магистральных трубопроводов ОАО «АК «Транснефть». До настоящего времени для формирования «Комплексной программы...» не существовало научного алгоритма, позволяющего формировать приоритетные направления распределения финансовых ресурсов.
Этот расчетный алгоритм экономической эффективности «Комплексной программы...» был сформирован на примере такой программы на 2011 год.
Текущее состояние МН является отправным для проведения комплексного финансово-экономического исследования. Проведен анализ текущего состояния МН, состоящего из двух групп факторов:
- факторы, характеризующие техническое состояние МН;
- экономические факторы.
Проведена классификация мероприятий по содержанию и развитию МН. Результаты такой классификации представлены на рисунке 8.
При разработке методического подхода к финансово-экономическому обоснованию рационального варианта развития МН рассчитывается годовой экономический эффект от внедрения мероприятий по содержанию и
развитию МН при условии, что пропускная способность (грузопоток) на данном участке не изменяется:
А8 = ДЗсд + ДПос + АПпс + ЛПшс ~ ~ 8вн > (3)
Рисунок 8 - Классификация мероприятий по содержанию и развитию магистральных нефтепроводов
где ДЗсд- средний показатель разницы затрат на содержание объектов МН за период Т, млн. руб.; ДП0С - средний показатель разницы финансовых потерь от остановки перекачки нефти за период Т, млн. руб., ЛПпс - средний
показатель разницы финансовых потерь из-за утраты продукции за период Т, млн. руб., ДПШС- средний показатель разницы финансовых потерь из-за штрафных санкций за период Т, млн. руб.; Т - период использования данного мероприятия, год; 8ВН - затраты, связанные с внедрением проводимого мероприятия, млн. руб.
В рамках финансово-экономического обоснования был проведен анализ Программы на 2011 год. В результате установлено, что основная масса затрат (63,6 %) приходится на линейную часть (ЛЧ) и резервуарный парк (РП) МН. Поэтому необходимо, в первую очередь, провести финансово-экономическое обоснование мероприятий, предлагаемых к реализации в составе Программы, по техперевооружению и реконструкции этих объектов МН.
Далее рассмотрены задачи определения оптимального срока службы (до замены) для ЛЧ и отдельно для РП.
Для проведения финансово-экономического обоснования необходимо предварительное формирование вариантов, подлежащих оценке. Оценка ЛЧ была произведена по следующим вариантам:
а) вариант 1 - трубопровод эксплуатируется с проведением мероприятий, согласно плану технического перевооружения и реконструкции объектов и плану капитального ремонта ЛЧ МН;
б) вариант 2 - трубопровод эксплуатируется без реконструкции. Текущему ремонту подвергаются выявленные при помощи ВТД дефекты;
в) вариант 3 - трубопровод эксплуатируется без реконструкции. Текущему ремонту подвергаются дефекты, выявленные без ВТД.
Постановка задачи по определению оптимального срока службы участка МН формулируется следующим образом: определить срок замены участка МН, при котором обеспечивается минимум удельных суммарных затрат (на сооружение и эксплуатацию), приходящихся на единицу массы (тонну) прокаченной нефти, затрат. Целевая функция для решения данной задачи, минимум которой необходимо найти, имеет вид:
тт
(4)
где 5ср(!), млн. руб./т - соответствующие текущие удельные затраты, приходящиеся на тонну перекаченной нефти за время эксплуатации I; Бэк(г) -средние за период времени I удельные затраты на эксплуатацию, млн. руб.; Сср- стоимость сооружения рассматриваемого участка МН, млн. руб.; qг -годовая пропускная способность МН, т/год; г - время, прошедшее от начала эксплуатации МН, год; - суммарные затраты на эксплуатацию участка МН от начала его эксплуатации до текущего момента времени г, млн. руб.
Проведен анализ, расчет и прогноз дополнительных показателей, необходимых для проведения оценки. Расчеты показали, что основными статьями расходов являются: затраты, вызванные остановкой перекачки нефти; затраты, связанные с финансовыми потерями от утраты продукции; затраты на штрафные санкции при загрязнении окружающей среды. Результаты проведенных расчетов для ЛЧ по этим основным составляющим на 2011 год по вариантам 1, 2 и 3 представлены на рисунке
7000000
§ 4000000 з 3000000 & :оооооо
1000000
о -
Остановка перекачки
Потеря сырья
Штрафные санкцш
■ Вярпян! 1 11996
СоЗО*
■ Вариант2 248500
1380345
■Вариант 3 103541"
5-51416
Рисунок 9 - Результаты расчетов затрат на ЛЧ МН
В результате проведенных расчетов определено, что затраты по варианту 3 значительно превосходят затраты по вариантам 1 и 2. Это связанно с тем, что из-за отсутствия проведения ВТД значительно увеличивается количество отказов. В связи с этим можно сделать вывод об обязательной необходимости проведения ВТД ЛЧ МН.
Расчетные затраты по пятилетним периодам эксплуатации МН представлены на рисунке 10.
■ Вариант 1 Вариант 2 «Вариант 1
:011 2011-2016 2011-2021 2011-2026 Пер поды эксплуатации
Рисунок 10 - Распределение затрат по периодам эксплуатации
В первый год эксплуатации, в случае развития ЛЧ МН по варианту 1, затраты на ТПиР ЛЧ МН значительно превосходят затраты по вариантам 2 и 3. Однако в последующие годы, в случае развития по данному варианту, расходов становится значительно меньше. Это связано с тем, что на новой трубе, уложенной при развитии по варианту 1, возникает значительно меньше дефектов и отказов в отличие от развития по вариантам 2 и 3.
