Разработка системы предупреждения отказов и продления срока службы магистральных нефтепроводов России

Общественная потребность в более высоких стандартах защиты населения и окружающей среды, усиление экономических санкций со стороны государства за их нарушение выдвинули необходимость предупреждения отказов, продления срока службы магистральных нефтепроводов (МН) в число первоочередных задач, стоящих перед нефтетранспортными предприятиями России. .

Проблема обеспечения безопасности эксплуатации и продления срока службы линейной части (ЛЧ) нефтепроводов всегда находилась в центре внимания Акционерной компании по транспорту нефти «Транснефть» (АК «Транснефть»), ее дочерних акционерных обществ (Открытых акционерных обществ магистр-альных нефтепроводов — ОАО МН), эксплуатирующих магистральные нефтепроводы России. Арсенал ранее доступных для решения этой проблемы технических средств предусматривал проведение гидравлических переиспытаний трубопроводов повышенным давлением и устранение выявленных при этом дефектов, проведение капитального ремонта трубопроводов с заменой трубы или с заменой изоляционного покрытия. Выбор участков трубопровода для капитального ремонта производился на основе статистики аварий, результатов электрометрических измерений, данных визуального контроля при проведении шурфования трубопровода. Однако, ввиду больших затрат, необходимости вывода нефтепровода на длительное время из эксплуатации, решить задачу предупреждения отказов на магистральных нефтепроводах России протяженностью 48,5 тыс. км на основе проведения переиспытаний и сплошного капитального ремонта не представлялось возможным. Ограниченность информации, используемой для оценки необходимости капитального ремонта, не позволяла своевременно выявить те участки, которые в первую очередь нуждались в восстановлении их работоспособности.

Анализ состояния аварийности магистральных нефтепроводов показал, что в начале 9.0-х годов интенсивность потока отказов, аварий не только утратила тенденцию к снижению, но и стала приобретать возрастающий характер. Это было обусловлено ростом числа отказов, аварий на магистральных нефтепроводах со сроками службы 15.20 лет и выше. Увеличение отказов, аварий при достижении определенных сроков службы характерно для любой механической системы и связано с ухудшением ее состояния под влиянием процессов износа, накопления коррозионных и усталостных повреждений в предшествующий период эксплуатации. Таким образом, применявшиеся ранее методы поддержания и восстановления работоспособности нефтепроводов были не в состоянии предупредить роста их аварийности по мере увеличения продолжительности эксплуатации.

Научные разработки отечественных ученых (И.Г.Абдуллина, В. Л. Березина, П. П. Бородавкина, Л. И. Быкова, А. Г. Гумерова, А. П. Гусенкова, Э. М. Гутмана, Р. С. Зайнуллина, О. М. Иванцова, Н. А. Махутова, О. И. Стеклова, Э. М. Ясина и др.) и зарубежных исследователей в области обеспечения надежности и продления срока службы магистральных трубопроводов не охватывают всех вопросов решения данной проблемы.

Стратегическим направлением политики АК «Транснефть» в области обеспечения надежности нефтепроводной системы и минимизации затрат является комплексный подход к вопросам диагностики и капитального ремонта, который обеспечивает значительное сокращение средств и повышение их эффективности.

Для обеспечения безопасной эксплуатации любые ухудшения в состоянии нефтепровода должны своевременно предупреждаться. Реализация этого принципа должна основываться на выполнении целенаправленной системы мер по совершенствованию технического обслуживания и ремонта нефтепроводов, основанной на проведении систематического контроля трубопроводной системы неразрушающими методами, проведении ремонта или назначении безопасных технологических режимов перекачки нефти по результатам контроля.

Создавшаяся в России с начала 90-х годов экономическая ситуация не позволила как по финансовым, так и по техническим возможностям использовать в дальнейшем технологию сплошного ремонта в качестве основного од к е. н! метода капитального ремонта линейной части магистральных нефтепроводов. С началом экономических реформ в стране произошло значительное падение объемов капитального ремонта нефтепроводов. Вследствие ухудшения финансового положения предприятий нефтепроводного транспорта и значительного увеличения стоимости материалов, труб, механизмов и оборудования, произошло снижение объемов капитального ремонта до 296 км в 1993 году. Появился риск потери достигнутого уровня функционирования нефте.

