Магистральные нефтепродуктопроводы в экономике России играют важную положительную роль [37, 38]. В то же время, как и большинство крупных производственных объектов, они являются источниками опасности. Их суммарная протяженность составляет порядка 20 тысяч км. Несмотря на то, что это меньше протяжённости магистральных нефтепроводов (50 тыс. км) и газопроводов (150 тыс. км), их опасность для окружающей среды и населения не намного меньше. Это связано со следующими их особенностями.
1. Нефтепродуктопроводы в среднем имеют значительно больший возраст, чем нефтеи газопроводы. Например, магистральный нефтепродукто-провод «Альметьевск — Нижний Новгород» протяженностью 580 км эксплуатируется 45 лет. Магистральный нефтепродуктопровод «Ишимбай — Уфа» (старейший из действующих магистральных трубопроводов России) находится в эксплуатации 70 лет (с 1937 года). Поэтому степень износа нефте-продуктопроводов значительно больше, чем других магистральных трубопроводов.
2. Значительная часть нефтепродуктопроводов построена по старым строительным нормам и технологиям и с применением менее качественных материалов. Это создаёт большие трудности в обеспечении надёжности и безопасности. Например, до 60-х годов прошлого века широко применяли газопрессовую сварку при монтаже трубопроводов. Однако низкий уровень прочности таких стыков, а самое главное — высокая хрупкость не затрудняют проводить на них капитальный ремонт с заменой изоляции. Когда изоляционное покрытие изношено, эффективность электрохимической защиты также резко падает и ускоряется коррозия самого трубопровода. Тем не менее, такие трубопроводы до сих пор находятся в эксплуатации.
3. Некоторые нефтепродуктопроводы смонтированы с применением труб разных диаметров, когда на стыках одна труба входит в другую, а соединение осуществлялось нахлесточными угловыми швами. Затем перешли к более прогрессивной технологии монтажа и сварки с применением подкладных колец. При этом удавалось качественно соединять трубы одного диаметра стыковыми швами. Однако как в первом, так и во втором случаях внутренне сечение получалось не гладким, а с выступами, что в настоящее время не позволяет обследовать трубопроводы с помощью внутритрубных дефектоскопов. Без таких обследований невозможно определить полный состав дефектов и оценить реальные показатели прочности, надёжности, безопасности трубопровода. Тем не менее, таких трубопроводов сохранилось немало, и они продолжают находиться в эксплуатации.
4. Нефтепродуктопроводы проложены ближе к населённым пунктам, чем магистральные нефтепроводы и газопроводы. Некоторые нефтепродуктопроводы проходят в пределах населённых пунктов. Например, МНГТП «Кириши — Санкт-Петербург» проходит более 10 км под газонами и проезжей частью оживленных улиц и проспектов большого города. Практически все МНПП имеют несколько отводов на нефтебазы, которые расположены в непосредственной окрестности малых и средних городов.
5. Продукт, перекачиваемый по МНПП, вызывает всё больший интерес криминальных элементов. Количество несанкционированных врезок с целью отбора продукта (воровства) с каждым годом растёт. В некоторых случаях это приводит к авариям с тяжёлыми последствиями и наносит большой вред экологии местности.
Всё это в совокупности создаёт значительную напряженность при эксплуатации нефтепродуктопроводов с точки зрения обеспечения безопасности. И эта напряжённость тем сильнее, чем меньше имеется средств управления безопасностью.
Элементами управления безопасностью, как известно, являются диагностика, анализ результатов диагностики, расчёты прочности и остаточного ресурса, прогнозирование, принятие практических решений, ремонтно-восстановительные работы, контроль технологических параметров в процессе эксплуатации [89 — 92, 101]. Все эти элементы в той или иной мере развиваются и совершенствуются, некоторые быстрее, другие с отставанием. Например, на старых трубопроводах, где нельзя применять пример, на старых трубопроводах, где нельзя применять внутритрубную диагностику, управлять безопасностью сложнее из-за недостатка информации о дефектах.
Можно встретить и такие случаи, когда некоторые элементы этой цепочки развиваются в неправильном направлении, т. е. назад. Тогда эффективность всей системы управления безопасностью снижается, несмотря на качественное выполнение других отдельных элементов. Например, по достаточно полной и точной диагностической информации о дефектах, полученных самыми современными приборами, можно принять неправильные практические решения, если анализ и расчёты выполняются некорректно или неправильно. Так, стремление ликвидировать вмятины и гофры глубиной 1 — 3,5% от диаметра приводит к появлению сварочных дефектов, гораздо более опасных, чем ликвидируемые вмятины и гофры.