Суммарные накопленные затраты на содержание участков ЛЧ МН, подлежащих техническому перевооружению и реконструкции по Программе, представлены на рисунке 11.
Затраты на содержание участка МН определяются по формуле:
1 т 1
ДЗсд = -1/=1 АЗ СД> Кинф '
Ежегодные затраты на содержание участка МН рассчитываются по формуле:
ЛЗСдо = Яо1(Р(М-Р1ш) (6)
где дзсд; - показатель разницы затрат на содержание объектов МН между сравниваемыми вариантами, отнесенный к г-ому году, млн. руб.;
К'инф ~ коэффициент инфляции в г'-ом году;
Ра, Рт1 ~ удельные, приходящиеся на единицу произведенной продукции (тонну прокачиваемой нефти), затраты на содержание и обновление данного участка (данного объекта) МН, соответственно без проведения и после проведения рассматриваемого мероприятия в г-ом году его использования;
ц0 - номинальная (расчетная) пропускная способность нефтепровода, т/сут.;
? - продолжительность года, сут.
Ь'ОООО 70000
. 60000 о
50000
5
3 40000
А й
а, 30000 н
^ 20000 10000 о
Рисунок 11 — Суммарные накопленные затраты на содержание участков ЛЧ МН, подлежащих ТПиР по Программе
Для проведения сравнительной оценки вариантов технического перевооружения и реконструкции ЛЧ МН необходимо определение срока окупаемости инвестиций, выделенных на эти мероприятия согласно
-Вариант 1
-Вариант 2
-Вариант 3
Т. годы
0 1 2 * 4 5 6 7 8 0 1011 121*14 146
Программе. Инвестиции, вложенные в ТПиР ЛЧ МН по варианту 1, окупятся максимум через 15 лет, минимум - через 6 лет.
Для проведения оценки эффективности мероприятий по ТПиР резервуарного парка были сформированы аналогичные 3 варианта развития:
а) вариант 1 - резервуарный парк эксплуатируется с проведением мероприятий, предлагаемых к реализации в составе Программы;
б) вариант 2 - резервуарный парк эксплуатируется без реконструкции. Резервуары, достигнувшие предельного износа, выводятся из эксплуатации;
в) вариант 3 - резервуарный парк эксплуатируется без реконструкции. Резервуары эксплуатируются до возникновения отказа.
Резервуарный парк, подлежащий замене согласно Программе, является предельно изношенным (более 75 % заменяемых резервуаров эксплуатируется свыше 30 лет). Распределение затрат по годам эксплуатации, а также суммарные затраты на ТПиР резервуарного парка за период эксплуатации с 2011 по 2015 годы представлены на рисунке 12.
50000 — 45000 — 1?- 40000 а 35000 Щ 30000 — 2 25000
н 20000 Щ
р 15000 -
£ 10000 I
5000 I 0 ^
Рисунок 12 - Распределение затрат на ТПиР резервуарного парка
В 2011 году затраты на развитие резервуарного парка по варианту 1 превосходят затраты по вариантам 2 и 3. Это связано с тем, что на ТПиР резервуаров запланированы значительные затраты. При рассмотрении
периода эксплуатации с 2011 по 2015 годы вариант 1 является наиболее оптимальным среди рассмотренных вариантов.
Проведенные расчеты по основным объектам магистральных нефтепроводов позволяют сделать вывод о финансово-экономической целесообразности и экономической выгодности мероприятий, предлагаемых к реализации в составе Программы для ЛЧ МН.
Структура финансирования Программ, заключающаяся в приоритетности ТПиР линейной части и резервуарного парка, остается неизменной для всего периода с 2011 по 2017 годы. Поэтому проведенное финансово-экономическое обоснование мероприятий, предлагаемых к реализации в составе Программы 2011 года, позволяет сделать вывод о финансово-экономической обоснованности всей Программы в целом.
Исходя из результатов расчетов и указанных приоритетов структура Комплексных программ на протяжении периода до 2020 года и последующие годы останется следующей (рисунок 13):
Рисунок 13 - Структура Комплексных программ на период до 2020 года
Автоматика и телемеханика 7%
Механо-технологическое оборудование 9%
Прочие 8%
Линейная часть 55%
Энергетическое оборудование 9%
Резервуарные емкости 10%
На рисунке 13 представлены расходы на модернизацию линейной части и резервуарного парка, составляющие 65% от общего объема
финансирования программы технического перевооружения и реконструкции на период до 2020 года.
ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ
1 Проведен анализ состояния производственных фондов, технических средств и технологий системы магистральных нефтепроводов и сравнение уровня развития основных отечественных и передовых зарубежных техники и технологий, применяемых в нефтепроводном транспорте, на основе которых разработана и реализуется в системе магистральных нефтепроводов концепция инновационного развития ОАО «АК «Транснефть» на период до 2020 года по ускорению научно-технического прогресса в отрасли, включающая научные исследования по базовым инновационным проектам.