1 -' О’Д! ! ! ': проводов в связи со старением основных фондов.

В этих условиях Компания «Транснефть» перешла на реализацию программы, основным направлением которой являлись: переход к выборочному ремонту трубопроводов по результатам внутритрубной диагностики, обновление существующего парка техники, разработка технологий ремонта повышенной производительности.

Стратегия выборочного ремонта (как более дешевый и эффективный вид капитального ремонта) получила в настоящее время приоритетное значение вместо широкомасштабной сплошной замены протяженных участков трубопровода и заключается в том, что ремонтируются только дефектные трубы или дефектные участки. Применение технологии выборочного ремонта возможно только на основе проведения сплошного диагностического контроля трубопровода с использованием внутритрубных инспекционных снарядов (ВИС) высокого разрешения, позволяющих с высокой точностью выявлять дефекты. ! м.

Практический опыт 7-летнего использования внутритрубных профи-лемеров «Калипер» и дефектоскопов «Ультраскан», накопленный ОАО Центр технической диагностики «Диаскан» АК «Транснефть», показал высокую эффективность применения этих систем для неразрушающего диагностического контроля магистральных нефтепроводов. Этими ВИС выявляются аномалии геометрии труб (вмятины, гофры, овальности сечения) и дефекты стенки: потери металла различного происхождения (коррозионного, механического, технологического), а также внутристенные несплошности типа расслоений.

В ближайшем будущем для обследования отечественных магистральных нефтепроводов будут введены в эксплуатацию новые типы диагностических снарядов, позволяющие выявлять новые типы дефектов — трещины и трещиноподобные дефекты в основном металле труб и сварных швах (продольных, поперечных, спиральных). Таким образом, в АК «Транснефть» будет завершейо создание системы комплексного четырехуровневого диагностического контроля, обеспечивающей выявление потенциально опасных дефектов любых типов, которые могут служить причинами аварий на эксплуатируемых нефтепроводах.

Для оценки степени опасности дефектов кроме достоверной оценки геометрических параметров необходимы также достаточно эффективные расчетные методики. Очевидно, что чем точнее будет оцениваться опасность дефектов на стадии расчетного анализа, тем более обоснованно будет определяться необходимость ремонта этих дефектов.

В настоящее время вопросам оценки опасности дефектов посвящено значительное количество работ. На стадии проекта прочность магистрального трубопровода закладывается в соответствии с нормами СНиП 2.05.06−85. Возможность наличия дефектов в стенке трубы и сварных швах, их влияние на прочность трубопровода в этом нормативном документе не учитываются.

Вместе с тем, современные методы расчетного анализа позволяют проводить расчеты конструкций с дефектами на прочность и долговечность. При оценке прочности трубопроводов дефекты рассматриваются как концентраторы напряжений или как трещины. Соответственно в расчетах используются два критерия предельного состояния: образование макротрещины в наиболее нагруженной зоне (в вершине концентратора) и развитие макротрещины от исходного трещиноподобного дефекта. В первом случае расчеты сводятся к определению числа циклов до образования видимой усталостной трещины. Расчётное определение долговечности осуществляется по уравнениям кривых малоцикловой усталости с введением соответствующего запаса по долговечности. Во втором случае любой дефект независимо от его природы рассматривается как трещина. Долговечность определяется временем роста этой трещины под влиянием циклических нагрузок до критических размеров или до появления сквозного повреждения. Критические размеры трещин определяются на основе принципов нелинейной механики разрушения.

Математические модели накопления повреждений и роста усталостных трещин, методы механики разрушения нашли применение в работах ИМАШ РАН, ИПТЭР, ВНИИСТ, ВНМИГАЗ и др., посвященных методам оценки прочности и долговечности трубопроводов с дефектами. Это направление развито в трудах отечественных ученых А. Г. Гумерова, А. П. Гусенкова, Р. С. Зайнуллина, Н. А. Махутова, О. И. Стеклова, М. Ф. Фокина и др., а также в работах зарубежных исследователей А. Р. Даффи, Д. Ф. Кифнера, Г. Хана, М. Саррата, А. Розенфилда и др. Однако, практическое использование этих моделей, методов возможно только при наличии достоверной информации о геометрических параметрах дефектов и о других факторах.