Встречаются примеры, когда очень неточные измерения или вовсе неизвестные величины принимаются в качестве исходных данных в расчётах остаточного ресурса по очень сложным «многоэтажным» формулам с большим числом параметров. Такие формулы, как правило, могут дать любые результаты (об этом хорошо изложил чл.-кор. РАН А. Н. Махутов [41]). Затем по почти абсурдным результатам расчётов принимаются практические решения по продлению срока эксплуатации трубопровода. Такие выводы, конечно, не внушают доверия. К сожалению, некоторые такие некорректности содержатся и в отраслевых нормативных документах.
При анализе результатов диагностики и прогнозировании безопасности трубопровода часто допускаются ошибки, связанные с неправильным определением главных, определяющих механизмов развития износа и разрушения (т.е. нарушаются требования РД 09−102−95 [59]). Например, на трубопроводах с низкими рабочими давлениями нет смысла строить расчёты по ударной вязкости, статической и циклической трещиностойкостив них более значительно влияние коррозии. Если трубопровод высоконагружен, то роль концентрации напряжений, циклической трещиностойкости выходит на передний план.
Некоторые важные механизмы деградации трубопроводов не учитываются ни в нормативных документах, ни в экспертных заключениях. Например, такое известное явление как водородная коррозия остаётся без внимания при принятии решений по защите от коррозии. В итоге, в некоторых случаях, стремясь подавить общую и язвенную коррозию (с потерей металла), ускоряют водородную коррозию (растрескивание, т. е. коррозия без потери металла). Так называемая «электрохимическая защита», оказывается, никак не может защитить трубопровод от водородной коррозии, которая со временем переходит в стресс-коррозию [1, 57].
Все эти вопросы по отдельности рассматривались в разных работах. Проблема состоит в том, что при работе с конкретным трубопроводом хороший результат может получиться только тогда, когда все отдельные элементы проблемы безопасности рассматриваются комплексно, ровно, без преувеличения роли одних сторон и занижения других. Однако большинство работ по диагностике, экспертизе безопасности, прогнозировании страдают этим недостатком — односторонним рассмотрением проблемы. Этим же отличается практически вся нормативная база системы МНПП, касающаяся оценки и прогноза безопасности и управления безопасностью [15, 18, 26]. Например, документы по оценке остаточного ресурса считают, что разрушение магистральных нефтепродуктопроводов происходит в основном по малоцикловому механизму. Образование и развитие коррозионных язв практически не рассматривается. На роль изоляционного покрытия при формировании ресурса просто не обращается внимания. Между тем, как показывают результаты внутритрубной диагностики, именно коррозия является главной причиной старения магистральных нефтепродуктопроводов [35, 36].
Вообще с нормативной базой сложилась почти парадоксальная ситуация. Во-первых, считается, что нормативный документ приобретает особую силу и значимость, если он согласован с Госгортехнадзором или Ростехнадзором, Министерством (например, МЧС). Это действительно так, если документ выполнен качественно и не искажает сути явлений. Если же документ некачественно выполнен, отражает уровень знаний и интересы одного разработчика, то существование этого документа становится настоящей проблемой для специалистов-практиков, занимающихся эксплуатацией трубопроводов. С одной стороны, они должны строго соблюдать требования этого документа, с другой — в принципе невозможно этого достичь по объективным причинам. Тогда, при первой же аварийной ситуации надзорный орган может обвинить специалистов по эксплуатации в нарушениях. Сами инспектора тоже оказываются в двусмысленное положение. Да и настоящая причина аварии оказывается не выявленным до конца. Таких примеров множество.
Например, любая инструкция по проведению экспертизы безопасности трубопровода требует выдавать положительные заключения только в одном случае — когда соблюдены все требования действующих ГОСТов, СНиПов, РД и так далее. Причём, совершенно неважно, когда построен трубопровод, сколько лет уже находится в эксплуатации, насколько изношены материалы. Это фактически означает, что ни один трубопровод, тем более старый, не должен получать положительного заключения. В любом трубопроводе обязательно найдётся с десяток или больше несоответствий хотя бы потому, что материалы и технологии раньше были совершенно другими. Современным нормам они никак не могут удовлетворять, точно так же, как построенные сегодня трубопроводы не будут удовлетворять строительным нормам будущего.