2 На основе проведенного анализа выделены и исследованы три наиболее крупные научно-технических инновационных проекта: разработка системы технического мониторинга трубопроводной системы «Восточная Сибирь - Тихий Океан» («ВСТО-1»), создание высокоточного комплекса внутритрубных диагностических приборов, снижение гидравлического сопротивления в магистральных нефте- нефтепродуктопроводах.
3 Разработана методология и структура проведения технического мониторинга нефтепроводов системы «ВСТО-1», включающая техническую диагностику трубопроводов, мониторинг пространственного положения трубопровода и параметров, характеризующих гидрогеологические условия прокладки трубопровода.
4 Исследована и решена задача по оценке и прогнозированиюсостояния нефтепроводов трубопроводной системы «Восточная Сибирь - Тихий океан» на участках трассы со сложными геокриологическими условиями по отклонениям от проектного пространственного положения. Для решения данной задачи сделан вывод о необходимости создания и разработаны
технические требования к структуре и составу автоматизированной корпоративной геодезической сети.
5 На основе проведенных исследований разработан и внедрен инновационный внутритрубный дефектоскоп, комбинирующий различные физические принципы обнаружения дефектов (ультразвуковой и магнитный). Промышленные испытания показали, что дефектоскоп дополнительно выявляет до 30% потенциально опасных дефектов сверх ранее обнаруженных штатными приборами.
6 Экспериментально исследован процесс влияния внутритрубных отложений асфальтосмолопарафиновых отложенийна качество проведения внутритрубной диагностики. Разработан регламент по технологии преддиагностической очистки и внутритрубного диагностического обследования участков нефтепроводов, осложненных парафиноотложением, с применением технологии ввода ингибитора парафиноотложения при преддиагностической очистке и пропуске внутритрубных дефектоскопов. Применение ингибиторов позволило повысить эффективность очистки в сравнении с традиционной.
7 Проведен расчет экономической эффективности отечественных противотурбулентных присадок на предмет применения их взамен импортных на магистральных нефтепроводах ОАО «АК «Транснефть», по результатам которых две присадки рекомендованы для проведения опытно-промышленных испытаний на действующих нефтепроводах.
8 Для обеспечения сохранения основных фондов магистрального нефтепроводного транспорта разработан научно-экономический алгоритм определения структуры объемов финансирования и определение экономической эффективности «Комплексной программы диагностики, технического перевооружения, капитального ремонта и развития объектов магистральных трубопроводов ОАО «АК «Транснефть» до 2020 года», с применением которого проведены многовариантные расчеты необходимых объемов диагностирования, капитального ремонта и реконструкции объектов
нефтепроводного транспорта. Расчеты показали достоверность плановых показателей разработанной Комплексной программы на период до 2020 года.
Реализация полученных автором результатов научных исследований способствовала повышению надежности, снижению аварийности магистральных нефтепроводов ОАО «АК «Транснефть», созданию и внедрению новых технологий и оборудования, соответствующих мировому уровню, а также инновационному развитию нефтепроводной отрасли.
Основные результаты работы опубликованы в следующих научных трудах, из которых первые 12 опубликованы в ведущих журналах и издательствах в соответствии с перечнем ВАК РФ:
1. Лисин, Ю.В. Оценка планово-высотного положения трубопровода на участках с многолетнемерзлыми грунтами / Ю.В. Лисин, A.A. Александров, В.И. Ларионов // Вестник МГТУ им. Н.Э. Баумана. Машиностроение. - №32012,- С.68-79.
2. Лисин, Ю.В. Выбор метода контроля планово-высотного положения трубопроводной системы «Восточная Сибирь - Тихий Океан» «ВСТО-1» на участке НПС-17-НПС 19 / Ю.В. Лисин // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. - №1.- 2013. — С.3-7.
3. Лисин, Ю.В. Математическое моделирование напряженно-деформированного состояния магистрального трубопровода с учетом наличия крутоизогнутых вставок / Ю. В. Лисин, А. А. Александров, В.И. Ларионов // Вестник МГТУ им. Н.Э. Баумана. Естественные науки. -№4.- 2012.-С.103-116.
4. Лисин, Ю.В. Модель динамического анализа прочности магистральных нефтепроводов на сейсмические воздействия / Ю.В. Лисин, A.A. Александров, В.А. Котляревский // ЭНЖ «Нефтегазовое дело». - №52011. - С.66-88.
5. Лисин, Ю.В. Квазидинамический метод расчета нефтепровода на прочность в зоне тектонических разломов / Ю.В. Лисин, A.A. Александров,
B.И. Ларионов // ЭНЖ «Нефтегазовое дело». -№6. - 2011. - С.90-100.
6. Лисин, Ю.В. Создание системы координатно-временного обеспечения магистральных нефтепроводов / Ю.В. Лисин // Известия вузов. Машиностроение. - №2. - 2013. - С.69-75.
7. Лисин, Ю.В. Комбинированный магнитный дефектоскоп / Ю.В. Лисин, А.Д. Мирошник, A.A. Краснов // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. - №2. -2011. - С.90-92.
8. Лисин, Ю.В. Промышленная технология противотурбулентных присадок/ Ю.В. Лисин, Г.В. Несын, A.M. Ширяев И Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. - №1- 2013 - С.48— 57.