При оценке прочности и долговечности трубопровода с дефектами важная роль принадлежит оценке напряженно-деформированного состояния (НДС) зоны дефекта. Для решения этой задачи используются различные расчетные и экспериментальные методы. В настоящее время значительное распространение получил метод конечных элементов (МКЭ), позволяющий определять НДСтела произвольной формы с учетом упругопластических деформаций материала. На практике описание геометрии дефекта может быть выполнено с такой точностью, с которой она может быть получена существующими методами неразрушающего контроля. Кроме точного описания геометрии дефекта важно также иметь достоверную информацию о параметрах других действующих факторов, таких как фактические свойства материала в зоне дефекта, данные о накопленной повреждаемости, о коррозионном воздействии среды и т. д. В реальных условиях получить в полном объеме всю необходимую информацию не представляется возможным.

Поэтому появилась задача: разработать методику расчета, которая позволяла бы в условиях неполноты информации с достаточной для инженерных целей точностью оценивать опасность дефектов, геометрические параметры которых задаются по данным внутритрубных дефектоскопов.

Достоверность такой методики может быть обеспечена только на основе обобщения экспериментальных данных по результатам натурных испытаний труб отечественного производства с дефектами.

Обзор технической литературы по экспериментальным исследованиям напряженного состояния трубопровода с поверхностными повреждениями показал, что в настоящее время выполнены отдельные исследования на на.

I • л I ', турных элементах труб с дефектами в виде вмятин, рисок и их комбинации (в частности, работы, проведенные в НфИМАШ РАН). В тоже время эксперименты по оценке прочности труб с коррозионными повреждениями либо отсутствуют, либо выполнены на трубах зарубежного производства (например, испытания труб в институте им. Баттеля, США).

Не менее важной проблемой, наряду с оценкой текущего технического состояния по результатам диагностики является решение задачи прогнозирования технического состояния нефтепровода, решение которой, должно, в свою очередь, основываться на математических моделях развития дефектов до предельного состояния.

Задача стоит не только в определении опасных по критерию статической прочности дефектов, требующих ремонта. Такие дефекты должны быть отремонтированы как можно в более короткие сроки, поскольку они в любой момент могут привести к отказу нефтепровода.

Для выбора стратегии эксплуатации нефтепровода с выявленными дефектами необходимо решить вопрос, что делать с остальными дефектами, которые являются неопасными на момент проведения внутритрубной диагностики и не требуют принятия срочных мер по их ремонту. Однако, с увеличением срока: эксплуатации МН под влиянием механических, коррозионных и других воздействий происходит развитие повреждений, рост ранее возникших и образование новых дефектов труб.

Результаты проведенных исследований показывают, что уровень напряжений существенно влияет на интенсивность коррозии. При уровнях окружных напряжений в действующих нефтепроводах, скорость коррозии более чем в 1,5 раза превышает скорость коррозии ненапряженного элемента. Таким образом, и коррозионные, и усталостные процессы в значительной мере зависят от уровня нагруженности нефтепровода. Поэтому без анализа уровня нагруженности, оценки НДС невозможно прогнозирование технического состояния трубопровода. Уровень НДС, в свою очередь, зависит от давления перекачки и профиля (высотных отметок) трассы трубопровода. С точки зрения коррозионной повреждаемости более опасными являются: пониженные участки трассы (ввиду возможности скопления воды и развития внутренней коррозии), участки с компенсаторами, упругими изгибами, переходы под автомобильными и железными дорогами, участки с агрессивными грунтами, подводные переходы. Результаты определения НДС с учетом профиля трассы и оценка скорости коррозии с учетом НДС позволяют сформировать прогноз коррозии и малоцикловой усталости по длине нефтепровода, ранжировать участки МН по степени риска аварий.