Кроме того, все трубопроводы, и старые и новые, содержат множество несоответствий в виде дефектов металлургических (расслоения и неметаллические включения), строительных (вмятины, гофры, сварочные дефекты), эксплуатационных (коррозионные дефекты, механические повреждения). Это видно из результатов внутритрубной диагностики любого трубопровода. Так, нефтепровод «Горький — Новки» протяжённостью 214 км содержит более 43 тысяч дефектов, из которых 31 тысяча — коррозионные дефекты глубиной более 10% от толщины стенки. То есть, в среднем на каждые 5 метров трубопровода приходится один дефект, не вписывающийся в нормативные допуски. По канонам системы промышленной безопасности такой трубопровод нельзя допускать к эксплуатации.
Отметим, что всё отмеченное выше было известно и раньше. Но сейчас дефектность некоторых трубопроводов по количественным и качественным показателям перешла на новый уровень. Сейчас уже недостаточно исправлять отдельные дефекты, а требуется решать задачу о безопасности трубопровода комплексно на базе результатов диагностирования современными методами, зная о существовании очень большого количества дефектов и несоответствий. Это — новая задача.
Как известно, методы и средства диагностики также постоянно совершенствуются. До недавнего времени перед диагностикой ставилась задача выявить по возможности больше дефектов. Сейчас чувствительность приборов значительно выросла. Это привело к резкому увеличению количества обнаруживаемых дефектов, а вместе с этим существенно затруднилась обработка полученных данных. Появилась необходимость ограничивать число выявляемых дефектов. Для этого вводят соответствующие пороги чувствительности, не фиксируют мелкие дефекты. Например, приборы внутритруб-ной диагностики способны обнаруживать дефекты коррозии, начиная с глубины 0,1 мм. Но в итоговых отчётах отражают только те дефекты коррозии, глубина которых не меньше 10% от толщины стенки [35, 36]. Даже с таким порогом чувствительности обнаруживаются десятки тысяч дефектов, а число рекомендованных к ремонту дефектов выходит за пределы практических возможностей любых ремонтных бригад.
Таким образом, с одной стороны, повышают чувствительность приборов, с другой, ограничивают число выявляемых дефектов введением порогов. При этом часть полезной информации теряется. Например, наличие коррозионных дефектов глубиной менее 10% практически не сказывается на прочности и безопасности трубопровода в момент обследования, но с течением времени эти дефекты вырастут. Следовательно, в задачах прогноза эти сведения были бы полезны, но в отчётах их просто нет. Кроме того, наличие коррозионных дефектов, пусть даже очень малых размеров, является свидетельством низкого качества или дефектности изоляционного покрытия. В этих сведениях содержится полезная информация о состоянии изоляционного покрытия, но эта информация в отчёты также не попадает.
В действительности роль внутритрубной диагностики велика и не до конца ещё определена. Например, данные внутритрубной диагностики позволяют оценивать состояние не только обследованных трубопроводов, но и некоторых тех, которые не обследованы и не могут быть обследованы этим методом. Если условия эксплуатации смежных трубопроводов примерно одинаковы и по ним транспортируется один и тот же продукт, то и уровень дефектности, и динамика снижения безопасности не будут резко отличаться. Например, нефтепродукт из МНПП «Альметьевск — Н. Новгород», который не приспособлен к проведению внутритрубной диагностики, попадает затем в трубопровод «Горьки — Новки», который приспособлен для внутритрубной диагностики и обследован этим методом. При этом установлено, что в трубопроводе «Горький — Новки» происходит интенсивная внутренняя коррозия. Глубина некоторых коррозионных дефектов достигла 50% от толщины стенки. На этом основании можно быть уверенным, что трубопровод «Альметьевск — Н. Новгород» также имеет внутренние коррозионные дефекты и с не меньшими размерами. Тем более, что этот трубопровод в 2 раза старше, чем МНПП «Горьки — Новки». Если бы МНПП «Горьки — Новки» не обследовался методом внутритрубной диагностики, то, естественно, такой вывод о коррозионном состоянии МНПП «Альметьевск — Н. Новгород» не могли бы сделать.
Но наиболее актуальной проблемой после проведения внутритрубной диагностики стала правильная оценка опасности выявленных дефектов и принятие хорошо обоснованных планов ремонта. Причём, должна быть обеспечена максимальная эффективность. Оставлять без ремонта опасные дефекты нельзя. Выполнение ремонтных работ на неопасных дефектах ведёт к бессмысленным затратам. Поэтому должно быть точное соответствие объёма ремонтных работ составу дефектов и условиям работы трубопровода.