9. Лисин, Ю.В. Исследование распространения ультразвука в асфальтосмолопарафинистых отложениях магистральных нефтепроводов / Ю.В. Лисин, Б.Н. Мастобаев, P.M. Жигануров // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. - №2. - 2012. - С.7-10.
10. Лисин, Ю.В. Мониторинг магистральных нефтепроводов в сложных геологических условиях / Ю.В. Лисин, A.A. Александров // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. - №2(10). -2013.-С.1-6.
11. Лисин, Ю.В. Оценка эффективности противотурбулентных присадок по результатам опытно-промышленных испытаний на магистральных нефтепроводах / Ю.В. Лисин, С.Л. Семин, Ф.С. Зверев // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. - №3(11).- 2013. -
C.1-11.
12. Лисин, Ю.В. Система автоматизированного мониторинга магистральных трубопроводов на участках со сложными геологическими условиями/ Ю.В. Лисин, A.A. Александров, С.П. Сущев // НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов». - №3,- 2012. - С.73-79.
13. Лисин, Ю.В. Техническая диагностика объектов транспорта нефти и нефтепродуктов / Ю.В. Лисин, A.M. Шаммазов, Б.Н. Мастобаев// СПб.: Недра, 2011.-486 с.
14. Лисин, Ю.В. Химические реагенты в трубопроводном транспорте нефти и нефтепродуктов / Ю.В. Лисин, Э.М. Мовсумзаде, A.M. Шаммазов// СПб.: Недра, 2012. - 359 с.
15. Лисин, Ю.В. Технологии магистрального нефтепроводного транспорта России / Ю.В. Лисин, А.Е. Сощенко //М.: ООО «Издательский дом Недра», 2013. -422 с.
16. Лисин, Ю. В. Трубопроводный транспорт нефти / Ю. В. Лисин, С.М. Вайншток, В.В. Новоселов // М.: ООО «Недра-бизнесцентр», 2006. -Т.2.-621 с.
17. Лисин, Ю.В. «ВСТО» - под контролем / Ю.В. Лисин, П.А. Ревель-Муроз, А.В. Юзефович // Трубопроводный транспорт нефти - №9. - 2013. - С.10-15.
18. Лисин, Ю.В. Наука создает технологии, а технологии служат делу / Ю.В. Лисин, А.Е. Сощенко // Трубопроводный транспорт нефти. -№4. -
2001.-С.38.
19. Лисин, Ю.В. НИОКР: новая техника отечественных производителей / Ю.В. Лисин, А.Е. Сощенко // Трубопроводный транспорт нефти. - №3. -2003.-С.9-12.
20. Лисин, Ю.В. Практические результаты, реальная эффективность / Ю.В. Лисин, А.Е. Сощенко // Трубопроводный транспорт нефти. - №3. -
2002.-С.19.
21. Пат. 2481357 Российская Федерация, МПК C08F10/14, C08F4/642, C08F2/02, C10L1/10. Способ получения противотурбулентной присадки суспензионного типа, снижающей гидродинамическое сопротивление углеводородных жидкостей / Лисин Ю.В., Несын Г.В., Федота В.И. и др., заявитель и патентообладатель ОАО «АК «Транснефть», ООО «НИИ ТНН». -№2011139652/04. заявл. 30.09.11, опубл. 10.05.13. - 5 с.: ил.
22. Пат. 2491535 Российская Федерация, МПК С0Ш22/02. Ультразвуковой иммерсионный двухэлементный преобразователь / Лисин Ю.В., Мирош-ник А.Д., Шерашов С.А., заявитель и патентообладатель ОАО «АК «Транснефть», ОАО ЦТД «Диаскан». - №2011152286. заявл. 22.12.11, опубл. 27.08.13.-4 с.: ил.
23. Пат. 114173 Российская Федерация, МПК 001УЗ/ОО. Автономная автоматизированная точка контроля скважинного типа системы мониторинга сложных геологических процессов / Лисин Ю.В., Ченцов А.Н., Александров А.А. и др. заявитель и патентообладатель ОАО «АК «Транснефть», ООО «НИИ ТНН». - №2011150108. заявл. 09.12.11, опубл. 10.03.12. -9с.: ил.
24. Пат. 116628 Российская Федерация, МПК С01С11/00. Устройство для фиксации на топографической карте участков магистральных нефтепроводов с опасными геологическими процессами по их внешним проявлениям / Лисин Ю.В., Федота В.И., Александров А.А. и др. заявитель и патентообладатель ОАО «АК «Транснефть», ООО «НИИ ТНН». -№2012104039. заявл. 07.02.12, опубл. 27.05.12. -5 с.: ил.
25. Пат. 116963 Российская Федерация, МПК Р17Б5/00. Ультразвуковая секция дефектоскопа / Лисин Ю.В., Мирошник А.Д., Соломин С.А. и др. заявитель и патентообладатель ОАО «АК «Транснефть», ОАО ЦТД «Диаскан». -№2011140774. заявл. 10.10.11, опубл. 10.06.12. -5с.: ил.
26. Пат. 116796 Российская Федерация, МПК В08В9/46. Устройство контроля очистки трубопровода / Лисин Ю.В., Мирошник А.Д., Савин В.И. и др. заявитель и патентообладатель ОАО «АК «Транснефть», ОАО ЦТД «Диаскан». -№ 2011152287/05. заявл. 22.12.11, опубл. 10.06.12. -5 с.: ил.