Возникновение новых и возможное развитие обнаруженных ранее дефектов до состояния опасных вызывают необходимость проведения повторных пропусков ВИС. Вместе с тем, необходимо учитывать, что проведение внутритрубной диагностики является довольно сложным организационно-техническим и дорогим мероприятием и что по уровню исходной дефектности и темпам развития дефектов отдельные участки нефтепроводов могут существенно отличаться. Поэтому возникает необходимость решения задачи определения оптимальной периодичности диагностирования МН с помощью i • инспекционных снарядов высокого разрешения.

Опыт эксплуатации магистральных нефтепроводов показывает, что дефекты в зависимости от их размеров, формы, ориентации могут приводить к нарушению целостности трубопровода через различные сроки службы. Глубокие острые дефекты, допущенные при изготовлении труб и выполнении строительно-монтажных работ — СМР (трещины, риски, царапины, риски во вмятинах, непровары значительных размеров), могут служить причиной разрушений трубопровода в первые месяцы эксплуатации, дефекты небольших размеров — спустя несколько десятилетий, (в результате накопления коррозионных и усталостных повреждений). Соответственно диагностирование должно производиться на протяжении всего жизненного цикла трубопровода с определенной периодичностью. Первичное — для выявления грубых дефектов труб и дефектов СМР — сразу по окончании строительства или в первые месяцы после ввода трубопровода в эксплуатацию. Практика проведения таких обследований в ОАО «Сибнефтепровод» и ОАО «Северо-Западные Магистральные Нефтепроводы» на участках, подвергнутых ремонту с заменой труб, подтвердила их необходимость.

Вопросы определения временных интервалов до второго и последующих диагностических обследований требуют более детального рассмотрения и обоснования. i ;

Определение периодичности диагностики напрямую связано с обеспечением надежности нефтепроводов. За время до очередной инспекции дефекты не должны получить опасного развития до критических размеров и стать причиной отказа (аварии) трубопровода. Кроме того, при оценке периодичности помимо данных о дефектах (состав, типы, плотность распределения, геометрические размеры, опасность дефектов, прогнозируемая скорость их развития) необходимо учитывать риск дальнейшей эксплуатации нефтепровода, зависящий в основном от тяжести последствий возможных аварий. Последнее в значительной мере связано с месторасположением исследуемого участка МН (потенциальной опасностью для жизни людей от выброса перекачиваемого продукта, затратами на устранение экологических последствий аварий и т. п.). Таким образом, определение периодичности диагностики требует учета влияния как факторов, определяющих возможность возникновения аварий, так и факторов, характеризующих величину ущерба от возможных аварий.

Выполненный анализ показал, что в отдельных работах, посвященных определению степени риска эксплуатации магистральных нефтепроводов, вопросы определения межинспекционных интервалов не рассматриваются.

Увеличение объемов внутритрубной диагностики предполагает оперативное устранение обнаруженных дефектов нефтепроводов. Это возможно только при внедрении принципиально новых эффективных технологий ремонта трубопроводов.

В настоящее время в России одной из самых распространенных является технология, предусматривающая вырезку дефектных участков нефтепровода и врезку (вварку) новых катушек (коротких участков трубопровода). Эта технология, применяемая как при капитальном ремонте, так и при выборочном ремонте, имеет ряд недостатков, а именно:

— Необходимость остановки перекачки нефти на длительное время, что может привести при широком использовании вырезки к значительным потерям в экономике страны из-за возможного срыва поставок нефти потребителям.

— Необходимость освобождения ремонтируемого участка нефтепровода от нефти, что требует отвода нефти по технологическим трубопроводам: в специально открытые котлованы или в другой нефтепровод. Такие работы являются весьма трудоемкими и экологически небезопасными и требуют последующей очистки грунта от нефтяных загрязнений и рекультивации прилегающей территории.

— Необходимость проведения сварочных работ на поверхности нефтепровода, требующих определенных мероприятий по обеспечению безопасности.