Другой частью этой же проблемы является прогноз безопасности. Дело в том, что дефекты растут и со временем неопасные могут стать опасными. Поэтому, даже ликвидировав все опасные на сегодняшний момент дефекты, нельзя быть уверенным, что завтра не наступит разрушение трубопровода от выросших за это время других дефектов. Расчётные методы должны обеспечивать правильный прогноз. Но этого невозможно будет сделать, если основные механизмы износа трубопровода определены неточно. Сегодняшние методики с этой задачей пока не всегда справляются.
Как показывает анализ применяемых методов ремонта, и здесь имеются проблемы. По какой-то неизвестной причине назначаются в основном дорогостоящие и малоприспособленные к условиям эксплуатации методы ремонта. Например, приоритет отдаётся композитным муфтам типа КМТ и совсем игнорируются приварные заплаты. Между тем, без применения заплат на практике не обходятся. Просто надо дать правильные рекомендации по установке заплат, учитывая, что при разных условиях она ведёт себя по-разному.
Почему-то взят курс на ограничение количества разрешённых методов ремонта, хотя простая логика подсказывает, что методов ремонта должно быть много. Просто надо дать правильные рекомендации по их применению и чётко ограничивать условия их применимости.
Перечисление проблем можно продолжить. Но вышеизложенное в достаточной мере показывает, что необходимо проанализировать и упорядочить все основные элементы управления безопасностью МНПП на базе результатов внутритрубной диагностики. Здесь имеются немалые резервы.
В настоящей работе, не претендуя на окончательное решение всех проблем в области безопасности, делается попытка решить часть из них. Для этого поставлены следующие цель и задачи:
Цель — повысить безопасность магистральных нефтепродуктопроводов за счёт совершенствования элементы управления безопасностью на основе данных внутритрубной диагностики (ВТД).
Задачи:
1. Анализ особенностей и механизмов деградации магистральных нефтепродуктопроводов (МНПП).
2. Анализ результатов внутритрубной диагностики МНПП.
3. Прогнозирование динамики деградации МНПП по результатам ВТД.
4. Выбор безопасных режимов и сроков эксплуатации МНПП по результатам ВТД.
5. Совершенствование элементов управления безопасностью МНПП.
Основой для решения данных задач явились труды отраслевых институтов (ИПТЭР, ВНИИСТ), лабораторий и кафедр высших учебных заведений (УГНТУ, РГУНГ им. И.М. Губкина), Центра технической диагностики «Диа-скан» и других научных центров, специалистов АК «Транснефтепродукт», работы ведущих ученых: B.JI. Березина, О. М. Иванцова, А. Г. Гумерова, P.C. Гумерова, P.C. Зайнуллина, K.M. Ямалеева, Х. А. Азметова, М. Х. Султанова, К. В. Черняева, Е. С. Васина, В. А. Черникина и других.
Кроме того, в работе использованы и обобщены данные о фактическом техническом состоянии магистральных трубопроводов, опыт проведения экспертиз безопасности ряда магистральных нефтепродуктопроводов, результаты обследования аварий. В работе использованы результаты внутритрубной диагностики ряда трубопроводов, выполненные ЗАО «Нефтегаз-комплектсервис», результаты испытаний трубопроводов и отдельных труб с дефектами, а также образцов, вырезанных из трубопроводов. Использованы прогрессивные методы и достижения в области моделирования процессов, положения теорий вероятности и математической статистики, теории прочности и механики разрушения.
В процессе решения поставленных задач получены следующие результаты, представляющие научную новизну:
1. На обоих рассмотренных магистральных нефтепродуктопроводах интенсивность коррозии на внутренней поверхности на порядок выше, чем на наружной поверхности. На МНПП «Рязань-Москва» коррозия равномерная по дистанции и угловой координате. На МНПП «Горький-Новки» коррозия сосредоточена вокруг нижней образующей в виде мелких, но глубоких язв, что отличает её от ручейковой коррозии, характерной для промысловых трубопроводов.
2. Разработана методика прогноза работоспособности и безопасности МНПП с учётом динамики развития дефектов, деградации материалов, а также фактических рабочих режимов эксплуатации. Установлено, что МНПП «Рязань-Москва» может эксплуатироваться практически без ремонта не менее 10 лет. Для поддержания в рабочем состоянии МНПП «Горький-Новки» требуется ликвидировать 50. 100 дефектовс каждым годом число опасных дефектов растёт по геометрической прогрессии.