27. Пат. 123963 Российская Федерация, МПК С0Ш29/04. Устройство для излучения и приема ультразвуковых волн с пьезоэлектрическим преобразователем / Лисин Ю.В., Михневич Н.С., Лексашов О.Б. заявитель и патентообладатель ОАО «АК «Транснефть», ОАО ЦТД «Диаскан». -№2011142201. заявл. 19.10.11, опубл. 10.03.13.-4 с.: ил.
28. Пат. 125688 Российская Федерация, МПК С01В7/28. Шаблон внугритрубный / Лисин Ю.В., Мирошник А.Д., Чернышев О.Г. и др. заявитель и патентообладатель ОАО «АК «Транснефть», ОАО ЦТД «Диаскан».-№2012105318. заявл. 16.02.12, опубл. 10.03.13. - 5 с.: ил.
29. Пат. 126839 Российская Федерация, МПК С0Щ29/04. Ультразвуковой иммерсионный двухэлементный преобразователь / Лисин Ю.В., Мирошник А.Д., Шерашов С.А. заявитель и патентообладатель ОАО «АК «Транснефть», ОАО ЦТД «Диаскан». - №2011144908. заявл. 08.11.11, опубл. 10.04.13.-4 с.: ил.
30. Пат. 132208 Российская Федерация, МПК С0Ш27/82. Комбинированный магнитно-ультразвуковой дефектоскоп для диагностики состояния трубопровода / Лисин Ю.В., Мирошник А.Д., Турин С.Ф. и др. заявитель и патентообладатель ОАО «АК «Транснефть», ОАО ЦТД «Диаскан». - №2012105320. заявл. 16.02.12, опубл. 10.09.13. -1с.: ил.
31. Свидетельство 2013616177 Российская Федерация. Программно-расчетный модуль «Динамическая модель взаимодействия грунта и трубопровода при развитии опасных геологических процессов» / Лисин Ю.В., Федота В.И., Михайлов В.О. и др. заявитель ОАО «АК «Транснефть», ООО «НИИ ТНН». - № 2013613625. заявл. 30.04.13, опубл. 27.06.13.-1 с.
32. Лисин, Ю.В. Внедрение прорывных инновационных решений в области диагностирования линейной части МН ОАО «АК Транснефть» / Ю.В. Лисин, Н.Р. Гильмутдинов, А.В. Мещеряков // Материалы научно-практической конференции. - Уфа, 23 мая 2012. - С.126-127.
33. Лисин, Ю.В. Концепция инновационного развития технологий ОАО АК «Транснефть» / Ю.В. Лисин // Материалы XII Всероссийской научно-практической конференции. - Уфа, 17 октября 2012. - С.70-71.
34. Лисин, Ю.В. Программа повышения энергоэффективности транспортировки нефти как базовая составляющая программы инновационного развития ОАО «АК «Транснефть» / Ю.В. Лисин,
Т.С. Мустафин // Материалы XII Всероссийской научно-практической конференции. - Уфа, 17 октября 2012. - С.13-14.
35. Лисин, Ю.В. Определение планово-высотного положения линейной части трубопроводной системы «ВСТО» / Ю.В. Лисин, А.Е. Сощенко // Материалы научно-практической конференции. -Уфа, 23 мая 2012. - С.128-129.
36. Лисин, Ю.В. Измерение планово-высотного положения нефтепровода для создания автоматизированной системы мониторинга / Ю.В. Лисин // Материалы XIII Международной учебно-практической конференции «Трубопроводный транспорт-2012». -Уфа, 8-9 ноября 2012. - С.86-88.
37. Лисин, Ю.В. Изменение планово-высотного положения нефтепровода в вечномерзлых грунтах / Ю.В. Лисин // Материалы XIII Международной учебно-практической конференции «Трубопроводный транспорт-2012». -Уфа, 8-9 ноября 2012. - С.179-180.
38. Lisin, Y.V. Development of Methods and Technical Means for Inspection of pipeline transportation /Y.V. Lisin // 39 annual meeting ICOHTEC. Technology, the Arts&IndustrialCulture.: Barcelona, Spain. - July 10-14. - 2012. - p.67.