Реализация технологии вырезки в больших масштабах из-за приведенных выше причин сопряжена со значительными трудностями, поэтому ее применение следует ограничить только теми дефектами, ремонт которых другими методами невозможен или экономически нецелесообразен.

Решение проблемы эффективного ремонта магистральных нефтепроводов усугубляется тем, что нормативная база по ремонту МН устарела.

До настоящего времени ремонт дефектов на отечественных магистральных нефтепроводах осуществлялся в соответствии с изданными ранее 5 отраслевыми руководящими документами (РД 39−110−91, РД 39−147 103 334−86, РД 39−147 103−327−88, РД 39−147 103−360−89, «Правила капитального ремонта подземных трубопроводов»), ориентированными преимущественно на такие виды ремонта, как аварийный или временный. В соответствии с этими документами в практике эксплуатации находили применение различные виды ремонта, в числе которых были: установка приварных заплат или муфт, заварка локальных коррозионных дефектов, рисок, царапин, врезка новой катушки или замена участка трубопровода. Для устранения течей через свищи использовалась установка хомутов, чопиков. Ремонт с применением сварки на поверхности действующего нефтепровода допускался лишь при малых давлениях перекачки.

Анализируя ситуацию, сложившуюся на сегодня с нормативной базой по ремонту магистральных нефтепроводов России., можно выделить следующие проблемы. Отсутствует единый нормативный документ по ремонту нефтепроводов, объединяющий различные виды ремонта применительно к дефектам различных типов. 1 февраля 1996 г. истек срок действия последнего из нормативных! документов (РД 39−110−91), и в настоящее время в АК «Транснефть» нет нормативного документа, регламентирующего требования к проведению ремонта дефектов магистральных нефтепроводов. Документы устарели «морально», т.к. они не предназначены для проведения быстрого, эффективного выборочного ремонта опасных дефектов в тех значительных количествах, которые выявляются при внутритрубной диагностике. Кроме этого, существующие документы нуждаются в обновлении и дополнении на основе последних исследований по вопросам прочности магистральных нефтепроводов и обобщения опыта ремонта трубопроводов. Появление новых о м эффективных технологий ремонта и типов ремонтных конструкций также вызывает необходимость разработки практических рекомендаций по их применению.

Эти обстоятельства свидетельствуют о необходимости создания единого нормативного документа, определяющего состав работ по техническому обслуживанию и ремонту нефтепроводов, проводимых на основе диагностической информации. Разработка и внедрение такого документа позволит повысить уровень надежности и обеспечения безаварийной эксплуатации магистральных нефтепроводов на основе определения фактического технического состояния линейной части и своевременного проведения ремонтных мероприятий с использованием современных эффективных методов ремонта.

Учитывая тенденцию ухудшения состояния магистральных нефтепроводов по мере увеличения продолжительности эксплуатации под влиянием процессов накопления и развития повреждений, необходимость оптимального, экономного расходования финансовых ресурсов на поддержание системы МН в работоспособном состоянии (что возможно за счет применения внутритрубной диагностики и эффективных методов ремонта), была сформулирована цель настоящей диссертационной работы — разработка системы предупреждения отказов и продления сроков службы магистральных нефтепроводов России, которая позволит продлить их срок эксплуатации на период не менее 30 лет.

Для решения поставленной цели в диссертационной работе были решены следующие основные задачи:

1. На основе проведенного анализа состояния магистральных нефтепроводов, причин аварийности линейной части сформулированы основные положения системы предупреждения отказов и продления сроков службы МН, которая позволяет продлить их срок эксплуатации на период не менее 30 лет, не нарушая нормальный режим работы.

2. Разработана методология четырехуровневого интегрированного диагностического контроля МН с помощью внутритрубных инспекционных снарядов (ВИС) и оценки их технического состояния по результатам диагностирования.

3. Проведены натурные испытания на прочность труб с дефектами по: и С ¦ ¦ '- ' ' - тери металла коррозионного и механического происхождения и на основе обобщения их результатов разработана нормативная отраслевая методика оценки опасности дефектов МН по данным внутритрубных дефектоскопов. На основании статистического анализа диагностической информации 23 тыс. км обследованных МН АК «Транснефть» установлено, что! в среднем опас, 'ОН Н. :: .: ными по результатам расчетов на прочность (требующими ремонта или снижения рабочего давления) являются не более 1.5% дефектов от общего количества обнаруживаемых дефектов, остальные 98.5% дефектов являются неопасными и не требуют принятия срочных мер по ремонту.