3. Изучены особенности напряжённого состояния сварных соединений со смещением кромок, которых содержится в большом количестве на МНПП. Установлено, что коэффициент интенсивности напряжений (КИН) растёт с увеличением смещения кромок по линейному закону, а прочность соединения падает обратно пропорционально КИН.
Практическая ценность работы заключается в следующем:
— выполненные исследования имеют самостоятельное значение для рассмотренных магистральных нефтепродуктопроводов «Рязань-Москва» и «Горький-Новки» при принятии практических решений;
— исследования имеют методическое значение при обследовании и экспертизе промышленной безопасности других трубопроводов;
— результаты работы позволяют эффективно планировать ремонт трубопроводов в соответствии с заданными параметрами работоспособности и безопасности.
— полученные результаты будут полезны для совершенствования нормативной базы по обеспечению безопасности магистральных трубопроводов.
На защиту выносятся: закономерности распределения и развития дефектов на МНПП «Рязань-Москва» и «Горький-Новкиметодика прогнозирования работоспособности МНПП, выбора допустимых режимов эксплуатации, определения объёмов ремонта, обеспечивающих необходимую безопасностьзакономерности распределения напряжений стыковых сварных соединений со смещением кромокпредложения по методам ремонта дефектных участков МНППобщая методология управления безопасностью трубопроводов на основе результатов внутритрубной диагностики.
Результаты исследований использованы при обследовании и экспертизе промышленной безопасности магистральных нефтепродуктопроводов «Кириши — Санкт-Петербург», «Альметьевск — Нижний Новгород», «РязаньМосква», «Горький — Новки» .
Автор выражает глубокую благодарность коллективу Института проблем транспорта энергоресурсов и ОАО «АК «Транснефтепродукт», своим руководителям за неоценимую помощь в выполнении настоящей работы.
ОБЩИЕ ВЫВОДЫ ПО РАБОТЕ.
1. Изучены основные закономерности распределения и развития дефектов на магистральных нефтепродуктопроводах. Показано, что в отличие от магистральных нефтеи газопроводов, на магистральных нефтепродуктопроводах наиболее значимым механизмом износа является коррозия на внутренней поверхности, защита от которой практически не предусмотрена.
На некоторых участках магистральных нефтепродуктопроводов происходит концентрация коррозионных дефектов по нижней образующей внутренней поверхности трубопровода. В этой зоне количество коррозионных язв превышает средний уровень более чем на порядок, дефекты быстро растут и создают реальную опасность разгерметизации трубопровода.
2. Внутритрубная диагностика, являясь самым эффективным методом диагностики магистральных трубопроводов, имеет следующие недостатки:
— часть комбинированных дефектов выявляется очень приближённо;
— вид и размеры большинства сварочных дефектов не определяется;
— дефекты типа «потеря металла + расслоение», опасность которых растёт при длительной эксплуатации трубопроводов, не фиксируются.
Объём опасных дефектов, выявляемых при внутритрубной диагностике, составляет порядка 70.80% от их общего количества на трубопроводе.
3. Методом математического моделирования установлено, что процесс износа магистральных нефтепродуктопроводов «Рязань-Москва» и «Горький-Новки» происходит с разными скоростями. При существующих режимах эксплуатации МНПП «Рязань-Москва» ещё не менее 10 лет может работать практически без ремонта. На МНПП «Горький-Новки» уже сегодня необходимо ликвидировать сотни опасных дефектовпричём, с каждым годом требуется наращивать объемы ремонта приблизительно по геометрической прогрессии.
4. На основании результатов математического моделирования составлена программа ремонта трубопроводов на ближайшие 5, 10, 15 лет с учётом рабочих режимов эксплуатации и динамики развития дефектов. При этом учтена возможность аварийных ситуаций, связанная с вероятным отказом запорной арматуры и проникновением высокого давления на конечные участки трубопровода.
5. Разработаны следующие элементы управления безопасностью МНПП:
— разработана и показана на примерах методология обработки большого массива данных внутритрубной диагностики и выделения опасных дефектов в зависимости от особенностей трубопровода, условий и сроков эксплуатации;
— проанализированы принятые методы ремонта с точки зрения технологичности и формирования поля напряжений, предложены решения, исключающие опасности и повышающие эффективность ремонта;
— разработана методика консервативной оценки опасности сварочных дефектов типа «смещение кромок», основанная на коэффициенте интенсивности напряженийпри этом установлены зависимости КИН от геометрических и силовых характеристик.