Подписано в печать 20.02.2014. Бумага офсетная. Формат 60x84 '/]б Гарнитура «Тайме». Печать трафаретная. Усл. печ. л. 3,0 Тираж 90. Заказ 60 Редакционно-издательский центр Уфимского государственного нефтяного технического университета
Адрес: 450062, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Космонавтов, 1
Текст научной работыДиссертация по наукам о земле, доктора технических наук, Лисин, Юрий Викторович, Уфа
Открытое акционерное общество «Акционерная компания по транспорту нефти «Транснефть» (ОАО «АК «Транснефть»)
Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего
профессионального образования «Уфимский государственный нефтяной технический университет»
(ФГБОУ ВПО УГНТУ)
УДК 662.692.4
0520'! 450674
Лисин Юрий Викторович
укописи
РАЗРАБОТКА ИННОВАЦИОННЫХ ТЕХНОЛОГИЙ ОБЕСПЕЧЕНИЯ НАДЕЖНОСТИ МАГИСТРАЛЬНОГО НЕФТЕПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА
Специальность 25.00.19 - Строительство и эксплуатация
нефтегазопроводов, баз и хранилищ
ДИССЕРТАЦИЯ
на соискание ученой степени доктора технических наук
Научный консультант -
доктор технических наук, профессор
Шаммазов Айрат Мингазович
Уфа 2014
СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ........................................................................................6
Глава 1. РАЗРАБОТКА КОНЦЕПЦИИ ИННОВАЦИОННОГО РАЗВИТИЯ НЕФТЕПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА РОССИИ.................12
1.1 Структура системы магистрального нефтепроводного транспорта
ОАО «АК «Транснефть»...................................................................12
1.2 Оценка состава производственных фондов Компании...............................16
1.3 Достигнутый научно-технический уровень в сравнении с
развитыми зарубежными странами.....................................................19
1.4 Основные направления научно-технического прогресса в нефтепроводном транспорте.............................................................22
1.5 Основные направления инновационного развития....................................29
1.5.1 Проект «Разработка и внедрение системы мониторинга технического состояния нефтепроводов трубопроводной системы «Восточная Сибирь-Тихий Океан»..........................................................................................32
1.5.2 Проект «Разработка высокоточного комплекса внутритрубных диагностических приборов для обеспечения надежности
объектов магистральных трубопроводов»............................................51
1.5.3 Проект «Повышение пропускной способности нефтепроводов снижением гидравлического сопротивления»......................................60
Выводы по главе 1.................................................................................62
Глава 2. ПРОГНОЗИРОВАНИЕ СОСТОЯНИЯ НЕФТЕПРОВОДОВ ТС «ВСТО-1» ПО ОТКЛОНЕНИЯМ ОТ ПРОЕКТНОГО ПРОСТРАНСТВЕННОГО ПОЛОЖЕНИЯ НА УЧАСТКАХ СО СЛОЖНЫМИ ГЕОКРИОЛОГИЧЕСКИМИ УСЛОВИЯМИ................63
2.1 Мониторинг технического состояния трубопроводной системы «Восточная Сибирь - Тихий океан»......................................................63
2.2 Модели для расчетов оценки состояния нефтепровода и пространственного положения нефтепровода на участках с многолетнемерзлыми грунтами.........................................................67
2.2.1 Математическая модель расчета ореола оттаивания...............................68
2.2.2 Определение прогноза тепловой осадки грунта....................................76
2.2.3 Математическая модель задачи прогнозирования изменения пространственного положения трубопровода на участках с СГКУ............77
2.3 Результаты расчетов по прогнозированию изменения ПП трубопровода.......84
2.4 Цели и задачи разработки местной опорной геодезической сети.................91
2.4.1 Оценка состояния существующей опорной геодезической сети и погрешность измерения пространственного положения нефтепровода......92
2.4.2 Построение АГКС на базе референцных (базовых) станций.....................96
2.4.3 Разработка состава АКГС..............................................................102
2.4.4 Разработка технических требований к созданию местной опорной геодезической сети.......................................................................104
Выводы по главе 2..............................................................................110
Глава 3. ИННОВАЦИОННЫЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ СРЕДСТВА ВНУТРИТРУБНОЙ ДИАГНОСТИКИ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ.........................................................................111
3.1 Обзор внутритрубных диагностических устройств магистральных нефтепроводов.............................................................................111
3.1.1 Техническая политика по обеспечению безопасной эксплуатации магистральных трубопроводов ОАО «АК «Транснефть»............................111
3.1.2 Ультразвуковые внутритрубные дефектоскопы...................................113
3.1.3 Магнитные внутритрубные дефектоскопы.........................................116
3.1.4 Сравнительный анализ ультразвукового и магнитного методов диагностирования трубопроводов...................................................121
3.1.5 Сравнительный анализ электромагнитно-акустического и
ультразвукового методов дефектоскопии...........................................128
3.2 Влияние различных факторов на достоверность результатов диагностирования магистральных нефтепроводов...................................130
3.2.1 Влияние скорости движения внутритрубного дефектоскопа на результаты диагностирования.........................................................130
3.2.2 Влияние АСПО на процесс диагностирования магистральных нефтепроводов............................................................................132
3.2.3 Экспериментальные исследования распространения ультразвука в асфальтосмолопарафиновых отложениях магистральных нефтепроводов...........................................................................134
3.3 Преддиагностическая очистка и внутритрубное диагностическое обследование участков нефтепроводов, осложненных
парафиноотложением.....................................................................141
3.4 Разработка инновационного комбинированного внутритрубного магнитно-ультразвукового дефектоскопа.............................................144
3.5 Организация испытаний и проверка возможностей комбинированного дефектоскопа ДКК.........................................................................154
3.5.1 Особенности модернизации гидравлического испытательного стенда
в ОАО ЦТД «Диаскан»................................................................154
3.5.2 Предварительные испытания дефектоскопа ДКК.................................162
3.5.3 Приемочные и эксплуатационные испытания дефектоскопа ДКК...............163