4. Разработана методика прогнозирования индивидуального остаточного ресурса нефтепровода с трещиноподобными дефектами с учетом случайного характера его нагружения, позволяющая определять интервальные оценки времени безаварийной эксплуатации участков МН.

5. Разработана методика определения периодичности обследования магистральных нефтепроводов внутритрубными инспекционными снарядами, базирующаяся на принципе балльной оценки факторов риска.

6. Проведены исследования эффективности существующих в настоящее время в мировой практике методов ремонта магистральных трубопроводов без остановки перекачки. Сравнительный анализ показал, что по комплексу технико-экономических критериев наиболее эффективной и перепективной технологией выборочного ремонта является композитно-муфтовая' технология (КМТ).

7. Проведены натурные испытания на прочность и долговечность труб с дефектами, отремонтированными по КМТ. Положительные результаты испытаний на трубах отечественного производства с наиболее опасными де-. фектами при наиболее неблагоприятных режимах нагружения доказали высокую эффективность КМТ по полному восстановлению прочности и долговечности отремонтированных участков нефтепроводов.

8. Разработана методика выборочного ремонта МН по результатам внутритрубной диагностики, определяющая наиболее эффективные методы ремонта для каждого вида дефектов в зависимости от их геометрических параметров. л. i ] ¦

Научная новизна диссертации состоит в том, что в ней впервые получены следующие результаты:

1. Предложено решение задачи предупреждения отказов и продления срока службы магистральных нефтепроводов осуществлять на основе системного, комплексного подхода. Этот подход состоит в обнаружении в нефтепроводе средствами внутритрубной диагностики дефектов любого происхождения и ремонте их до того, как они получат развитие до критического состоянияпредусматривает классификацию дефектов по степени опасности на основании результатов расчетов на прочность, составление программ ремонта на основе информации об опасных дефектах, проведение мониторинга за развитием остальных дефектов по результатам периодического диагностирования с использованием компьютерных банков данных.

2. Определены требования к функциям' систем технического обслуживания и ремонта линейной части (JI4) МН. Установлено, что основной функцией системы технического обслуживания должно быть информационное обеспечение ремонта. Показано, что эта функция наиболее эффективно вы- 1 полняется при использовании средств внутритрубной диагностики.

3. Сформулированы основные требования, обеспечивающие эффективность проведения внутритрубной диагностикиобоснована экономическая целесообразность применения снарядов высокого разрешения.

4. Разработана расчетная методика прогнозирования индивидуального остаточного ресурса нефтепровода в зонах трещиноподобных дефектов с учетом случайного характера нагружения.

5. Разработан методический подход определения периодичности диагностирования магистральных нефтепроводов внутритрубными инспекционными снарядами, основанный на анализе факторов риска эксплуатации.

6. Сформулированы основные требования к проведению выборочного ремонта. Показано, что этим требованиям в наибольшей степени отвечает технология композитно-муфтового ремонта, эффективность которой для широкого круга наиболее опасных дефектов подтверждена результатами на.. турных испытаний.

7. Разработана методика выбора ремонтной технологии дефектных участков магистральных нефтепроводов по результатам внутритрубной диагностики, определяющая состав работ по техническому обслуживанию и ремонту нефтепроводов, проводимых на основе диагностической информации.