3.5.4 Условия, порядок и результаты проведения испытаний........................164
Выводы по главе 3..............................................................................170
Глава 4. ПРИМЕНЕНИЕ ПРОТИВОТУРБУЛЕТНЫХ ПРИСАДОК ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ ТРАНСПОРТИРОВКИ ЖИДКИХ УГЛЕВОДОРОДОВ..........................................................................171
4.1 Предпосылки использования химических реагентов в трубопроводном транспорте..................................................................................171
4.2 Противотурбулентные присадки для снижения сопротивления течению жидких углеводородов....................................................................178
4.2.1 Использование полимеров для создания противотурбулентных
присадок...................................................................................178
4.2.2 Применение противотурбулентных присадок на действующих
нефтепроводах...........................................................................182
4.3 Методика планирования, проведения и обработки данных при проведении опытно-промышленных испытаний противотурбулентных присадок
на магистральных нефтепроводах....................................................195
4.4 Проведение опытно-промышленных испытаний ПТП на МН...................197
4.4.1 Подготовительные работы.............................................................198
4.4.2 Технологические режимы проведения испытаний...............................198
4.4.3 Последовательность проведения испытаний.......................................200
4.4.4 Обработка результатов испытаний...................................................201
4.5 Исследования перспективы применения противотурбулентных
присадок российского производства...................................................206
4.6 Оценка экономической эффективности применения противотурбулентных присадок.......................................................217
Выводы по главе 4..............................................................................236
Глава 5. РАЗРАБОТКА МЕТОДИКИ ФОРМИРОВАНИЯ И ОЦЕНКИ ПРИОРИТЕТОВ ФИНАНСИРОВАНИЯ ПРОГРАММ ТЕХНИЧЕСКОГО ПЕРЕВООРУЖЕНИЯ, РЕМОНТА И РЕКОНСТРУКЦИИ ОСНОВНЫХ ФОНДОВ
ОАО «АК «ТРАНСНЕФТЬ» НА ПЕРИОД ДО 2020 ГОДА.......................237
5.1 Задачи «Программы стратегического развития ОАО «АК «Транснефть»
на период до 2020 года»..................................................................237
5.2 Стратегические направления развития системы нефтепроводов и нефтепроду ктопроводов..................................................................242
5.3 Обоснование планируемых мероприятий по ремонту, реконструкции и диагностике объектов нефтепроводного транспорта..............................245
5.3.1 Особенности текущего состояния формирования программы технического перевооружения, реконструкции и капитального
ремонта 245
5.3.2 Принципы формирования «Комплексной программы...»......................247
5.3.3 Перечень работ, необходимых для включения в состав «Комплексных программ ...»............................................................................248
5.3.4 Структура финансирования «Комплексных программ ...»......................250
5.3.5 Приоритетные направления распределения финансовых ресурсов в составе ежегодных «Комплексных программ...»................................252
5.3.6 Финансово-экономическое обоснование мероприятий, предлагаемых
к реализации в составе «Комплексной программы...»..........................253
5.3.6.1 Анализ условий эксплуатации и технического состояния
объектов МН...........................................................................256
5.3.6.2 Анализ применяемой системы мероприятий по содержанию и развитию МН..........................................................................262
5.3.6.3 Разработка методического подхода к финансово-экономическому обоснованию рационального варианта развития МН.........................264
5.3.6.4 Формирование альтернативных вариантов для каждого
мероприятия по ТПиР объектов МН.............................................269
5.3.6.4.1 Формирование вариантов ТПиР ЛЧ МН.......................................270
5.3.6.4.2 Формирование вариантов ТПиР резервуарного парка.......................273
5.3.6.5 Финансово-экономическое обоснование ТПиР ЛЧ МН.......................274
5.3.6.5.1 Определение оптимального срока службы (до замены)
отдельного участка МН (7)..........................................................274
5.3.6.5.2 Дополнительные показатели, необходимые для проведения оценки....279
5.3.6.5.3 Оценка затрат на содержание участка нефтепровода, приходящихся
на один год эксплуатации ЛЗсд...................................................280
5.3.6.5.4 Оценка финансовых потерь от остановки перекачки нефти ЛПос.......286
5.3.6.5.5 Оценка финансовых потерь из-за утраты продукции ЛПпс.................287
5.3.6.5.6 Оценка финансовых потерь из-за штрафных санкций ЛПшс..............293
5.3.6.5.7 Определение годового экономического эффекта от внедрения мероприятий........................................................................294
5.3.6.6 Финансово-экономическое обоснование ТПиР резервуарного парка......296
5.3.6.7 Структура приоритетов технического перевооружения и реконструкции на период до 2020 года..........................................307
5.4 Предлагаемые направления технологического развития
нефтепроводного транспорта на период до 2020 года..............................312
Выводы по главе 5..............................................................................319
ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ......................................320
СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ.................................................................322
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ
ЛИТЕРАТУРЫ................................................................................326
ПРИЛОЖЕНИЯ...............................................................................370
ПРИЛОЖЕНИЕ А Расчеты параметров системы технического
мониторинга состояния нефтепроводов..........................371
ПРИЛОЖЕНИЕ Б Разработка технологий внуритрубной диагностики............393
ПРИЛОЖЕНИЕ В Внедрение результатов работы......................................413
ВВЕДЕНИЕ
В XXI веке магистральный нефтепроводный транспорт продолжает оставаться главным связующим звеном топливно-энергетического комплекса в России. Основными задачами, стоящими перед отраслью, являются обеспечение стабильной доставки нефти потребителям внутри страны и за рубеж, развитие и обеспечение надежной работы нефтепроводной системы. Решение этих задач во многом определяется технологическим уровнем операций по обеспечению транспортировки нефти.