Практическая ценность работы заключается в том, что полученные в ней результаты позволили на принципиально новом высоком уровне, с использованием системного подхода осуществить на практике решение задач по предупреждению отказов и продлению срока службы магистральных нефтепроводов благодаря созданию эффективной системы их технического обслуживания и ремонта. Для этого при непосредственном участии автора был разработан ряд нормативно-методических документов:

— на основе обобщения результатов испытаний труб с различными дефектами разработана и совершенствуется нормативная методика оценки опасности дефектов по данным внутритрубных дефектоскопов;

— на основе анализа состава дефектов, обнаруживаемых при внутри-трубной диагностике, внесены предложения в проект Закона о трубопроводном транспорте и в СНиП на строительство магистральных трубопроводов, направленные на обеспечение их эксплуатационной надежности;

— разработан, согласован Госгортехнадзором России и утвержден в АК «Транснефть» руководящий документ: «Нормы периодичности обследования магистральных трубопроводов внутритрубными инспекционными снарядами» (РД 153−39−029−98);

— на основе сравнительного анализа различных технологий выборочного ремонта разработано технико-экономическое обоснование приобретения технологии ремонта магистральных нефтепроводов, согласованное ведущими научно-исследовательскими организациями отрасли и утвержденное АК «Транснефть» ;

— на основании проведенных натурных прочностных испытаний труб отечественного производства с опасными дефектами, отремонтированными | HJ по КМТ, выпущен Итоговый Протокол по результатам испытаний, согласоj ': t ': ' - ванный в Госгортехнадзоре РФ и утвержденный АК «Транснефть» ;

— на основании проведенных исследований выпущен отраслевой нормативный документ (РД 153−39−030−98) «Методы ремонта дефектных участков нефтепроводов по результатам внутритрубной диагностики» .

Проведение ремонта по данным диагностирования многократно повысило его эффективность. В результате достигнуто существенное повышение надежности, снижение аварийности магистральных нефтепроводов. В 1997 г. количество аварий составило 0,06 аварий на 1000 км нефтепроводов в год по сравнению с 0,25 в 1993 г.

Результаты внедрения основных положений диссертации представлены в Приложениях 11−14.

Основные результаты работы докладывались на Международной бизнес-конференции «Нефть и газ — 95» (Москва 1995 г.), на Научно-технической конференции «Диагностика магистральных нефтепроводов и технологического оборудования трубопроводного транспорта неразрушаю-щими методами контроля (Москва, 1995 г.), на Международных деловых встречах «Диагностика-94», «Диагностика-95», «Диагностика-96», «Диагностика-97» (Ялта 1994, 1995, 1996, 1997 гг. соответственно), «Диагностика-98» (Сочи, 1998 г.), на Международных научно-практических конференциях «Безопасность трубопроводов» (Москва 1995, 1997 гг.), на Научно-практическом семинаре «Старение трубопроводов, технология и техника их диагностики и ремонта» (Москва, 1996 г.), на научно-техническом семинаре «Передовые методы и средства защиты трубопроводных систем от коррозии» (Кострома, 1996 г.), на Четвертой Международной конференции «Транспортировка нефти и газа в бывшем Советском Союзе (Москва, 1996 г.), на Международной конференции «Трубопроводный транспорт — связующее звено между производителями нефти и ее потребителями» (Москва, 1997 г.), на Втором международном конгрессе «Новые высокие технологии для нефтяной и газовой промышленности и энергетики будущего» (Москва, 1997 г.), на 6-ом Всероссийском совещании-семинаре «Совершенствование Государственного надзора за безопасностью эксплуатации магистральных трубопроводов» (Уфа, 1997 г.), на совещании в Госкомитете по нефти и газу Украины (Киев, 1997 г.), на совещании в Институте электросварки им. Е. О. Патона (Киев, 1997 г.), на международной научно-производственной конференции «Основные проблемы эксплуатации магистральных нефтепроводов Казахстана» (Атырау, 1997 г.), на Международной конференции по диагностике трубопроводов (Хьюстон, 1998 г.), на Международной конференции «Трубопроводные проекты в России и СНГ» (Москва, 1998 г.), на Международной конференции «Коррозия — 98» (Львов, 1998 г.), на Международной конференции европейских нефтяных компаний по вопросам охраны окружающей среды (Брюссель, 1998г).

По теме диссертации автором опубликована 31 работа, в том числе две монографии [33,152] и учебное пособие [205].

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ.

1. Разработана система предупреждения отказов и продления срока службы магистральных нефтепроводов России, основанная на количественной оценке технического состояния магистральных нефтепроводов по результатам внутритрубной диагностики и применении эффективных методов ремонта. Внедрение данной системы дало возможность планировать затраты на ремонт, обоснованно распределять средства по объектам с учетом их фактического состояния, при тех же затратах на проведение ремонта многократно повысить его эффективность. Проведение выборочного ремонта по результатам диагностики позволило за период с 1993 г. по 1997 г. уменьшить количество аварий с 0.25 до 0.06 на 1000 км нефтепроводов.

2. На основании обобщения результатов натурных испытаний на прочность труб с дефектами потери металла коррозионного и механического происхождения разработана нормативная отраслевая методика оценки опасности дефектов стенки труб магистральных нефтепроводов по результатам внутритрубной дефектоскопии. Внедрение данной методики позволяет сократить количество дефектов, классифицируемых как опасные, на 60%, что приведет к существенному сокращению затрат на ремонт нефтепроводов и поддержание их в работоспособном состоянии.

3. В результате обобщения и анализа существующих методов прогнозирования коррозионного износа и малоцикловой усталости разработана методика, позволяющая в первом приближении оценивать индивидуальный остаточный ресурс нефтепровода в зоне дефекта при случайном характере на-гружения давлением перекачки.

4. Разработана нормативная отраслевая методика определения периодичности обследования магистральных нефтепроводов внутритрубными инспекционными снарядами (РД 153−39−029−98), базирующаяся на принципе балльной оценки факторов риска. Методика позволяет для каждого типа инспекционного снаряда и для каждого обследованного участка определить максимальный временной интервал до очередной инспекции и приоритетность диагностики для различных участков. Получено, что повторная инспекция должна проводиться не позже, чем через 3 года после первичного обследованиянаибольший интервал до следующего диагностического обследования составляет не более 6 лет.

5. На основании проведенных исследований эффективности существующих в настоящее время в мировой практике методов ремонта магистральных трубопроводов без остановки перекачки установлено, что по комплексу технических и экономических критериев наиболее перспективной технологией выборочного ремонта является композитно-муфтовая технология (КМТ). При непосредственном участии автора разработаны документы (технико-экономическое обоснование, технические требования, программа испытаний) и проведены мероприятия, позволившие впервые адаптировать и внедрить КМТ для ремонта МН России. Положительные результаты прочно> ! «стных испытаний труб отечественного производства с наиболее опасными дефектами при наиболее неблагоприятных режимах нагружения доказали высокую эффективность КМТ по полному восстановлению прочности и долговечности отремонтированных участков нефтепроводов на срок не менее 30 лет.

6. Разработана нормативная отраслевая методика выбора ремонтной технологии дефектных участков магистральных нефтепроводов по результатам внутритрубной диагностики (РД 153−39−030−98), определяющая состав работ по техническому обслуживанию и ремонту нефтепроводов. Внедрение этой методики позволит повысить уровень надежности и продлить срок службы магистральных нефтепроводов на основе определения фактического технического состояния линейной части и поддержания ее работоспособности с использованием современных эффективных методов ремонта.

7. С учетом вышеизложенного, на основании внедрения разработанных мероприятий по эффективному техническому обслуживанию и ремонту МН, прогнозируемое продление срока службы сети магистральных нефтепроводов АК «Транснефть» составит не менее 30 лет.

Научные результаты, полученные в работе, внедрены в практику эксплуатации, выборочного и капитального ремонтов всей системы магистральных нефтепроводов России. Разработанная в рамках диссертационной работы система предупреждения отказов и продления срока службы магистральных нефтепроводов России является основной частью, ключевым звеном созданной в АК «Транснефть» «системы обеспечения безопасной эксплуатации и продления срока службы магистральных нефтепроводов России на основе развертывания диагностических работ и применения эффективных методов ремонта.» Экономический эффект от внедрения последней, оцененный только на примере ОАО «Урало-сибирские магистральные нефтепроводы» за 1995;1997гг, составил 110 760 тыс. долларов США. Долевое участие автора диссертационной работы составляет 10% от этой суммы.