С самого начала эксплуатации нефтепроводов обеспечение их надежности являлось важной задачей, и к настоящему времени в ОАО «АК «Транснефть» (Компании) накоплен значительный опыт строительства и эксплуатации магистральных нефтепроводов (МН). Однако современный период характеризуется новыми объективными условиями работы нефтепроводного транспорта.
Истощаются старые месторождения, а новые находятся в районах со сложными климатическими и геологическими условиями, что требует разработки новых технических решений для развития и функционирования нефтепроводной сети. Важными задачами являются обеспечение необходимой пропускной способности без нового капитального строительства, а также повышение надежности на базе комплексного мониторинга состояния нефтепроводов, в т.ч. имеющих значительный срок эксплуатации, с минимальными экономическими затратами. Требуется качественно новый уровень применяемых технологий, оборудования и материалов. Решение этих задач возможно только при создании инновационного технологического уровня магистрального нефтепроводного транспорта.
Достижение высокого технологического уровня эксплуатации должно послужить повышению надежности системы магистральных нефтепроводов и нефтепро-дуктопроводов, экологической безопасности производственных объектов нефтепроводной системы и технических характеристик оборудования и технологий уровня мирового класса.
Уровень разрабатываемых и применяемых технологий, материалов и оборудования будет определять возможность работы нефтепроводов в новых условиях, а также техническую оснащенность и надежность магистрального нефтепроводного транспорта на период до 2020 года.
Цель работы - разработка базовых направлений инновационного развития технологий магистрального нефтепроводного транспорта и повышения надежности работы системы российских нефтепроводов.
Задачи исследований
1. Анализ состояния технической оснащенности российских нефтепроводов и сравнение уровня основных отечественных и зарубежных технологий и технических средств и определение направлений дальнейшего развития российской системы нефтепроводного транспорта.
2. Разработка концепции создания автоматизированной системы мониторинга пространственного положения (ПП) и алгоритма для прогнозирования состояния нефтепроводов трубопроводной системы «Восточная Сибирь - Тихий океан» (ТС «ВСТО-1») по отклонениям от проектного пространственного положения на участках трассы со сложными геокриологическими условиями (СГКУ).
3. Исследование особенностей внутритрубного диагностирования нефтепроводов дефектоскопами различного физического принципа действия. Экспериментальное исследование влияния различных факторов на достоверность данных внут-ритрубной диагностики для совершенствования технологии очистки нефтепроводов.
4. Разработка технических требований и схемных решений по созданию инновационного комбинированного дефектоскопа. Проведение испытаний комбинированного дефектоскопа на магистральных нефтепроводах, анализ полученных результатов.
5. Исследование особенностей промышленного применения противотурбу-лентных присадок (ПТП) отечественного производства на нефтепроводах ОАО «АК «Транснефть» для увеличения пропускной способности нефтепроводов.
Разработка методологий лабораторной оценки качества присадок, их экономической эффективности, проведения опытно-промышленных испытаний ПТП.
6. Разработка моделей и методических положений определения структуры объемов финансирования и экономической эффективности «Комплексной программы диагностики, технического перевооружения, капитального ремонта и развития объектов магистральных трубопроводов ОАО «АК «Транснефть» до 2020 года».
Научная новизна
1. Впервые разработана концепция инновационного развития техники и технологий отечественного магистрального нефтепроводного транспорта на период до 2020 года с определением конкретных научно-технических проектов.
2. Сформулирована и аналитически решена задача оценки и прогнозирования состояния нефтепроводов трубопроводной системы ТС «ВСТО-1» по отклонениям от проектного пространственного положения на участках со сложными геокриологическими условиями с учетом изменения температуры стенки нефтепровода при различных режимах эксплуатации; для решения обоснована необходимость создания автоматизированной корпоративной геодезической сети ТС «ВСТО-1».
3. Экспериментально установлено существенное влияние наличия асфаль-тосмолопарафиновых отложений (АСПО) различного состава на достоверность результатов ультразвукового диагностирования. Разработана промышленная технология комплексной механо-химической преддиагностической очистки участков нефтепроводов с АСПО.
4. Впервые разработаны технические требования и схемные решения по созданию инновационного комбинированного дефектоскопа, доведенные до практической реализации. Проведенные промышленные испытания показали, что дефектоскоп дополнительно выявляет до 30 % потенциально опасных дефектов сверх ранее обнаруженных штатными дефектоскопами СБЬ и \¥М.
5. Впервые разработаны методика лабораторной оценки качества, позволяющая проводить сравнительную градацию присадок разных производителей, и методика опытно-промышленных испытаний присадок на нефтепроводах для оценки их эффективности.
6. Предложен научно-экономический алгоритм определения структуры объемов финансирования и экономической эффективности «Комплексной программы диагностик�
-
Лисин, Юрий Викторович
-
доктора технических наук
-
Уфа, 2014
-
ВАК 25.00.19
- Некоторые задачи оптимизации распределения грузопотоков по сети магистральных нефтепроводов
- Организационно-технологическая система обеспечения эксплуатационной надежности магистральных нефтепроводов
- Оценка технического состояния и остаточного ресурса насосных агрегатов в условиях автоматизации магистральных нефтепроводов
- Рациональная эксплуатация систем гидравлически связанных магистральных нефтепроводов
- Обеспечение эффективности эксплуатации нефтеперекачивающих станций магистральных нефтепроводов при снижении их загрузки
